ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
ПО ОХРАНЕ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ПРИ СЖИГАНИИ
ТОПЛИВА В КОТЛАХ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ
МЕНЕЕ 20 ГКАЛ В ЧАС

Москва

1999

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

УТВЕРЖДАЮ

Председатель
Государственного комитета Российской Федерации
по охране окружающей среды

В.И. Данилов-Данильян

9 июля 1999 г.

МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В
АТМОСФЕРУ ПРИ СЖИГАНИИ ТОПЛИВА В КОТЛАХ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬЮ МЕНЕЕ 30 ТОНН ПАРА В ЧАС
ИЛИ МЕНЕЕ 20 ГКАЛ В ЧАС

(С УЧЕТОМ МЕТОДИЧЕСКОГО ПИСЬМА НИИ АТМОСФЕРА
№ 335/33-07 ОТ 17 МАЯ 2000 Г.)

Москва, 1999 г.

СВЕДЕНИЯ О ДОКУМЕНТЕ

Методика разработана научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха (НИИ Атмосфера) при участии Госкомэкологии Пермской области, Всероссийского научно-исследовательского теплотехнического института (ВТИ), энергетического института им. Г.М. Кржижановского (ЭНИН) и ООО «Импульс-Холдинг»

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: паровые и отопительные котлы, охрана атмосферы, выбросы загрязняющих веществ, оксиды азота, диоксид серы, мазутная зола, оксид углерода, твердые частицы, сажа, бенз(а)пирен

СОДЕРЖАНИЕ

Общие положения. 2

1 Определение выбросов газообразных загрязняющих веществ по данным инструментальных замеров. 3

2 Определение выбросов газообразных загрязняющих веществ расчетными методами. 5

2.1 Оксиды азота. 5

2.1.1 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании природного газа. 5

2.1.2 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании мазута. 7

2.1.3 Расчет выбросов оксидов азота при слоевом сжигании твердого топлива. 8

2.2 Оксиды серы.. 9

2.3 Оксид углерода. 10

3 Определение выбросов твердых загрязняющих веществ. 10

1 Определение выбросов твердых частиц поданным инструментальных замеров. 10

3.2 Расчет выбросов твердых частиц. 11

3.3 Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий. 12

3.4 Расчетное определение выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми и водогрейными котлами. 13

3.4.1 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах промтеплоэнергетических котлов малой мощности. 13

3.4.2 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах водогрейных котлов. 14

3.4.3 Расчет концентраций бенз(а)пирена в уходящих газах котлов малой мощности при сжигании твердых топлив. 14

Приложение А Расчет объема сухих дымовых газов. 15

Приложение Б. 16

Приложение В.. 16

Приложение Г. 17

Приложение Д Определение степени улавливания мазутной золы в пересчете на ванадий в золоулавливающих установках. 19

Приложение Е Коэффициенты, учитывающие влияние различных факторов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания. 19

Приложение Ж Примеры расчета концентрации бенз(а)пирена в продуктах сгорания паровых котлов малой мощности и водогрейных котлов, работающих на мазуте и природном газе. 20

Приложение З Методическое письмо НИИ Атмосфера № 335/33-07 от 17 мая 2000 г. «О проведении расчетов выбросов вредных веществ в атмосферу по «Методике определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час» (М., 1999) 28

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Настоящая методика (далее - Методика) предназначена для определения выбросов в атмосферный воздух загрязняющих веществ с дымовыми газами котлоагрегатов паропроизводительностью до 30 т/ч и водогрейных котлов мощностью до 25 МВт (20 Гкал/ч) по данным периодических измерений их концентраций в дымовых газах или расчетным путем при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива.

Методика применяется с начала отчетного периода - 1 января 2000 г. для:

составления статистической отчетности по форме 2-ТП (воздух);

установления предельно допустимых и временно согласованных выбросов;

планирования работ по снижению выбросов;

контроля выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Периодичность проверки Методики - 5 лет.

При определении валовых выбросов загрязняющих веществ в тоннах в год значения исходных величин, входящих в расчетные формулы, принимаются по отчетным данным предприятия, с усреднением их за этот период.

При определении максимальных выбросов загрязняющих веществ в граммах в секунду значение расхода топлива принимаются исходя из наибольшей нагрузки котельной установки за отчетный период.

1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ГАЗООБРАЗНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ПО ДАННЫМ ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫХ ЗАМЕРОВ

1.1 Суммарное количество M_j загрязняющего вещества j, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), определяется по уравнению

M_j = c_j · V_сг · B_р · k_n, (1)

где c_j - массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха α₀ = 1,4 и нормальных условиях¹, мг/нм³; определяется по п. 1.2;

¹ Температура 273 К и давление 101,3 кПа.

V_сг - объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 кг (1 нм³) топлива, при α₀ = 1,4, нм³/кг топлива (нм³/нм³ топлива).

B_р - расчетный расход топлива; определяется по п. 1.3;

при определении выбросов в граммах в секунду B_р берется в т/ч (тыс. нм³/ч); при определении выбросов в тоннах в год B_р берется в т/год (тыс. нм³/год);

k_n - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду k_n = 0,278 · 10^-3;

при определении выбросов в тоннах в год k_n = 10^-6.

1.2 Массовая концентрация загрязняющего вещества j определяется по измеренной² концентрации c_j^изм, мг/нм³, по соотношению

² Измерение концентрации загрязняющих веществ регламентируется соответствующими положениями отраслевых методических документов по инвентаризации (нормированию, контролю) выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

(2)

где α - коэффициент избытка воздуха в месте отбора пробы.

При использовании приборов, измеряющих объемную концентрацию загрязняющего вещества j, массовая концентрация определяется по соотношению

(3)

где I_j - измеренная объемная концентрация при коэффициенте избытка воздуха α, ppm¹;

¹ ppm = 1 см³/м³ = 1 нсм³/нм³ = 0,0001 % об.

ρ_j - удельная масса загрязняющего вещества, кг/нм³;

Для основных газообразных загрязняющих веществ, содержащихся в выбрасываемых в атмосферу дымовых газах котельных установок (оксидов азота в пересчете на NO₂, оксида углерода и диоксида серы), значения удельной массы ρ_j составляют:

ρ_NO₂ = 2,05 кг/нм³

ρ_CO = 1,25 кг/нм³ (4)

ρ_SO₂ = 2,86 кг/нм³.

Формулы (4) получены в предположении, что перечисленные газы являются идеальными.²

² Погрешность, вносимая этим предположением, значительно меньше погрешности измерений.

Коэффициент избытка воздуха α с достаточной степенью точности может быть найден по приближенной кислородной формуле

(5)

где О₂ - измеренная концентрация кислорода в месте отбора пробы дымовых газов, %¹.

¹ Для более точного определения α в уравнение (5) применяется значение концентрации избыточного кислорода

O₂^изб = O₂ - 0,5(CO + H₂) - 2CH₄ - 3C_nH_m

Однако, если обеспечен нормальный топочный режим, содержание СО, Н₂, СН₄ и С_nН_m не превышает 0,01 % по объему, и можно считать, что

O₂^изб @ O₂

При расчете максимальных выбросов загрязняющего вещества в граммах в секунду берутся максимальные значения массовой концентрации этого вещества при наибольшей нагрузке за отчетный период.

При определении валовых выбросов в тоннах в год используется среднее значение массовой концентрации загрязняющего вещества за год. Среднее значение массовой концентрации определяется по средней за рассматриваемый промежуток времени нагрузке котла. При этом пользуются заранее построенными зависимостями концентраций загрязняющих веществ от нагрузки котла. Построение указанных зависимостей проводится не менее чем по трем точкам - при минимальной, средней и максимальной нагрузках.²

² При определении валовых выбросов диоксида серы за длительный, промежуток времени используется расчетный метод (см. п. 2.2 раздела 2, данной Методики).

1.3 Расчетный расход топлива В_р, т/ч (тыс. нм³/ч) или т/год (тыс. нм³/год), определяется по соотношению

(6)

где В - полный расход топлива на котел, т/ч (тыс. нм³/ч) или т/год (тыс. нм³/год);

q₄ - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %.

Значение В определяется по показаниям прибора или по обратному тепловому балансу (при проведении испытаний котла).

1.4 Расчет объема сухих дымовых газов V_сг проводится по нормативному методу¹ по химическому составу сжигаемого топлива или табличным данным. Расчетные формулы приведены в Приложении А.

¹ Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод, М., Энергия, 1973.

При недостатке информации о составе сжигаемого топлива объем сухих дымовых газов может быть рассчитан по приближенной формуле

V_сг = K · Q_i^r, (7)

где Q_i^r - низшая рабочая теплота сгорания топлива, МДж/кг (МДж/нм³);

K - коэффициент, учитывающий характер топлива и равный:

для газа.................................................... 0,345

для мазута............................................... 0,355

для каменных углей............................... 0,365

для бурых углей..................................... 0,375

1.5 С учетом (3), (5) и (7) соотношение (1) для расчета суммарного количества загрязняющего вещества j (при использовании приборов, измеряющих объемную концентрацию в ppm) записывается в виде

(8)

С учетом (4) выбросы оксидов азота, оксида углерода и диоксида серы определяются по соотношениям

(9)

(10)

(11)

1.6 В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие (с учетом различия в молекулярной массе этих веществ)

M_NO₂ = 0,8 · M_NOx, (12)

(13)

где μ_NO и μ_NO₂ - молекулярные массы NO и NO₂, равные 30 и 46 соответственно;

0,8 - коэффициент трансформации оксида азота в диоксид¹.

¹ Численное значение коэффициента трансформации может устанавливаться расчетно-экспериментальным методом, утверждаемым Госкомэкологией России.

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ГАЗООБРАЗНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ РАСЧЕТНЫМИ МЕТОДАМИ

2.1 Оксиды азота

2.1.1 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании природного газа

Суммарное количество оксидов азота NO_x в пересчете на NO₂ (в г/с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, определяются по формуле

M_NOx = B_р · Q_i^r · K_NO₂^г · β_к · β_t · β_α · (1 - β_г) · (1 - β_δ) · k_п, (14)

где B_р - расчетный расход топлива, нм³/с (тыс. нм³/год);

при работе котла в соответствии с режимной картой с достаточной степенью точности может быть принято B_р = В - фактическому расходу топлива на котел;

Q_i^r - низшая теплота сгорания топлива, МДж/нм³;

K_NO₂^г - удельный выброс оксидов азота при сжигании газа, г/МДж.

Для паровых котлов

(15)

где D - фактическая паропроизводительность котла, т/ч.

Для водогрейных котлов

(16)

где Q_т - фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, МВт, определяемая по формуле

Q_т = B_p · Q_i^r, (17)

β_к - безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелки.

Для всех дутьевых горелок напорного типа (т.е. при наличии дутьевого вентилятора на котле) принимается β_к = 1,0.

Для горелок инжекционного типа принимается β_к = 1,6.

Для горелок двухступенчатого сжигания (ГДС) β_к = 0,7.

β_t - безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения

β_t = 1 + 0,002 · (t_гв - 30), (18)

где t_гв - температура горячего воздуха, °С.

β_α - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота.

В общем случае значение β_α = 1,225.

При работе котла в соответствии с режимной картой β_α = 1.

Для котлов с напорными (дутьевыми) горелками или горелками ГДС при наличии результатов испытаний котла с измерением О₂ и СО для более точного учета избытка воздуха используется формула^*)

^*) Снижение коэффициента β_α (т.е. уменьшение выбросов NO_x) за счет снижения концентрации кислорода О₂ ограничивается ростом концентрации СО сверх 0,01 %. Увеличивать концентрацию кислорода О₂ для снижения β_α не рекомендуется по причине роста потерь с уходящими газами q₂.

(19)

где О₂ - концентрация кислорода в дымовых газах за котлом, %;

- относительная тепловая нагрузка котла, равная отношению

или

где Q_ф, D_ф, Q_н и D_н - соответственно фактические и номинальные тепловая нагрузка и паропроизводительность котла, МВт, т/ч.

Для котлов с инжекционными горелками влияние избытка воздуха учитывается коэффициентом β_α^и

(20)

где S"_т - разрежение в топке, кгс/м² (мм вод. ст.)

β_г - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота.

При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом

(21)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, %.

β_δ - безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру

β_δ = 0,022 · δ, (22)

где δ - доля воздуха, подаваемого в промежуточную зону факела (в процентах от общего количества организованного воздуха);

k_п - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду k_п = 1;

при определении выбросов в тоннах в год k_п = 10^-3.

При определении максимальных выбросов оксидов азота в граммах в секунду по формуле (14) значения входящих в формулу величин определяются при максимальной тепловой мощности котла.

При определении валовых выбросов оксидов азота за год значения входящих в формулу (14) величин определяются по средней за рассматриваемый промежуток времени нагрузке котла.

2.1.2 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании мазута

Суммарное количество оксидов азота NO_x в пересчете на NО₂ (в г/с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, определяется по формуле

M_NOx = B_р · Q_i^r · K_NO₂^м · β_t · β_α · (1 - β_г) · (1 - β_δ) · k_п, (23)

где В_р - расчетный расход топлива, кг/с (т/год), определяемый по формуле

(24)

где В - фактический расход топлива на котел кг/с (т/год);

q₄ - потери тепла от механической неполноты сгорания, %;

Q_i^r - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

K_NO₂^м - удельный выброс оксидов азота при сжигании мазута, г/МДж;

Для паровых котлов

(25)

где D - фактическая паропроизводительность котла, т/ч.

Для водогрейных котлов

(26)

где Q_т - фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, определяемая по формуле (17).

Приведенные зависимости K_NO₂^м от D и Q_т справедливы для мазутов, поставляемых отечественными НПЗ.

β_t - безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения; определяется по формуле (18);

β_α - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота при сжигании мазута.

В общем случае значение β_α = 1,113.

При работе котла в соответствии с режимной картой β_α = 1.

При наличии результатов испытаний котла с измерением О₂ и СО для более точного учета избытка воздуха используют формулу^*).

(27)

где О₂ концентрация кислорода в дымовых газах за котлом, %;

- относительная тепловая нагрузка котла, равная отношению

или

При подаче газов рециркуляции в смеси с воздухом

(28)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, %.

β_δ - безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру:

β_δ = 0,018 · δ, (29)

k_п - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду k_п = 1;

при определении выбросов в тоннах в год k_п = 10^-3.

2.1.3 Расчет выбросов оксидов азота при слоевом сжигании твердого топлива

Для котлов, оборудованных топками с неподвижной, цепной решеткой, с пневмомеханическим забрасывателем и для шахтных топок с наклонной решеткой суммарное количество оксидов азота NO_x в пересчете на NO₂ (в г/с, т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, определяется по формуле

M_NOx = B_р · Q_i^r · K_NO₂^т · β_г · k_п, (30)

где B_р - расчетный расход топлива, определяемый по формуле (24), кг/с (т/год);

Q_i^r - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

K_NO₂^т - удельный выброс оксидов азота при слоевом сжигании твердого топлива, г/МДж.

Величина K_NO₂^т определяется по формуле

(31)

где α_т - коэффициент избытка воздуха в топке, определяемый по формуле

(32)

где О₂ - концентрация кислорода в дымовых газах за котлом, %;

при отсутствии информации о концентрации кислорода в дымовых газах за котлом можно принимать α_т = 2,5;

R₆ - характеристика гранулометрического состава угля - остаток на сите с размером ячеек 6 мм, %;

принимается по сертификату на топливо;

q_R - тепловое напряжение зеркала горения, МВт/м². Величина q_R определяется по формуле

q_R = Q_т/F. (33)

где F - зеркало горения (определяется по паспортным данным котельной установки), м²;

β_г - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов, подаваемых в смеси с дутьевым воздухом под колосниковую решетку, на образование оксидов азота;

(34)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, %;

k_п - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в граммах в секунду k_п = 1;

при определении выбросов в тоннах в год k_п = 10^-3.

В связи с установленными раздельными ПДК на оксид и диоксид азота и с учетом трансформации оксидов азота суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие, расчет которых проводится согласно п. 1.6 данной Методики.

2.2 Оксиды серы

Суммарное количество оксидов серы M_SO₂, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), вычисляют по формуле

M_SO2 = 0,02 · B · S^r · (1 - η'_SO₂) · (1 - η"_SO2), (35)

где В - расход натурального топлива за рассматриваемый период, г/с (т/год);

S^r - содержание серы в топливе на рабочую массу, %;

η'_SO₂ - доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котле;

η"_SO₂ ^_ доля оксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе попутно с улавливанием твердых частиц.

Ориентировочные значения η'_SO₂ при сжигании различных видов топлива составляют:

Топливо η'_SO₂

торф............................................................................................ 0,15

сланцы эстонские и ленинградские........................................ 0,8

сланцы других месторождений............................................... 0,5

экибастузский уголь................................................................. 0,02

березовские угли Канско-Ачинского бассейна

для топок с твердым шлакоудалением.................... 0,5

для топок с жидким шлакоудалением..................... 0,2

другие угли Канско-Ачинского бассейна

для топок с твердым шлакоудалением.................... 0,2

для топок с жидким шлакоудалением.................... 0,05

угли других месторождений.................................................... 0,1

мазут........................................................................................... 0,02

газ.................................................................................................. 0

Доля оксидов серы (η"_SO₂), улавливаемых в сухих золоуловителях, принимается равной нулю. В мокрых золоуловителях эта доля зависит от общей щелочности орошающей воды и от приведенной сернистости топлива S^пр.

(36)

При характерных для эксплуатации удельных расходах воды на орошение золоуловителей 0,1 - 0,15 дм³/нм³ η"_SO₂ определяется по рисунку Б1 Приложения Б.

При наличии в топливе сероводорода к значению содержания серы на рабочую массу S^r в формуле (35) прибавляется величина

ΔS^r = 0,94 · H₂S, (37)

где H₂S - содержание на рабочую массу сероводорода в топливе, %.

Примечание. - При разработке нормативов предельно допустимых и временно согласованных выбросов (ПДВ, ВСВ) рекомендуется применять балансово-расчетный метод, позволяющий более точно учесть выбросы диоксида серы. Это связано с тем, что сера распределена в топливе неравномерно. При определении максимальных выбросов в граммах в секунду используются максимальные значения S^r фактически использовавшегося топлива. При определении валовых выбросов в тоннах в год используются среднегодовые значения S^r.

2.3 Оксид углерода

Расчет количества выбросов СО выполняется по данным инструментальных замеров в соответствии с разделом 1 данной Методики.

При отсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, г/с (т/год), может быть выполнена по соотношению

(38)

где В - расход топлива, г/с (т/год);

С_СО - выход оксида углерода при сжигании топлива, г/кг (г/нм³) или кг/т (кг/тыс. нм³). Определяется по формуле

C_CO = q₃ · R · Q_i^r, (39)

где q₃ - потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %;

R - коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания оксида углерода; принимается для

твердого топлива..................... 1,0

мазута........................................ 0,65

газа............................................. 0,5

Q_i^r - низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг (МДж/нм³);

q₄ - потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %.

При отсутствии эксплуатационных данных значения q₃, q₄ принимаются по таблице В1 Приложения В.

Ориентировочная оценка суммарного количества выбросов оксида углерода М_CO, (г/с, т/год) может проводиться по формуле

(40)

где K_CO - количество оксида углерода, образующееся на единицу тепла, выделяющегося при горении топлива, кг/ГДж; принимается по таблице В2 Приложения В.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫБРОСОВ ТВЕРДЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ

1 Определение выбросов твердых частиц поданным инструментальных замеров

Максимальный (г/с) выброс твердых частиц М_тв, поступающих в атмосферу с дымовыми газами, определяется по соотношению

М_тв = с_эксп · V_г^p, (41)

где с_эксп - замеренная массовая концентрация твердых частиц в дымовых газах при работе котла на максимальной нагрузке, г/м³;

V_г^p - реальный объем дымовых газов, замеренный в том же сечении газохода, где замерялась запыленность, или рассчитанный по составу топлива (ориентировочные данные приведены в Приложении З)¹ при рабочих условиях и работе котла на максимальной нагрузке, м³/с.

¹ Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод, М., Энергия, 1973.

В том случае, если замерить V_г^p не представляется возможным, а также при отсутствии данных по химическому составу топлива, для определения реального объема газов можно воспользоваться приближенным соотношением

(42)

где В - секундный расход натурального топлива, кг/с (нм³/с);

α - коэффициент избытка воздуха, замеренный в том же сечении;

t_p - температура дымовых газов в том же сечении, °С;

k_i - численные коэффициенты, подобранные для каждого вида топлива методом наименьших квадратов:

Вид топлива	k₁	k₂	k₃	k₄
Бурые угли	1,219	0,234	0,355	0,251
Каменные угли	0,403	0,265	0,0625	0,264
Природный газ	0,739	0,278	0,0864	0,267
Мазут	-0,633	0,298	0,372	0,256

При совместном сжигании топлив разных видов расчет максимальных выбросов твердых частиц (г/с) проводится по данным инструментальных замеров, сделанных при работе котла на максимальной нагрузке и максимальной доле (по теплу) наиболее зольного вида топлива.

Валовые выбросы твердых частиц (т/год) за отчетный период определяются расчетным методом.

3.2 Расчет выбросов твердых частиц

3.2.1 Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) М_тв, поступающих в атмосферу с дымовыми газами котлов (г/с, т/год), вычисляют по одной из двух формул

(43)

или

(44)

где В - расход натурального топлива, г/с (т/год);

А^r - зольность топлива на рабочую массу, %;

а_ун - доля золы, уносимой газами из котла (доля золы топлива в уносе); при отсутствии данных замеров можно использовать ориентировочные значения, приведенные в нормативном методе «Тепловой расчет котельных агрегатов»;

η_з - доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителях¹;

¹ В расчете не учитывается влияние сероулавливающих установок.

Г_ун - содержание горючих в уносе, %; при отсутствии данных замеров расчет М_тв ведется по формуле (44);

q₄ - потери тепла от механической неполноты сгорания топлива, %; при отсутствии данных можно использовать ориентировочные значения, приведенные в таблице В1 Приложения В.

Q_i^r - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

32,68 - теплота сгорания углерода, МДж/кг.

3.2.2 Количество летучей золы (М_з) в г/с (т/год), входящее в суммарное количество твердых частиц, уносимых в атмосферу, вычисляют по формуле

М_з = 0,01 · В · а_ун · А^r · (1 - η_з) (45)

3.2.3 Количество коксовых остатков при сжигании твердого топлива и сажи при сжигании мазута (М_к) в г/с (т/год), образующихся в топке в результате механического недожога топлива и выбрасываемых в атмосферу, определяют по формуле

М_к = М_тв - М_з. (46)

Примечание. - При определении максимальных выбросов в г/с используются максимальные значения А^r фактически использовавшегося топлива. При определении валовых выбросов в т/год используются среднегодовые значения А^r.

3.3 Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий

Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов. Биологическое ее воздействие на окружающую среду рассматривается как воздействие единого целого. В качестве контролирующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе установлен санитарно-гигиенический норматив (ПДК).

Суммарное количество мазутной золы (М_мз) в пересчете на ванадий, в г/с или т/год, поступающей в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании мазута, вычисляют по формуле

(47)

где G_v - количество ванадия, находящегося в 1 т мазута, г/т.

G_v в г/т может быть определено одним из двух способов:

- по результатам химического анализа мазута:

G_v = a_v · 10⁴, (48)

где a_v - фактическое содержание элемента ванадия в мазуте, %;

10⁴ - коэффициент пересчета;

- по приближенной формуле (при отсутствии данных химического анализа):

G_v = 2222 · А^r, (49)

где 2222 - эмпирический коэффициент;

А^r - содержание золы в мазуте на рабочую массу, %.

Примечание. - При отсутствии данных химического анализа значения A^r принимаются по данным, опубликованным в справочнике «Энергетическое топливо СССР», М.; Энергоатомиздат, 1991 или по таблице Г1 Приложения Г.

В - расход натурального топлива;

при определении выбросов в г/с В берется в т/ч;

при определении выбросов в т/год В берется в т/год;

η_ос - доля ванадия, оседающего с твердыми частицами на поверхности нагрева мазутных котлов, которую принимают равной:

0,07 - для котлов с промпароперегревателями, очистка поверхностей которых производится в остановленном состоянии;

0,05 - для котлов без промпароперегревателей при тех же условиях очистки.

η^v_з_y - степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, % (см. Приложение Д);

k_п - коэффициент пересчета;

при определении выбросов в г/с k_п = 0,278 · 10^-3;

при определении выбросов в т/год k_п = 10^-6.

3.4 Расчетное определение выбросов бенз(а)пирена в атмосферу паровыми и водогрейными котлами

Выброс бенз(а)пирена, поступающего в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), рассчитывается по уравнению (1).

3.4.1 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах промтеплоэнергетических котлов малой мощности

3.4.1.1 Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм³, в сухих продуктах сгорания мазута на выходе из топочной камеры определяется по формулам:

- для α"_т = 1,08 ÷ 1,25:

(50)

- для α"_т > 1,25:

(51)

3.4.1.2 Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм³, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны промтеплоэнергетических котлов малой мощности определяется по формулам:

- при α"_т = 1,08 ÷ 1,25:

(52)

- при α"_т > 1,25:

(53)

В формулах (50) - (53):

R - коэффициент, учитывающий способ распыливания мазута:

для паромеханических форсунок R = 0,75;

для остальных случаев R = 1;

α"_т - коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки;

q_v - теплонапряжение топочного объема, кВт/м³;

При сжигании проектного топлива величина q_v берется из технической документации на котельное оборудование;

При сжигании непроектного топлива величина q_v рассчитывается по соотношению

q_v = B_p · Q_i^r/V_т,

где В_р = В · (1 - q₄/100) - расчетный расход топлива на номинальной нагрузке, кг/с (м³/с);

В - фактический расход топлива на номинальной нагрузке, кг/с (м³/с);

Q_i^r - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м³);

V_т - объем топочной камеры, м³; берется из техдокументации на котел.

K_д - коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяется по графику рис. Е1 Приложения Е);

K_р - коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяется по графику рис. Е2 Приложения Е);

K_ст - коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания, (определяется по графику рис. Е3 Приложения Е).

Для расчета максимальных и валовых выбросов по формуле (1) концентрации бенз(а)пирена, рассчитанные по формулам (50) - (53) приводятся к избыткам воздуха α = 1,4 по формуле (2) настоящей методики.

3.4.2 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах водогрейных котлов

3.4.2.1 Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм³, в сухих продуктах сгорания мазута на выходе из топочной камеры водогрейных котлов определяется по формулам:

- для α"_т = 1,05 ÷ 1,25 и q_v = 250 ÷ 500 кВт/м³:

(54)

- для α"_т > 1,25 и q_v = 250 ÷ 500 кВт/м³:

(55)

3.4.2.2 Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм³, в сухих продуктах сгорания природного газа на выходе из топочной зоны водогрейных котлов малой мощности определяется по формулам:

- для α"_т = 1,05 ÷ 1,25 и q_v = 250 ÷ 500 кВт/м³:

(56)

- для α"_т > 1,25 и q_v = 250 ÷ 500 кВт/м³:

(57)

В формулах (54) - (57) обозначения те же, что и в формулах (50) - (53); коэффициенты K_д, K_р, K_ст принимаются по графикам рисунков Е1 - Е3 Приложения Е.

Коэффициент K_o, учитывающий влияние дробевой очистки конвективных поверхностей нагрева на работающем котле, принимается:

при периоде между очистками 12 ч............................ 1,5

при периоде между очистками 24 ч............................ 2,0

при периоде между очистками 48 ч............................ 2,5

Для расчета максимальных и валовых выбросов по формуле (1) концентрации бенз(а)пирена, рассчитанные по формулам (54) - (57) приводятся к избыткам воздуха α = 1,4 по формуле (2) настоящей методики.

3.4.3 Расчет концентраций бенз(а)пирена в уходящих газах котлов малой мощности при сжигании твердых топлив

Концентрацию бенз(а)пирена в сухих дымовых газах котлов малой мощности при слоевом сжигании твердых топлив c_бп (мг/нм³), приведенную к избытку воздуха в газах α = 1,4, рассчитывают по формуле:

(58)

где А - коэффициент, характеризующий тип колосниковой решетки и вид топлива;

Коэффициент А принимают равным

для углей и сланцев..................................... 2,5

для древесины и торфа................................ 1,5

Q_i^r - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг;

R - коэффициент, характеризующий температурный уровень экранов;

для t_н ≥ 150 °С............................................... R = 350

для t_н < 150 °С............................................... R = 290

где t_н - температура насыщения при давлении в барабане паровых котлов или на выходе из котла для водогрейных котлов; (см. нормативный метод «Тепловой расчет котельных агрегатов»);

К_д - коэффициент, учитывающий нагрузку котла;

(59)

где D_н - номинальная нагрузка котла, кг/с;

D_ф - фактическая нагрузка котла, кг/с;

К_зу - коэффициент, учитывающий степень улавливания бенз(а)пирена золоуловителем и определяемый по соотношению

К_зу = 1 - η_зу · z, (60)

где η_зу - степень очистки газов в золоуловителе по золы, %;

z - коэффициент, учитывающий снижение улавливающей способности золоуловителем бенз(а)пирена:

при температуре газов перед золоуловителем t'_зу ≥ 185 °С

z = 0,8 - для сухих золоуловителей

z = 0,9 - для мокрых золоуловителей

при температуре газов перед золоуловителем t'_зу < 185 °С.

z = 0,7 - для сухих золоуловителей

z = 0,8 - для мокрых золоуловителей.

Методика разработана по материалам экспериментов на котлах типа ДКВР-10, КЕ-10, ДКВР-4, КВТС-20, КС и КЧМ-3.

Примеры расчета концентрации бенз(а)пирена в продуктах сгорания различных видов топлива приведены в Приложении Ж.

Приложение А

(справочное)

Расчет объема сухих дымовых газов

А1 Объем сухих дымовых газов при нормальных условиях определяется по уравнению

V_дг = V_г⁰ + (α - 1) · V⁰ - V⁰_Н_2O (A1)

где V⁰, V_г⁰ и V⁰_Н2О - соответственно объемы воздуха, дымовых газов и водяных паров при стехиометрическом сжигании одного килограмма (1 нм³) топлива, нм³/кг (нм³/нм³).

А2 Для твердого и жидкого топлива расчет выполняют по химическому составу сжигаемого топлива по формулам

V⁰ = 0,0889 · (С^г + 0,375 · S^r_op+k) + 0,265 · H^r - 0,0333 · O^r (A2)

V⁰_Н2О = 0,111 · Н^r + 0,0124 · W^r + 0,0161 · V⁰ (A3)

(А4)

где С^r, S^r_op₊_k, Н^u, О^r, N^r - соответственно содержание углерода, серы (органической и колчеданной), водорода, кислорода и азота в рабочей массе топлива, %;

W^r - влажность рабочей массы топлива, %.

A3 Для газообразного топлива расчет выполняется по формулам

(А5)

(A6)

(A7)

где СО, С0₂, Н₂, H₂S, C_mH_n, N₂, O₂ - соответственно, содержание оксида углерода, диоксида углерода, водорода, сероводорода, углеводородов, азота и кислорода в исходном топливе, %;

m и n - число атомов углерода и водорода соответственно;

d_г.тл. - влагосодержание газообразного топлива, отнесенное к 1 нм³ сухого газа, г/нм³.

Химический состав твердого, жидкого и газообразного топлива может быть определен по справочнику «Энергетическое топливо СССР», - М.: Энергоатомиздат, 1991 или по аналогичным справочникам.

Приложение Б

Щелочность орошающей воды, мг-экв./дм³: - 1 - 10

2 - 5

3 - 0

Рисунок Б1 - Степень улавливания оксидов серы в мокрых золоуловителях в зависимости от приведенной сернистости топлива и щелочности орошающей воды

Приложение В

Таблица В1 - Характеристика топок котлов малой мощности

Вид топок и котлов	Топливо	q₃, %	q₄, %	Примечание
С неподвижной решеткой и ручным забросом топлива	Бурые угли	2,0	8,0
	Каменные угли	2,0	7,0
	Антрациты AM и АС	1,0	10,0
Топки с цепной решеткой	Донецкий антрацит	0,5	13,5/10	Большие значения q₄ - при отсутствии средств уменьшения уноса; меньшие значения q₄ - при остром дутье и наличии возврата уноса, а также для котлов производительностью 25 - 35 т/ч
Шахтно-цепные топки	Торф кусковой	1,0	2,0
Топки с пневмомеханическим забрасывателем и цепной решеткой прямого хода	Угли типа кузнецких	0,5 - 1,0	5,5/3
	Угли типа донецкого	0,5 - 1,0	6/3,5
	Бурые угли	0,5 - 1,0	5,5/4
Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода	Каменные угли	0,5 - 1,0	5,5/3
	Бурые угли	0,5 - 1,0	6,5/4,5
Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой	Донецкий антрацит	0,5 - 1,0	13,5/10
	Бурые угли типа:
	подмосковных,	0,5 - 1,0	9/7,5
	бородинских	0,5 - 1,0	6/3
	Угли типа кузнецких	0,5 - 1,0	5,5/3
Шахтные топки с наклонной решеткой	Дрова, дробленые отходы, опилки, торф кусковой	2	2
Топки скоростного горения	Дрова, щепа, опилки	1	4/2
Слоевые топки котлов паропроизводительностью более 2 т/ч	Эстонские сланцы	3	3
Камерные топки с твердым шлакоудалением	Каменные угли	0,5	5/3
	Бурые угли	0,5	3/1,5
	Фрезерный торф	0,5	3/1,5
Камерные топки	Мазут	0,2	0,1
	Газ (природный, попутный)	0,2	0
	Доменный газ	1,0	0

Таблица В2 - Значения коэффициента К_СО в зависимости от типа топки и вида топлива

Тип топки	Вид топлива	К_СО, кг/ГДж
С неподвижной решеткой и ручным забросом топлива	Бурые угли	2,0
	Каменные угли	2,0
	Антрациты AM и АС	1,0
С пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой	Бурые и каменные угли	0,7
	Антрацит АРШ	0,6
С цепной решеткой прямого хода	Антрацит АС и AM	0,4
С забрасывателями и цепной решеткой	Бурые и каменные угли	0,7
Шахтная	Твердое топливо	2,0
Шахтно-цепная	Торф кусковой	1,0
Наклонно-переталкивающая	Эстонские сланцы	2,9
Слоевые топки бытовых теплогенераторов	Дрова	14,0
	Бурые угли	16,0
	Каменные угли	7,0
	Антрацит, тощие угли	3,0
Камерные топки	Мазут	0,13
Паровые и водогрейные котлы	Газ природный, попутный и коксовый	0,1
Бытовые теплогенераторы	Газ природный	0,05
Бытовые теплогенераторы	Легкое жидкое (печное) топливо	0,08

Приложение Г

(справочное)

Таблица Г1 - Зольность и общая влага мазутов

Завод-изготовитель	Марка мазута	Зольность А^r, %	Содержание влаги, W^r, %
Московский	40	0,054	0,27
	40	0,031	0,13
	100	0,033	0,12
Ангарский	40	0,022	0,01
	40	0,027	0,02
	100	0,020	0,01
	100	0,020	0,02
Салаватнефтеоргсинтез	40	0,06	следы
	40	0,05	следы
	100	0,05	следы
Сызранский	100	0,09	0,50
Сызранский	100	0,11	0,50
Горькнефтеоргсинтез	40В	0,023	0,05
	40 высокосернистый	0,023	0,06
	100В	0,027	0,05
	100 высокосернистый	0,033	0,07
Саратовский	40В	0,04	0,19
Саратовский	40В	0,04	0,12
Уфимский ордена Ленина	40	0,07	отсутствует
Уфимский ордена Ленина	100	0,08	отсутствует
Новоуфимский	100	0,05	следы
Новоуфимский	100	0,04	следы
Ишимбайский	40	0,05	0,25
	40	0,06	0,39
	100	0,06	0,13
	100	0,07	0,12
Ярославнефтеоргсинтез	40	0,02	0,16
	100	0,02	0,10
	40В	0,02	следы
Орский	40 сернистый	0,05	0,34
	40 высокосернистый	0,05	0,33
	100 сернистый	0,05	0,30
	100 высокосернистый	0,05	0,33
Новополоцкнефтеоргсинтез	40В	0,018	отсутствует
	100В	0,017	следы
	100В	0,02	0,01
	100 высокосернистый	0,03	0,02
	100	0,02	0,01
	100 высокосернистый	0,03	0,05
Новокуйбышевский	40В	0,03	отсутствует
	40 сернистый	0,03	отсутствует
	100	0,04	отсутствует
	40	0,12	следы
Куйбышевский	100	0,13	следы
Куйбышевский	100	0,13	0,20
Пермьнефтеоргсинтез	40	0,02	отсутствует
	100	0,03	отсутствует
	100	0,02	отсутствует
Ухтинский	40	0,02	0,02
Рязанский	40В	0,03	следы
	40	0,04	0,09
	40В	0,06	отсутствует
	40	0,04	0,06
	100	0,04	0,12
Гурьевский	100В	0,028	следы
Гурьевский	100В	0,039	0,21
Красноводский	100В	0,036	0,17
Красноводский	100В	0,035	0,23
Комсомольский	40	0,019	0,28
	40В	0,014	0,25
	100	0,019	0,41
	100В	0,015	0,23
	100В	0,031	0,06
Кременчугский	100В	0,029	0,09
Заводы Баку	40МС	0,085	0,64
	40МС	0,095	0,46
	40В	0,038	0,20
	40В	0,037	0,17
	100	0,059	0,60
	100	0,070	0,43
Заводы Грозного	40В	0,030	следы
Заводы Грозного	40В	0,034	следы

Приложение Д

Определение степени улавливания мазутной золы в пересчете на ванадий в золоулавливающих установках

Д1 Степень очистки газов от мазутной золы (в пересчете на ванадий), η^v_зу, %, в специально применяемых для этого батарейных циклонах определяют по формуле

η^v_зу= 0,076 · (η_зу.общ)^1,85 - 2,32 · η_зу.общ, (Д1)

где 0,076 и 2,32 - эмпирические коэффициенты;

1,85 - эмпирический показатель степени;

η_зу.общ - общая степень улавливания твердых частиц, образующихся при сжигании мазута в котлах ТЭС и котельных, %.

Зависимость (Д1) действительна при выполнении условия

65 % < η_зу.общ < 85 %.

Д2 При совместном сжигании мазута и твердого топлива в пылеугольных котлах степень улавливания мазутной золы в пересчете на ванадий, η^v_зу, %, в золоулавливающих установках определяется по формуле

η^v_зу = η_у · С, (Д2)

где η_у - общая степень улавливания твердых частиц при сжигании угля, %;

С - коэффициент, равный:

0,6 - для электрофильтров;

0,5 - для мокрых аппаратов;

0,3 - для батарейных циклонов.

Приложение Е

Коэффициенты, учитывающие влияние различных факторов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания

Рисунок Е1 - Зависимость К_д от относительной нагрузки котла

Рисунок Е2 - Зависимость К_р от степени рециркуляции

1 - в дутьевой воздух или кольцевой канал вокруг горелок

2 - в шлицы под горелками

Рисунок Е3 - Зависимость К_ст от доли воздуха, подаваемого помимо горелок

Приложение Ж

Примеры расчета концентрации бенз(а)пирена в продуктах сгорания паровых котлов малой мощности и водогрейных котлов, работающих на мазуте и природном газе

Ж1 Промтеплоэнергетические котлы малой мощности

Ж1.1 Топливо - мазут

Исходные данные:

Тип котла	ДЕ-10-14ГМ
Нагрузка котла	принимается 0,8 от D_н
Теплонапряжение топочного объема	q_v = 440,7 кВт/м³ (расчетная величина; берется для номинальной нагрузки из описания котла или справочной литературы)
Коэффициент избытка воздуха	α"_т = 1,15
Тип форсунок	паромеханические (R = 0,75)
Степень рециркуляции газов в дутьевой воздух	r = 0,2

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (50):

где К_д = 1,5 - определяется по графику рис. Е1;

К_р = 1,78 - определяется по графику рис. Е2.

Ж1.2 Топливо - природный газ

Исходные данные:

Тип котла	ДЕ-25-14ГМ
Нагрузка котла	принимается Д = Д_н
Теплонапряжение топочного объема	q_v = 637,2 кВт/м³
Коэффициент избытка воздуха	α"_т = 1,10
Степень рециркуляции газов	r = 0,15 - в шлицы под горелками
Доля воздуха, подаваемого помимо горелок	0,1

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (52):

где К_д = 1,0 - определяется по графику рис. Е1;

К_р = 1,35 - определяется по графику рис. Е2;

К_ст = 1,35 - определяется по графику рис. Е3.

Ж2 Водогрейные котлы

Ж2.1 Топливо - мазут

Исходные данные:

Тип котла	КВ-ГМ-20
Нагрузка котла	принимается 0,7 от D_н
Теплонапряжение топочного объема	q_v = 432,6 кВт/м³
Коэффициент избытка воздуха	α"_т = 1,20
Тип форсунок	паромеханические (R = 0,75)

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (54):

где К_д = 1,85 - определяется по графику рис. Е1;

К_о = 1,5 - при периоде между очистками конвективных поверхностей нагрева на работающем котле, равном 12 ч.

Ж2.2 Топливо - природный газ

Исходные данные:

Тип котла	КВ-ГМ-100
Нагрузка котла	принимается 0,7 от D_н
Теплонапряжение топочного объема	q_v = 322,5 кВт/м³
Коэффициент избытка воздуха	α"_т = 1,05
Степень рециркуляции газов в дутьевой воздух	r = 0,1
Доля воздуха, подаваемого помимо горелок	0,15

Концентрация бенз(а)пирена в сухих продуктах сгорания на выходе из топочной камеры определяется по формуле (56):

где К_д = 1,85 - определяется по графику рис. Е1;

К_р = 1,8 - определяется по графику рис. Е2;

К_ст = 2,1 - определяется по графику рис. Е3.

Приложение З

(справочное)

Таблица З1 - Расчетные характеристики углей различных месторождений

№	Уголь	Марка	Класс	W_раб, %	А_ра6, %	S_колч, %	S_орг, %	S_раб, %	C_раб, %	H_раб, %	N_раб, %	O_раб, %	Q_p_аб, ккал/кг	Q_раб, МДж/кг	V₀, нм³/кг	V_RO₂, нм³/кг	V⁰_N₂, нм³/кг	V⁰_H₂_О, нм³/кг	V⁰_г, нм³/кг
1.	Донецкий	Д	Р	13,0	21,8	1,5	1,5	3,0	49,3	3,6	1,0	8,3	4680	19,60	5,16	0,94	4,08	0,64	5,67
2.	Донецкий	Д	Отсев	14,0	25,8	2,5	1,4	3,9	44,8	3,4	1,0	7,1	4240	17,75	4,78	0,86	3,78	0,63	5,27
3.	Донецкий	Г	Р	8,0	23,0	2,0	1,2	3,2	55,2	3,8	1,0	5,8	5260	22,02	5,83	1,05	4,61	0,61	6,28
4.	Донецкий	Г	Отсев	11,0	26,7	1,9	1,2	3,1	49,2	3,4	1,0	5,6	4730	19,80	5,19	0,94	4,11	0,60	5,65
5.	Донецкий	Г	Промпродукт	9,0	34,6	3,2		3,2	44,0	3,1	0,8	5,3	4190	17,54	4,66	0,84	3,69	0,53	5,06
6.	Донецкий	Т	Р	5,0	23,8	2,0	0,8	2,8	62,7	3,1	0,9	1,7	5780	24,20	6,43	1,19	5,09	0,51	6,79
7.	Донецкий	А	Ш, СШ	8,5	22,9	1,0	0,7	1,7	63,8	1,2	0,6	1,3	5390	22,57	6,00	1,20	4,75	0,34	6,28
8.	Донецкий	ПА	Р, отсев	5,0	20,9	1,7	0,7	2,4	66,6	2,6	1,0	1,5	6030	25,25	6,64	1,26	5,25	0,46	6,97
9.	Донецкий	Ж, К, ОС	Промпродукт	9,0	35,5	1,9	0,6	2,5	45,5	2,9	0,9	3,7	4300	18,00	4,77	0,87	3,78	0,51	5,16
10.	Кузнецкий	Д	Р, СШ	12,0	13,2	0,3		0,3	58,7	4,2	1,9	9,7	5450	22,82	6,02	1,10	4,77	0,71	6,58
11.	Кузнецкий	Г	Р, СШ	8,5	11,0	0,5		0,5	66,0	4,7	1,8	7,5	6240	26,13	6,88	1,24	5,45	0,74	7,42
12.	Кузнецкий	1СС	Р, отсев	9,0	18,2	0,3		0,3	61,5	3,7	1,5	5,8	5700	23,87	6,26	1,15	4,96	0,62	6,73
13.	Кузнецкий	2СС	Р, С, Ш, отсев	9,0	18,2	0,4		0,4	64,1	3,3	1,5	3,5	5870	24,58	6,47	1,20	5,12	0,58	6,90
14.	Кузнецкий	Т	Р, отсев	6,5	16,8	0,4		0,4	68,6	3,1	1,5	3,1	6250	26,17	6,83	1,28	5,41	0,53	7,23
15.	Кузнецкий	Ж, К, ОС	Промпродукт	7,0	30,7	0,7		0,7	53,6	3,0	1,6	3,4	5000	20,94	5,47	1,01	4,33	0,51	5,85
16.	Грамотеинский	Г	Р, окисленный	14,0	9,5	0,5		0,5	59,5	4,0	1,5	11,0	5450	22,82	6,00	1,11	4,75	0,71	6,58
17.	Кедровский	1CC, 2CC	Р, окисленный	10,0	4,3	0,5		0,5	67,7	3,6	1,6	5,3	6180	25,88	6,81	1,27	5,39	0,63	7,29
18.	Краснобродский	Т	Р, окисленный	10,0	16,2	0,3		0,3	65,7	3,0	1,7	3,1	5900	24,70	6,54	1,23	5,18	0,56	6,97
19.	Томусинский	1CC, 2CC	Р, окисленный	12,0	18,9	0,4		0,4	59,1	3,4	1,7	4,5	5390	22,57	6,02	1,11	4,77	0,62	6,50
20.	Карагандинский	К	Р	8,0	27,6	0,8		0,8	54,7	3,3	0,8	4,8	5090	21,31	5,60	1,03	4,43	0,56	6,02
21.	Карагандинский	К	Промпродукт	10,0	38,7	0,9		0,9	42,1	2,7	0,7	4,9	3880	16,25	4,33	0,79	3,42	0,49	4,71
22.	Экибастузский	СС	Р	7,0	38,1	0,4	0,4	0,8	43,4	2,9	0,8	7,0	4000	16,75	4,42	0,82	3,50	0,48	4,79
23.	Экибастузский	СС	Р	7,0	40,9	0,4	0,4	0,8	41,1	2,8	0,8	6,6	3790	15,87	4,20	0,77	3,33	0,47	4,56
24.	Куучекинский	СС	Р	7,0	40,9	0,7		0,7	42,5	2,6	0,7	5,6	3910	16,37	4,30	0,80	3,41	0,44	4,65
25.	Ленгерский	Б3	Р, отсев	29,0	11,4	1,2	0,5	1,7	45,0	2,6	0,4	9,9	3850	16,12	4,42	0,85	3,49	0,72	5,06
26.	Подмосковный	Б2	Р, ОМСШ	32,0	25,2	1,5	1,2	2,7	28,7	2,2	0,6	8,6	2490	10,43	2,94	0,55	2,33	0,69	3,57
27.	Подмосковный	Б2	Р, ОМСШ	31,0	29,0	1,2	0,9	2,1	26,0	2,2	0,4	9,3	2220	9,30	2,65	0,50	2,10	0,67	3,27
28.	Воркутинский	Ж	Р, отсев	5,5	23,6	0,8		0,8	59,6	3,8	1,3	5,4	5650	23,66	6,15	1,12	4,87	0,59	6,58
29.	Интинский	Д	Р, отсев	11,0	25,4	2,0	0,6	2,6	47,7	3,2	1,3	8,8	4370	18,30	4,88	0,91	3,87	0,57	6,35
30.	Волынский	Г	Р	10,0	19,8	1,8	0,8	2,6	55,5	3,7	0,9	7,5	5250	21,98	5,75	1,05	4,55	0,63	6,23
31.	Межреченский	Г	Р	8,0	25,8	2,3	0,8	3,1	53,7	3,6	0,7	5,1	5150	21,56	5,66	1,02	4,48	0,59	6,09
32.	Бабаевский	Б1	Р	56,5	7,0	0,5		0,5	25,4	2,4	0,2	8,0	2090	8,75	2,64	0,48	2,09	1,01	3,58
33.	Кизеловский	Г	Р, отсев, К, М	6,0	31,0	6,1		6,1	48,5	3,6	0,8	4,0	4700	19,68	5,34	0,95	4,22	0,56	5,73
34.	Кизеловский	Г	Промпродукт	6,5	39,0	6,8	1,6	8,4	37,4	2,9	0,7	5,1	3810	15,95	4,20	0,76	3,33	0,47	4,55
35.	Челябинский	Б3	Р, МСШ	18,0	29,5	1,0		1,0	37,3	2,8	0,9	10,5	3330	13,94	3,74	0,70	2,96	0,59	4,26
36.	Егоршинский	ПА	Р	8,0	23,9	0,4		0,4	60,3	2,5	0,9	4,0	5350	22,40	5,90	1,13	4,67	0,47	6,27
37.	Волчанский	Б3	Р	22,0	33,2	0,2		0,2	28,7	2,3	0,5	13,1	2380	9,97	2,73	0,54	2,16	0,57	3,17
38.	Веселовский и Богословский	Б3	Р	24,0	30,4	0,4		0,4	29,9	2,3	0,5	12,5	2480	10,38	2,86	0,56	2,27	0,60	3,43
39.	Ткварчельский	Ж	Промпродукт	11,5	35,0	0,9	0,4	1,3	42,5	3,2	0,8	5,7	4000	16,75	4,48	0,80	3,55	0,57	4,92
40.	Ткибульский	Г	Промпродукт	13,0	27,0	0,7	0,6	1,3	45,4	3,5	0,9	8,9	4280	17,92	4,71	0,86	3,73	0,63	5,21
41.	Ангренский	Б2	ОМСШ	34,5	13,1	1,3		1,3	39,8	2,0	0,2	9,1	3300	13,82	3,81	0,75	3,01	0,71	4,47
42.	Кок-Янгакский	Д	Р, ОМ, СШ	10,5	17,9	1,7		1,7	55,8	3,7	0,6	9,8	5140	21,52	5,67	1,05	4,49	0,63	6,17
43.	Таш-Кумырский	Д	Р, СШ	14,5	21,4	1,2		1,2	48,4	3,3	0,8	10,4	4380	18,34	4,87	0,91	3,85	0,62	5,39
44.	Сулюктинский	Б3	ОМ, СШ	22,0	13,3	0,2	0,3	0,5	50,1	2,6	0,5	11,0	4270	17,88	4,79	0,94	3,79	0,64	5,37
45.	Кызыл-Кийский	Б3	ОМ, СШ	28,0	14,4	0,6	0,3	0,9	44,4	2,4	0,5	9,4	3770	15,78	4,30	0,83	3,40	0,68	4,92
46.	Кара-Кичский	Б3	ОМ, СШ	19,0	8,1	0,7		0,7	55,0	3,1	0,6	13,5	4730	19,80	5,28	1,03	4,18	0,66	5,88
47.	Шурабский	Б2	К, ОМ, СШ	29,5	9,2	0,6	0,4	1,0	47,2	2,2	0,5	10,4	3870	16,20	4,47	0,89	3,53	0,68	5,10
48.	Шурабский	Б3	Р	21,5	14,1	0,8	0,4	1,2	47,3	3,0	0,6	12,3	4120	17,25	4,63	0,89	3,66	0,67	5,23
49.	Ирша-Бородинский	Б2	Р	33,0	6,0	0,2		0,2	43,7	3,0	0,6	13,5	3740	15,66	4,24	0,82	3,35	0,81	4,98
50.	Назаровский	Б2	Р	39,0	7,3	0,4		0,4	37,6	2,6	0,4	12,7	3110	13,02	3,62	0,70	2,86	0,83	4,40
51.	Березовский	Б2	Р	33,0	4,7	0,2		0,2	44,3	3,0	0,4	14,4	3740	15,66	4,26	0,83	3,37	0,81	5,01
52.	Боготольский	Б1	Р	44,0	6,7	0,5		0,5	34,3	2,4	0,4	11,7	2820	11,81	3,31	0,64	2,62	0,87	4,13
53.	Абанский	Б2	Р	33,5	8,0	0,4		0,4	41,5	2,9	0,6	13,1	3520	14,74	4,03	0,78	3,19	0,80	4,77
54.	Итатский	Б1	Р	40,5	6,8	0,4		0,4	36,6	2,6	0,4	12,7	3060	12,81	3,53	0,69	2,79	0,85	4,33
55.	Барандатский	Б2	Р	37,0	4,4	0,2		0,2	41,9	2,9	0,4	13,2	3540	14,82	4,06	0,78	3,21	0,85	4,84
56.	Минусинский	Д	Р	14,0	15,5	0,5		0,5	54,9	3,7	1,4	10,0	5030	21,06	5,54	1,03	4,39	0,67	6,09
57.	Черемховский	Д	Р, отсев	13,0	27,0	1,1		1,1	45,9	3,4	0,7	8,9	4270	17,88	4,72	0,86	3,74	0,61	5,21
58.	Азейский	Б3	Р	25,0	12,8	0,4		0,4	46,0	3,3	0,9	11,6	4140	17,33	4,59	0,86	3,63	0,75	5,25
59.	Мугунский	Б3	Р	22,0	14,8	0,9		0,9	46,6	3,7	0,9	11,1	4190	17,54	4,78	0,88	3,79	0,76	5,42
60.	Гусиноозерский	Б3	Р	23,5	16,8	0,5		0,5	43,9	3,2	0,7	11,4	3910	16,37	4,39	0,82	3,47	0,72	5,01
61.	Холбольджинский	Б3		22,0	12,5	0,3		0,3	46,5	3,3	0,7	14,7	3950	16,54	4,53	0,87	3,58	0,71	5,17
62.	Баянгольский	Д	Р	23,0	15,4	0,5		0,5	47,5	3,4	0,9	9,3	4310	18,05	4,83	0,89	3,82	0,74	5,45
63.	Букачачинский	Г	Р	8,0	9,2	0,6		0,6	67,9	4,7	0,8	8,8	6380	26,71	7,01	1,27	5,54	0,73	7,55
64.	Черновский	Б2	Р	33,5	9,6	0,5		0,5	42,7	2,8	0,9	10,0	3460	14,49	4,22	0,80	3,34	0,79	4,94
65.	Татауровский	Б2	Р	33,0	10,0	0,2		0,2	41,6	2,8	0,7	11,7	3550	14,86	4,06	0,78	3,21	0,79	4,77
66.	Харанорский	Б1	Р	40,5	8,6	0,3		0,3	36,4	2,3	0,5	11,4	2980	12,48	3,48	0,68	2,75	0,81	4,24
67.	Райчихинский	Б2	К, О, МСШ, Р	37,5	9,4	0,3		0,3	37,7	2,3	0,6	12,2	3040	12,73	3,56	0,71	2,82	0,78	4,30
68.	Райчихинский	Б1	Р, окисленный	47,0	7,9	0,3		0,3	30,4	1,7	0,5	12,2	2270	9,50	2,76	0,57	2,18	0,82	3,57
69.	Ургальский	Г	Р	7,5	29,6	0,4		0,4	50,9	3,6	0,6	7,4	4790	20,06	5,25	0,95	4,15	0,58	5,68
70.	Липовецкий	Д	Р, СШ	6,0	33,8	0,4		0,4	46,1	3,6	0,5	9,6	4360	18,26	4,75	0,86	3,75	0,55	5,17
71.	Сучанский	Г6	Р	5,5	34,0	0,4		0,4	49,8	3,2	0,8	6,3	4650	19,47	5,08	0,93	4,02	0,51	5,46
72.	Сучанский	Ж6	Р	5,5	32,1	0,4		0,4	52,7	3,2	0,7	5,4	4900	20,52	5,37	0,99	4,25	0,51	5,74
73.	Сучанский	Т	Р	5,0	22,8	0,5		0,5	64,6	2,9	0,8	3,4	5790	24,24	6,41	1,21	5,07	0,49	6,77
74.	Подгородненский	Т	Р	4,0	40,3	0,4		0,4	48,7	2,6	0,3	3,7	4390	18,38	4,91	0,91	3,88	0,42	5,21
75.	Артемовский	Б3	Р, СШ	24,0	24,3	0,3		0,3	35,7	2,9	0,7	12,1	3180	13,31	3,55	0,67	2,81	0,68	4,15
76.	Тавричанский	Б3	ОМ, СШ	14,0	24,9	0,4		0,4	44,6	3,5	1,3	11,3	4080	17,08	4,53	0,84	3,59	0,64	5,06
77.	Ретгиховский	Б1	К, ОМ, СШ	42,5	17,3	0,2		0,2	27,3	2,3	0,3	10,1	2400	10,05	2,71	0,51	2,14	0,83	3,48
78.	Чихезский	Б1	Р	43,0	12,5	0,2		0,2	30,3	2,5	0,4	11,1	2560	10,72	2,99	0,57	2,37	0,86	3,79
79.	Бикинский	Б2	Р	37,0	22,1	0,3		0,3	26,8	2,3	0,7	10,8	2160	9,04	2,64	0,50	2,09	0,76	3,35
80.	Джебарики-Хаяйский	Д	Р	11,0	11,1	0,2		0,2	60,5	4,2	0,5	12,5	5500	23,03	6,08	1,13	4,81	0,70	6,64
81.	Нерюнгринский	СС	Р	9,5	12,7	0,2		0,2	66,1	3,3	0,7	7,5	5895	24,68	6,51	1,23	5,15	0,59	6,97
82.	Сангарский	Д	Р	10,0	13,5	0,2		0,2	61,2	4,7	0,8	9,6	5790	24,24	6,37	1,14	5,04	0,75	6,93
83.	Чульмаканский	Ж	Р	7,5	23,1	0,3		0,3	59,0	4,1	1,0	5,0	5550	23,24	6,18	1,10	4,89	0,65	6,64
84.	Нижне-Аркагалинский	Д	Р	16,5	9,2	0,3		0,3	59,1	4,1	1,0	9,8	5480	22,94	6,02	1,10	4,77	0,76	6,63
85.	Верхне-Аркагалинский	Д	Р	19,0	13,0	0,1		0,1	50,1	3,4	0,7	13,7	4420	18,51	4,90	0,94	3,88	0,69	5,51
86.	Анадырский	Б3	Р	21,0	11,9	0,1		0,1	50,1	4,0	0,7	12,2	4590	19,22	5,11	0,94	4,04	0,79	5,77
87.	Южно-Сахалинский	Д	Р, ОМ, СШ	11,5	22,1	0,4		0,4	51,5	4,0	1,0	9,5	5470	22,90	5,34	0,96	4,22	0,67	5,86
88.	Южно-Сахалинский	Г	Р, КО, МСШ	9,5	12,7	0,5		0,5	63,9	4,7	1,4	7,3	6110	25,58	6,70	1,20	5,30	0,75	7,25
89.	Южно-Сахалинский	Б3	Р	20,0	20,0	0,2		0,2	43,4	3,4	0,8	12,2	3920	16,41	4,36	0,81	3,45	0,70	4,96

Таблица З2 - Расчетные характеристики природного газа различных месторождений

№	Газопровод	СН₄, %	С₂Н₆, %	С₃Н₈, %	C₄H₁₀, %	С₅Н₁₂, %	N₂, %	СО₂, %	Н₂, %	Q_pa_б, ккал/нм³	Q_p_аб, МДж/нм³	V₀, нм³/нм³	V_RO₂, нм³/нм³	V^o_N₂нм³/нм³	V⁰_H_2О, нм³/нм³	V⁰_г, нм³/нм³	Плотность сухого газа кг/нм³
1.	Саратов-Москва	84,5	3,8	1,9	0,9	0,3	7,8	0,8		8550	35,80	9,52	1,04	7,60	2,10	10,73	0,838
2.	Первомайск-Сторожовка	62,4	3,6	2,6	0,9	0,2	30,2	0,1		6760	28,30	7,51	0,82	6,24	1,64	8,70	0,954
3.	Саратов-Горький	91,9	2,1	1,3	0,4	0,1	3,0	1,2		8630	36,13	9,57	1,03	7,59	2,13	10,76	0,785
4.	Ставрополь-Москва (1)	93,8	2,0	0,8	0,3	0,1	2,6	0,4		8620	36,09	9,58	1,02	7,60	2,14	10,76	0,764
5.	Ставрополь-Москва (2)	92,8	2,8	0,9	0,4	0,1	2,5	0,5		8730	36,55	9,68	1,04	7,67	2,16	10,86	0,773
6.	Ставрополь-Москва (3)	91,2	3,9	1,2	0,5	0,1	2,6	0,5		8840	37,01	9,81	1,06	7,78	2,18	11,01	0,786
7.	Серпухов-Ленинград	89,7	5,2	1,7	0,5	0,1	2,7	0,1		8940	37,43	10,00	1,08	7,93	2,21	11,22	0,796
8.	Гоголево-Полтава	85,8	0,2	0,1	0,1	0,0	13,7	0,1		7400	30,98	8,26	0,87	6,66	1,86	9,39	0,793
9.	Дашава-Киев	98,9	0,3	0,1	0,1	0,0	0,4	0,2		8570	35,88	9,52	1,00	7,52	2,15	10,68	0,724
10.	Рудки-Минск-Вильнюс Рудки-Самбор	95,6	0,7	0,4	0,2	0,2	2,8	0,1		8480	35,51	9,45	1,00	7,49	2,12	10,62	0,749
11.	Угерско-Стрый Угерско-Гнездичи-Киев Угерско-Львов	98,5	0,2	0,1	0,0	0,0	1,0	0,2		8480	35,51	9,43	0,99	7,46	2,13	10,59	0,725
12.	Брянск-Москва	92,8	3,9	1,1	0,4	0,1	1,6	0,1		8910	37,31	9,91	1,06	7,84	2,20	11,11	0,772
13.	Шебелинка-Острогожск Шебелинка-Днепропетровск Шебелинка-Харьков	92,8	3,9	1,0	0,4	0,3	1,5	0,1		8910	37,31	9,96	1,07	7,88	2,21	11,16	0,775
14.	Шебелинка-Брянск-Москва	94,1	3,1	0,6	0,2	0,8	1,2			9045	37,87	9,98	1,07	7,90	2,22	11,19	0,771
15.	Кумертау-Ишимбай-Магнитогорск	81,7	5,3	2,9	0,9	0,3	8,8	0,1		8790	36,80	9,74	1,06	7,79	2,13	10,98	0,856
16.	Промысловка-Астрахань	97,1	0,3	0,1	0,0	0,0	2,4	0,1		8370	35,05	9,32	0,98	7,38	2,11	10,47	0,731
17.	Газли-Коган	95,4	2,6	0,3	0,2	0,2	1,1	0,2		8740	36,59	9,72	1,04	7,69	2,18	10,91	0,751
18.	Хаджи-Абад - Фергана	85,9	6,1	1,5	0,8	0,6	5,0	0,1		9160	38,35	10,03	1,09	7,97	2,20	11,26	0,829
19.	Джаркак-Ташкент	95,5	2,7	0,4	0,2	0,1	1,0	0,1		8760	36,68	9,74	1,04	7,70	2,18	10,92	0,749
20.	Газли-Коган-Ташкент	94,0	2,8	0,4	0,3	0,1	2,0	0,4		8660	36,26	9,64	1,03	7,64	2,16	10,82	0,761
21.	Ставрополь-Невинномыск-Грозный	98,2	0,4	0,1	0,1	0,0	1,0	0,2		8510	35,63	9,47	1,00	7,49	2,14	10,63	0,728
22.	Карабулак-Грозный	68,5	14,5	7,6	3,5	1,0	3,5	1,4		10950	45,85	12,21	1,41	9,68	2,54	13,63	1,027
23.	Саушино-Лог-Волгоград	96,1	0,7	0,1	0,1	0,0	2,8	0,2		8390	35,13	9,32	0,98	7,39	2,10	10,48	0,739
24.	Коробки-Лог-Волгоград	93,2	1,9	0,8	0,3	0,1	3,0	0,7		8560	35,84	9,51	1,02	7,54	2,13	10,69	0,769
25.	Коробки-Жирное-Камыши	81,5	8,0	4,0	2,3	0,5	3,2	0,5		9900	41,45	10,95	1,22	8,68	2,35	12,25	0,893
26.	Карадаг-Тбилиси-Ереван	93,9	3,1	1,1	0,3	0,1	1,3	0,2		8860	37,10	9,85	1,05	7,79	2,19	11,04	0,765
27.	Бухара-Урал	94,9	3,2	0,4	0,1	0,1	0,9	0,4		8770	36,72	9,73	1,04	7,70	2,18	10,91	0,753
28.	Урицк-Сторожовка	91,9	2,4	1,1	0,8	0,1	3,2	0,5		8710	36,47	9,70	1,04	7,69	2,16	10,89	0,784
29.	Линево-Кологривовка-Вольск	93,2	2,6	1,2	0,7		2,0	0,3		8840	37,01	9,81	1,05	7,77	2,18	11,00	0,773
30.	Средняя Азия-Центр	93,8	3,6	0,7	0,2	0,4	0,7	0,6		8970	37,56	9,91	1,07	7,84	2,21	11,11	0,770
31.	Игрим-Пунга - Серов - Нижний Тагил	95,7	1,9	0,5	0,3	0,1	1,3		0,2	8710	36,47	9,68	1,03	7,66	2,17	10,86	0,746
32.	Оренбург-Совхозное	91,4	4,1	1,9	0,6		0,2	0,7	1,1	9080	38,02	10,05	1,08	7,94	2,23	11,25	0,778

Таблица З3 - Расчетные характеристики мазута различных классов

Класс мазута	W_pa₆, %	А_раб, %	S_раб, %	C_раб, %	Н_раб, %	N_pa₆, %	О_раб, %	Q_pa_б, ккал/нм³	Q_p_аб, МДж/нм³	V₀, нм³/нм³	V_RO₂, нм³/нм³	V^o_N₂нм³/нм³	V⁰_H_2О, нм³/нм³	V⁰_г, нм³/нм³
Малосернистый	3,0	0,05	0,3	84,65	11,7		0,3	9620	40,28	10,63	1,58	8,39	1,51	11,48
Сернистый	3,0	0,10	1,4	83,80	11,2		0,5	9490	39,73	10,45	1,57	8,25	1,45	11,28
Высокосернистый	3,0	0,10	2,8	83,00	10,4		0,7	9260	38,77	10,20	1,57	8,06	1,36	10,99

№ п/п	Топливо	Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки α_т	Видимое теплонапряжение	Потери тепла	Доля золы уносимой газами, а_ун	Давление воздуха под решеткой р_р, кгс/м²	Температура дутьевого воздуха t_в, °С
1	Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепными решетками обратного хода
1.1	Каменные угли
	типа донецкого, печорского, и др. марок Г, Д, Ж А^r_пр = 5,5	1,3 - 1,6¹⁾	1390 - 1750	290 - 470	до 0,1	2,5	4,5	7,0	15,0	до 50	30
	типа сучанского марок Г, Д А^r_пр = 6,5	1,3 - 1,6¹⁾	1270 - 1520	290 - 470	до 0,1	3,0	5,0	8,0	15,0	до 50	30
	кузнецкие марок Г, Д А^r_пр = 2,7	1,3 - 1,6¹⁾	1390 - 1750	290 - 470	до 0,1	1,5	2,0 - 5,0²	4,0 - 7,0²⁾	15	до 50	30
	кузнецкие марок ГСС (выход летучих > 20 %) А^r_пр = 2,2	1,3 - 1,6¹⁾	1390 - 1750	290 - 470	до 0,1	30	12,0	15,0	34,0	до 50	30
1.2	Бурые угли
	типа ирша-бородинского А^r_пр = 1,8 W^r_пр = 8,9	1,3 - 1,6¹⁾	1390 - 1750	290 - 470	до 0,1	0,5	4,0	4,5	50,0	до 50	до 200
	типа назаровского А^r_пр = 2,4 W^r_пр = 12,5	1,3 - 1,6¹⁾	1270 - 1520	290 - 470	до 0,1	1,0	4,0	5,0	50,0	до 50	до 200
	типа азейского А^r_пр = 2,4 W^r_пр = 12,5	1,3 - 1,6¹⁾	1390 - 1750	290 - 470	до 0,1	1,5	4,0	5,5	50,0	до 50	до 200
2	Топки с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками
2.1	Донецкий антрацит марок АС, AM, АО А^r_пр = 4,0	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	5,0	6,0	11,0	15,0	до 100	30
2.2	Каменные угли типа донецкого, печорского и др. марок Г, Д, Ж А^r_пр = 5,5	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	4,0	4,0	8,0	15,0	до 100	30
	кузнецкие марок Г, Д А^r_пр = 2,7	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	3,5	3,0	6,5	20,0	до 100	30
	кузнецкие марок ГСС (выход летучих > 20 %) А^r_пр = 2,2	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	4,5	8,0	12,5	20,0	до 100	30
2.3	Бурые угли типа ирша-бородинского А^r_пр = 1,8 W^r_пр = 8,9	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	2,0	30	5,0	20,0	до 100	до 200
	типа назаровского А^r_пр = 2,4 W^r_пр = 12,5	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	-	-	-	20,0	до 100	до 200
	типа азейского А^r_пр = 4,0 W^r_пр = 6,5	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	3,0	3,5	6,5	20,0	до 100	до 200
3	Топки с цепной решеткой прямого хода
3.1	Донецкий антрацит марок АС, AM, АО А^r_пр = 4,0	до 1,6	900 - 1200	290 - 470	до 1,0	5,0	5,0	10,0	10,0	до 100	30

Расчетные характеристики шахтных и камерных топок [2]

№ п/п	Топливо	Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки α_т	Видимое теплонапряжение		Температура дутьевого воздуха t_в, °С
№ п/п	Топливо	Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки α_т	зеркала горения q_F, кВт/м²	объема топки q_v, кВт/м³	Температура дутьевого воздуха t_в, °С
1	2	3	4	5	6
	Шахтные топки с наклонной решеткой
1.1.	Торф кусковой W^p = 40 %, A^p = 0,6 %		1280	230 - 350	до 250
1.2.	Древесные отходы W^p = 50 %		580	230 - 350	до 250
2.	Топки скоростного горения
2.1.	Рубленая щепа W^p = 50 %	1,2	5800 - 6960¹⁾	230 - 350	до 250
2.2.	Дробленые отходы и опилки	1,3	2320 - 4640¹⁾	230 - 350	до 250
3.	Камерные топки (при пылевидном сжигании с твердым шлакоудалением)
	Каменные угли	1,2		255
	Бурые угли	1,2		290
	Фрезерный торф	1,2		255
	Мазут	1,1		405
	Природный газ	1,1		405
¹⁾ Меньшее значение - для котлов производительностью менее 10 т/ч

Расчетные характеристики топок с решетками типа РПК [3]

Наименование характеристики	Марка решетки
Наименование характеристики	РПК-1-900-915	РПК-1000/915	РПК-1-1000/915	РПК-1-1000/1220
Видимое теплонапряжение зеркала горения (q_F), кВт/м²	700 - 900	700 - 900	700 - 900	700 - 900
Видимое теплонапряжение объема топки (q_v), кВт/м³	230 - 350	230 - 350	230 - 350	230 - 350
Давление воздуха под решеткой, кгс/м²	80 - 100	80 - 100	80 - 100	80 - 100
Площадь решетки, м²	0,82	0,91	1,01	1,34

Общие сведения о топочных устройствах для сжигания твердого топлива

Тип топки	Тип решетки	Общие сведения
С ручным забором топлива	РПК	Предназначена для установки в малых паровых и водогрейных котлах для слоевого сжигания каменных, бурых углей и антрацитов марок AM и АС.
С пневмомеханическими забрасывателями и колосниковой решеткой	ЗП-РПК	Предназначены для установки в небольших паровых котлах для сжигания грохоченых и рядовых каменных и бурых углей, а так же антрацитов марок AM и АС. Содержание мелочи (0 - 6 мм) в угле не должно превышать 60 %.
С пневмомеханическими забрасывателями и цепной	ТЧ	Предназначена для сжигания грохоченых антрацитов марок AM и АС.
С пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода	ТЛЗМ	Для котлов относительно небольшой теплопроизводительности.
	ТЧЗ	Для более мощных котлов. Используется неравномерность распределения топлива по длине полотна при подаче его пневмомеханическим ротационным забрасывателем: куски топлива, пролетая через все топочное пространство над раскаленным слоем, прогреваются и укладываются на решетку таким образом, что самые крупные куски располагаются в конце решетки, а остальные - ближе к фронту.

Техническая характеристика котлов КЕ-14С [3]

Наименование характеристики	Марка котла
Наименование характеристики	КЕ-2.5-14С	КЕ-4-14С	KE-6.5-14C	КЕ-10-14С	КЕ-25-14С
Производительность, т/ч	2,5	4,0	6,5	10,0	25
Давление, кгс/см²	14	14	14	14	14
Температура пара, °С насыщенного	194	194	194	194	194
КПД котла, (при сжигании каменных углей)	81-83	81-83	81-83	81-83	87
Тип топочн. устройства	ЗП-РПК-2 1800/1525	ТЛЗМ-1870/2400	ТЛЗМ-1870/3000	ТЛЗМ-2700/3000	ТЧЗ-2700/5600
Площадь зеркала горения, м²	2,5	3,3	4,4	6,4	13,4
Размеры топочной камеры:
ширина, мм глубина, мм объем, м³	2270	2270	2270	2874	2730
	1690	1690	1690	2105
					61,67

Техническая характеристика котла Е-1/9-1М [3]

Наименование	Показатель
Номинальная паропроизводительность, т/ч	1,0
Давление пара, кгс/см²	9,0
КПД котла, %	80 - 81
Объем топочного пространства, м³	2,2

Техническая характеристика котлов ДЕ-14-ГМ [3]

Наименование характеристики	Марка котлов
	ДЕ-4-14ГМ		ДЕ-6.5-14ГМ		ДЕ-10-14ГМ		ДЕ-16-14ГМ		ДЕ-25-14ГМ
	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ
Производительность, т/ч	4,14		6,73		10,35		16,56		26,88
Давление, кгс/см²	14		14		14		14		14
Температура пара, °С насыщенного	194		194		194		194		194
КПД котла, %	89	91	89	91	89	92	90	92	91	93
Тип топочного устройства	Горелки ГМ-2.5		Горелки ГМ-4.5		Горелки ГМ-7		Горелки ГМ-10		Горелки ГМП-16
Объем топочной камеры, м³	8,01		11,20		17,14		22,5		29,0
Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки α_т	1,1	1,05	1,1	1,05	1,1	1,05	1,1	1,05	1,1	1,05
Видимое теплонапряжение топочного объема q_v, кВт/м³	385	380	445	440	440	435	540	535	645	640
Температура воды на выходе из экономайзера, °С	147	142	143	139	133	130	143	138	152	145
Температура газов за экономайзером, °С	192	156	191	155	172	143	194	157	172	140

Техническая характеристика котлов КВ-ГМ [3]

Наименование характеристики	Марка котла
	КВ-ГМ-4			КВ-ГМ-6.5		KB-ГM-10		КВ-ГМ-20
	Мазут	Газ		Мазут	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Газ
Теплопроизводительность, Гкал/ч	4,0			6,5		10,0		20,0
Расход топлива, м³/ч, кг/ч	500		515	800	830	1220	1260	2450	2520
Температура уходящих газов, °С	245		150	245	153	230	185	242	190
КПД котла, %	86		90	87	91	88	92	88	92
Размеры топочной камеры: ширина, мм глубина, мм
	2040			2040		2580		2580
	2496			3520		3904		6384

Техническая характеристика котлов КВ-ТС со слоевым сжиганием твердого топлива [3]

Наименование характеристики	Марка котла
Наименование характеристики	КВ-ТС-4.0	КВ-ТС-6.5	КВ-ТС-10	КВ-ТС-20	КВ-ТС-10 с воздухоподогревателем	КВ-ТС-20 с воздухоподогревателем
Теплопроизводительность, Гкал/ч	4,0	6,5	10,0	20,0	10,0	20,0
КПД котла, %	81 - 82	81 - 82	81 - 82	81 - 82	82 - 83	82 - 83
Температура уходящих газов, °С	225	225	220	230	205	218
Объем топочной камеры, м	16,3	22,7	38,5	61,6	38,5	61,6
Температура горячего воздуха, °С	-	-	-	-	210	226
Длина цепной решетки, мм	3000	4000	4000	6500	4000	6500
Ширина цепной решетки, мм	1870	1870	2700	2700	2700	2700

ПРИСОСЫ ВОЗДУХА В КОТЛАХ И СИСТЕМАХ ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЯ НА НОМИНАЛЬНОЙ НАГРУЗКЕ [1]

А. Присосы воздуха по газовому тракту котла

Элементы газового тракта котла		Величина присоса Δα
Топочные камеры пылеугольных и газомазутных котлов	Газоплотные	0,02
	С металлической обшивкой труб экрана	0,05
	С обмуровкой и металлической обшивкой	0,07
	С обмуровкой без обшивки	0,10
Топочные камеры слоевых топок	Механические и полумеханические	0,10
Топочные камеры слоевых топок	Ручные	0,30
Газоходы конвективных поверхностей нагрева	Газоплотный газоход от топки до воздухоподогревателя (величина присоса распределяется равномерно по расположенным в газоходе поверхностям нагрева)	0,02
	Негазоплотные газопроводы:
	Фестон, ширмовый перегреватель	0
	Первый котельный пучок котлов производительностью < 50 кг/с	0,05
	Второй котельный пучок котлов производительностью < 50 кг/с	0,10
	Первичный перегреватель	0,03
	Промежуточный перегреватель	0,03
	Переходная зона прямоточного котла	0,03
	Экономайзер котлов производительностью ≤ 50 кг/с (каждая ступень)	0,02
	Экономайзер котлов производительностью ≤ 50 кг/с (каждая ступень)
	Стальной	0,08
	Чугунный с обшивкой	0,10
	Чугунный без обшивки	0,20
	Трубчатые воздухонагреватели
	Котлов производительностью > 50 кг/с (каждая ступень)	0,03
	Котлов производительностью ≤ 50 кг/с (каждая ступень)	0,06
	Регенеративные воздухоподогреватели (вместе «горячая» и «холодная» набивки)
	Котлов производительностью > 50 кг/с (каждая ступень)	0,15
	Котлов производительностью ≤ 50 кг/с (каждая ступень)	0,20
	Пластинчатые воздухоподогреватели (каждая ступень)	0,10
Золоуловители	Электрофильтры
	Котлов производительностью > 50 кг/с (каждая ступень)	0,10
	Котлов производительностью ≤ 50 кг/с (каждая ступень)	0,15
	Циклонные и батарейные	0,05
	Скрубберы	0,05
Газоходы за котлом	Стальные (каждые 10 п.м)	0,01
Газоходы за котлом	Кирпичные борова (каждые 10 п.м)	0,05

Б. Присосы воздуха в системы пылеприготовления

С бункером пыли под разрежением	Среднее значение Δα_пл	С горячим вдуванием пыли в топку
С бункером пыли под разрежением	Среднее значение Δα_пл	при работе под разрежением	среднее значение Δα_пл	при работе под давлением	среднее значение Δα_пл
С шаровыми барабанными мельницами при сушке горячим воздухом	0,10	С молотковыми мельницами	0,04	С молотковыми мельницами	0,00
С шаровыми барабанными мельницами при сушке смесью воздуха и	0,12	Со среднеходными мельницами	0,04	Со среднеходными мельницами	0,00
С молотковыми мельницами при сушке смесью воздуха и дымовых газов	0,06	С мельницами-вентиляторами и устройством нисходящей сушки	0,20 - 0,25¹⁾
Со среднеходными мельницами	0,06

¹⁾ Верхний предел для высоковлажных топлив.

для дров и торфа	0,10	топки шахтные, шахтно-цепные, скоростного горения
для дров и торфа	0,25	слоевые топки бытовых теплогенераторов
для сланцев	0,15	топки наклонно-переталкивающие, слоевые

№ п/п	Марка топлива	Класс	Рабочая масса топлива, состав, %								Низшая теплота сгорания				Предельные значения, %
			W_t^r	А^r	S^r_p	S^r_o	C^r	H^r	N^r	О^r	средняя		минимальная		W^r_t	А^r	S^r
			W_t^r	А^r	S^r_p	S^r_o	C^r	H^r	N^r	О^r	Q_i^r, МДж/кг	Q_i^r, ккал/кг	Q_i^r, МДж/кг	Q_i^r, ккал/кг	W^r_t	А^r	S^r
1	Мазут 40 и 100	Низкосернистый	0,15	0,03	0,39		87,33	11,90	0,20¹⁾		41,68	9955	40,82	9749	1,0	0,14	0,5
2	Мазут 40 и 100	Малосернистый	0,20	0,03	0,85		86,58	12,04	0,30¹⁾		40,53	9680	39,21	9365	1,0	0,14	1,0
3	Мазут 40 и 100	Сернистый	0,49	0,05	1,80		85,71	11,45	0,50¹⁾		39,57	9451	38,29	9145	1,0	0,14	2,0
4	Мазут 40 и 100	Высокосернистый	1,00	0,06	2,55		85,04	10,64	0,71¹⁾		39,06	9329	37,57	8973	1,0	0,14	3,5

№ п/п	Бассейн, месторождение	Марка	Класс или продукт обогащения	V₀^H	V^H_RO2	V^H_0.N2	V^H_0._H₂_O	V^H_0.г
№ п/п	Бассейн, месторождение	Марка	Класс или продукт обогащения	м³/кг при α = 1, t = 0°C и p = 101,3 кПа
142	Эстон-сланец	сланец	0 - 300 мм	2,41	0,38	1,90	0,48	2,76
143	Ленинград-сланец	сланец	0 - 300 мм	2,08	0,33	1,65	0,41	2,39
144	Кашпирское	сланец	0 - 300 мм	1,29	0,22	1,02	0,35	1,59
145	Коцебинское и Перелюбское	сланец	пласт 1	1,83	0,31	1,45	0,67	2,43
146	Болтышское¹⁾⁾	сланец	-	1,59	0,26	1,26	0,63	2,15
147	Росторф (фрезторф)	торф	-	2,38	0,46	1,89	0,95	3,30
Жидкие топлива
1	Мазут	40 и 100	Низкосернистый	10,92	1,63	8,63	1,50	11,76
2	Мазут	40 и 100	Малосернистый	10,91	1,62	8,62	1,52	11,76
3	Мазут	40 и 100	Сернистый	10,70	1,61	8,45	1,45	11,51
4	Мазут	40 и 100	Высокосернистый	10,44	1,61	8,25	1,36	11,22