Розрахунок енергозберігаючих заходів

Внутрішня температура будівлі – 18 оС;

Площа будівлі по зовнішньому обміру – 1706,25 м2;

Об’єм будівлі по зовнішньому обміру – 17062,5м3;

Середня висота – 10м;

Зовнішній периметр будівлі – 165,5м; Відносний периметр будівлі – 0,097

Площа віконних прорізів – 240м2;Ступінь засклонованості w=0.1

Число годин роботи вентустановки – 6,4год;

Кліматичні данні по Харківському вузлу:

τ=189діб;tСПСЕР=-5,2оС;tН=-23оС;υсрветра=3,0м/сек.;qвід=0,391;kекс=1,34;

kсут=0,8;

Згідно формули (4.1) розраховуємо кількість тепла на опалення

Qвід=Vбуд * τ * (tВП-tСПСЕР)* qвід * kекс * kдоб * 10-6=

=17062,5*189*(18-(-5,2))*0,39*1,34*0,8*10-6=31,3 Гкал

Кількість заходів електровозів ЧС2, ЧС7 в зимовий період на ремонт в цех:

n=70 електровозів m=1 qп.с=7560ккал/секц*град.

Розраховуємо згідно формули (4.5)

Qp.c.=∑(n*m*qp.c.)*(tВП-tСПСЕР) * 10-6=

70*1*7560*(18-(-5.2))*10-6=12.3 Гкал

Розраховуємо згідно формули (4.6)

Qвід.=600*∑n*(tВП-tСПСЕР) * 10-6=

600*70*(18-(-5,2))*10-6=1.0 Гкал

Розраховуємо згідно формули (4.7)

Qвент=Vбуд * τдоб * τвент * (tВП-tСПСЕР)* qвент * 10-6=

17062.5*0,15*(18-(-5,2))*189*6.4*10-6=71.8 Гкал

Загальна кількість тепла:

Qзаг= Qвід+ Qр.с.+ Qвос+ Qвент=

=31.3+12.3+1.0+71.8=116.4 Гкал

4.3.4 Колісний цех

Дані для розрахунку:

Кількість поверх. – 1; Матеріал – Цегла; Товщ. стін – 2цегли;

Внутрішня температура будівлі – 16 оС;

Число годин роботи за добу – 8год;

Число відкривання воріт – 70;

Площа будівлі по зовнішньому обміру – 1074 м2;

Об’єм будівлі по зовнішньому обміру – 11277м3;

Середня висота – 10,5м;

Зовнішній периметр будівлі – 147,7м; Відносний периметр будівлі – 0,14

Площа віконних прорізів – 170м2 ;Ступінь засклонованості w=0.15

Число годин роботи вентустановки – 6,4год;

Кліматичні данні по Харківському вузлу:

τ=189діб; tСПСЕР=-5,2оС; tН=-23оС; υсрветра=3,0 м/сек.; qвід=0,342; kекс=1,37; kсут=0,7;

Згідно формули (4.1) розраховуємо кількість тепла на опалення

Qвід=Vбуд * τ * (tВП-tСПСЕР)* qвід * kекс * kдоб * 10-6=

=11274*189*(16-(-5,2))*0,342*1,37*0,7*10-6=14,8 Гкал

Розраховуємо згідно формули (4.6)

Qвід.=600*∑n*(tВП-tСПСЕР) * 10-6=

600*80*(16-(-5,2))*10-6=1.0 Гкал

Розраховуємо згідно формули (4.7)

Qвент=Vбуд * τдоб * τвент * (tВП-tСПСЕР)* qвент * 10-6=

11277*0,25*(16-(-5,2))*189*6,4*10-6=72,3 Гкал

Загальна кількість тепла:

Qзаг= Qвід+ Qр.с.+ Qвос+ Qвент=

=14,8+1.0+72,3=88,1 Гкал

4.3.5 Цех ПТО локомотивів

Дані для розрахунку:

Кількість поверх. – 1; Матеріал – Цегла, стінові панелі; Товщ. стін – 2цегли;

Внутрішня температура будівлі – 5 оС;

Число годин роботи за добу – 8год;

Число відкривання воріт – 70;

Площа будівлі по зовнішньому обміру – 1152 м2;

Об’єм будівлі по зовнішньому обміру – 13248м3;

Середня висота – 11,5м;

Зовнішній периметр будівлі – 144м; Відносний периметр будівлі – 0,125

Площа віконних прорізів – 320м2; Ступінь засклонованості w=0.2

Число годин роботи вентустановки – 19,2год;

Згідно формули (4.1) розраховуємо кількість тепла на опалення

Qвід=Vбуд * τ * (tВП-tСПСЕР)* qвід * kекс * kдоб * 10-6=

=13248*189*(5-(-5,2))*0,256*1,37*1*10-6=8,9 Гкал

Таблиця 4.4 Кількість заходів електровозів в зимовий період на ремонт в цех

Розраховуємо згідно формули (4.5)

Qp.c.=∑(n*m*qp.c.)*(tВП-tСПСЕР) * 10-6=

(1770*1*2000+1950*1*8658)*(5-(-5,2))*10-6=208,3 Гкал

Розраховуємо згідно формули (4.6)

Qвід.=600*∑n*(tВП-tСПСЕР) * 10-6=

600*3296*(5-(-5,2))*10-6=20,2 Гкал

Розраховуємо згідно формули (4.7)

Qвент=Vбуд * τдоб * τвент * (tВП-tСПСЕР)* qвент * 10-6=

13248*0,25*(5-(-5,2))*189*19,2*10-6=122,6 Гкал

Загальна кількість тепла:

Qзаг= Qвід+ Qр.с.+ Qвос+ Qвент=

8,9+208,3+20,2+122,6=360 Гкал

Розрахувавши всі наведені вище ремонтно-виробничі цеха ми можемо знайти загальну суму необхідного тепла для зігрівання всіх цих цехів.

Qзаг.цехів= Qзаг.період. рем.+ Qзаг.підйом.цех+ Qзаг єлектр.цех+ Qзагколісний цех+ Qзаг.ПТО=

=302,18+232,46+116.4+88,1+360=1099,14Гкал

4.4 Розрахунок споживання палива для будівлі відпочинку локомотивних бригад

Розрахунок потреби палива зроблений відповідно до "Інструкції з нормування витрати тепла й палива для стаціонарних установок залізничного транспорту", затвердженої наказом Укрзалізниці № 117-Ц від 25.04.03р.

Будівля - будинок відпочинку локомотивних бригад.

Опалювальний період - 189 діб., гаряче водопостачання - 176 діб у літній період.

tн=-230С, tнср=-5,20С, Vсрветра=3,0м;

Працює один котел НИИСТУ-5 ККД=67%.

Питома норма витрати 213,0 кг.у.п. Паливо - вугілля.

Характеристика будівлі:

Число поверхів-2, матеріал стін-цегла, товщина стін-2 цегли, система опалення-водяна.

tв=180С; τраб=24години; tводы=900С; Fзд=805м2; Нзд=8,2м; Vзд=6601м3; П=80,5; Р=0,1.

Розрахунок витрати теплової енергії на обігрів будинку згідно формули (4.1)

Qвід=Vбуд * τ * (tВП-tСПСЕР)* qвід * kекс * kдоб * 10-6=

=6601*189(18-(-5,2)*0,469*1,25*1*10-6=16,96Гкал

де qвід=0,469 ккал/год м3.

kэкс=1,25; kсут=1

Розрахунок витрати тепла на вентиляцію згідно формули (4.7)

Qвент=Vбуд * τдоб * τвент * (tВП-tСПСЕР)* qвент * 10-6=

=6601*189*24(18-(-5,2)*0,25* 10-6=173,66Гкал

де qвент=0,25 ккал/час м3 град.

Розрахунок витрати теплоти, Гкал/період (ГДж/період), за нормований період на гаряче водопостачання душових, умивальників і кранів для миття посуду визначають за формулою:

Qг.в.=n* qгод*τ=

=(4*16200*189+4*13500*176)* 10-6=21,75Гкал(4.10)

де qгод — питома норма витрати тепла на 1 годину роботи душової у ккал/година.

qгодзимова =16200 ккал/година.

qгодлітня =13500 ккал/година.

n - кількість душових сіток.

τ - тривалість роботи споживачів за період.

Знаходимо загальну витрату тепла:

Qзаг=Qвід+Qвент+Qг.в.=16,96+173,66+21,75=212,37Гкал

4.5 Доцільність переводу парового котла в водогрійний режим

У зв’язку з пошуком внутрішніх резервів економії паливно-енергетичних ресурсів і підвищення ефективності роботи установок котельних є доцільним реконструювати опалювальні котельні, обладнанні паровими котлами.

Одним із шляхів реконструкції діючих котельних є перевід парових котлів на водогрійний режим роботи. В цьому випадку котлоагрегат видає замість пари гарячу воду потрібних параметрів і може бути включений в теплову мережу як напряму, так і через систему водяних теплообмінних апаратів для підігріву мережної води.

Розширення паливно-енергетичної бази та одержання електричної і теплової енергії тісно пов’язані з загально-технічним прогресом. При цьому поряд з будівництвом нових потужних теплогенеруючих установок для покриття потреб в тепловій енергії підприємств і зростаючого житлового фонду широко використовується розширення, модернізація і реконструкція існуючих котельних установок, що дозволяє підвищити видобуток теплової енергії в необхідних межах і порівняно при невеликих витратах.

Зараз більшість промислово-опалювальних котелень малої і середньої продуктивності з тиском робочого середовища від 1,3 МПа до 2,5 МПа обладнанні двохбарабанними паровими котлами типу МЕ. За своїми техніко-економічним показникам котли МЕ відповідають сучасним вимогам.

Котлоагрегати МЕ мають наступні позитивні особливості:

1)            в них проведена уніфікація окремих елементів і вузлів, що відповідає простоті всієї конструкції, це дозволяє організувати поточне виробництво в заводських умовах серіями по продуктивності і тиску;

2)            вдало виконана компоновка парогенератора з універсальними топочними пристроями, що забезпечує можливість роботи на різних видах палива з високою економічністю при мінімальних затратах тяжкої ручної праці обслуговуючого персоналу;

3)розроблена і здійснена блочність виготовлення і транспортабельність котлів, що дозволяє постачати заказчику агрегат у зібраному вигляді або блоками в обмуровці, це дозволяє прискорити монтаж і здешевіти виробництво.

Ці особливості забезпечили умовами при яких парові котли типу МЕ отримали широке розповсюдження. Масове використання котлів МЕ в опалювальних котельнях пов’язано з тим, що в 50-60 роках не був налагоджений масовий випуск водогрійних котлів малої та середньої продуктивності. Методика реконструкції парових котлів в водогрійні в ту пору не була розроблена, внаслідок чого будували тисячі опалювальних котелень з паровими котлами. В наш час в більшості випадків теплоносієм в теплових мережах є вода з температурою 150 °С в подаючих і 70 °С в зворотних трубопроводах.

В цих умовах пара, генеруючи в котлоагрегатах, служить тільки проміжним теплоносієм, тепло яке використовується для нагріву води в спеціальних пароводяних теплообмінних апаратах. Зараз розповсюджені теплові схеми з окремими бойлерними установками. Спорудження і експлуатація бойлерних установок потребує капітальних витрат, наявності дефіцитних труб та інших матеріалів збільшує металомісткість і експлуатаційні витрати.

Доцільність такої реконструкції обумовлено тим, що переведення котлоагрегатів на водогрійний режим дає можливість без значних затрат підвищити економію палива на 20% (при роботі на газі). Знижуються витрати електроенергії на власні потреби, відпадає необхідність у живильних насосах з електричним і паровим приводом, відпадає потреба проводити безперервну продувку.

До теперішнього часу досвід експлуатації котельних установок, переобладнаних для роботи в водогрійному режимі, показує, що реконструкція котлів і переведення їх на понижені параметри роботи забезпечує високоефективну, стійку і надійну роботу, а також створює благо приємні умови для обслуговуючого персоналу.

Реконструкція парових котельних установок спрощує загальну теплову схему, приводить до зменшення собівартості одиниці відпускаємої споживачу теплоти. Досвід реконструйованих котельних агрегатів показує, що працюючи на водогрійному режимі котли типу МЕ забезпечують безперебійне одержання мережної води розрахункової температури, високу надійність в роботі, гарно тримає задані режими, при цьому в процесі експлуатації відсутні гідравлічні удари.

4.5.1 Підготовка котлів до проведення робіт по переобладнанню

При організації робіт по реконструкції парової котельні в водогрійну необхідно дотримуватися наступної послідовності виконання операцій:

1)ознайомлення з технічною документацією котельні, яка планується до переобладнання;

2) складання попереднього техніко-економічного обґрунтування;

3) вибір принципової схеми переобладнання та розробка проекту з урахуванням місцевих умов;

4) проведення зовнішнього та внутрішнього оглядів котлів, складання актів про кількість шламу та накипу, а також про виявлені механічні дефекти котлів і місцеву корозію;

5) організація очистки котлів від накипу і шламу, визначення кількості реагентів та їх доставка в котельню, проведення очистки;

6) проведення демонтажу вимірювальних приладів, арматури та трубопроводів. Демонтаж рекомендується починати з датчиків автоматичного регулювання. Потім демонтують арматуру, сепараційні щити і обв’язочні парові та дренажні трубопроводи, а також парові теплообмінники і насоси, які не будуть використовуватися при роботі в водогрійному режимі;

7) переобладнання економайзера. При цьому послідовне включення труб економайзера замінюється на паралельне включення по секціям;

8) монтаж обв’язочних (циркуляційних) трубопроводів по кожному котлу, а також мережних ділянок трубопроводів, що з’єднують допоміжне обладнання та насоси з котлами;

9) монтаж внутрішньо-барабанних перегородок;

10) монтаж спускників повітря та дренажних трубопроводів; заміна і установка на нових місцях запобіжних клапанів; монтаж вакуумного деаератора з допоміжним обладнанням, арматурою та автоматичними регуляторами; монтаж вимірювальних приладів і регуляторів, що забезпечують надійність та безпечність експлуатації котла в водогрійному режимі; промивка котла після переобладнання; гідравлічне випробовування котла на міцність та щільність; гаряче випробовування, наладка теплового режиму з перевіркою економічності роботи переобладнаного котла.

4.5.2 Підготовка котла до очистки

Котел, що підлягає очистці, підлягає ретельному огляду і складається акт його стану внутрішньої поверхні (товщина шару відкладень, корозія та інше). Особливу увагу приділяють огляду клепаних швів та вальцовочних з’єднань. При огляді із різних місць відбирають проби відкладень для хімічного дослідження складу.

Необхідно звернути увагу на забезпечення щільності комунікаційних ліній, зварних швів, фланцевих з’єднань та сальників насосів. Після огляду котла його опресовують на робочий тиск. При виявлені нещільності у швах останні підварюють. Ліквідовують також виявлені нещільності в лючках, фланцевих з’єднаннях. Із колекторів, грязевиків, барабанів та інших вузлів видаляють шлам і відпавши куски накипу.

Перед початком очистки повинна бути змонтована кислото промивочна апаратура.

Перед проведенням очистки на котлі виконують наступні роботи: відглушають частини котла, які не підлягають очистці, заглушками або дерев’яними пробками; відглушають водовказуючі колонки, знімають запобіжні клапани, а їх штуцера залишають відкритими; відглушають котел, що промивається, від інших котлів; збирають всю промивочну схему і перевіряють пробовідбірні точки, а також спускні та дренажні лінії; провіряють роботу кислото промивочного насоса на гарячій воді, після чого перекачують технічну кислоту в мірний бак.

Промивочний бак заповнюють водою, одночасно в нього вводять із мірного бака розрахункову кількість кислоти. Включають насос і перекачують в агрегат розчин, підігріваючи його до потрібної температури у виносному електричному підігрівачі. Котлоагрегат заповнюють до тих пір, поки розчин із зворотної лінії не почне поступати в промивочний бак, в якому після наповнення котла залишається 2/3 об’єму розчина.

Якщо кислота не інгібірована, замедлювач вводять разом з концентрованою кислотою в промивочний бак. Наповнення котла розчином кислоти з урахуванням приготування розчину та його нагріву не повинно перевищувати 3 години.

У випадку необхідності використання фтористих солей (для видалення силікатного накипу) останні поступово вводять в очищаємий агрегат разом з кислотним розчином. Для цього розрахункову кількість сухої фтористої солі висипають невеликими порціями вручну в промивочний бак.

При очистці хромовою кислотою, хромовим ангідридом (СrО3), який знаходиться в твердому вигляді, останній поступово розчиняють водою в промивочному баці. Для перемішування розчину вмикають насос "на себе". Після розчинення всього хромового ангідриду перекачують розчин в котел. Потім насос зупиняють, приготовляють нову порцію кислоти і, ввімкнувши насос, знову перекачують рідину в котел. Так роблять до тих пір, поки котел не буде повністю заповнено, а розчин по зворотній лінії не почне повертатися в промивочний бак. Після заповнення котла розчином кислоти насос не вимикають і циркуляцію продовжують на протязі часу, заданого для очистки поверхні котла.

Якщо розчин підігрівається паром, то під час циркуляції витрату пари регулюють з таким підрахунком, щоб температура розчину під час очистки підтримувалась на заданому рівні (50-60°С).

Концентрацію кислотного розчину під час очистки котла контролюють кожні 15-20 хвилин. Проби на аналіз беруть із пробовідбірника на всмоктуючому трубопроводі та на зворотній лінії, тобто до і після промиваємого агрегату.

Якщо кислотність робочого розчину знижується за рахунок розчинення відкладень (на протязі одної години на 2-3 % від першопочаткової), то в промивочний бачок добавляють концентровану кислоту. Очистку проводять до тих пір, поки кислотність розчину перестане суттєво змінюватись.

Якщо кислотність розчину знижується в процесі промивки незначно, це вказує на погану розчинність відкладень. В цьому випадку кислотну очистку потрібно проводити на протязі максимально допустимого часу.

Як тільки на основі перевірки контрольного зразка час перебування кислоти в котлі буде признано достатнім, відкривають дренажний вентиль. Водою витісняють розчин кислоти в дренаж до тих пір, поки із пробовідбірника на зворотній лінії вода перестане давати з метилоранжем кислу реакцію. Після цього вимикають насос, закривають засувку та спускають всю воду із котла в дренаж. Після спорожнення котла закривають дренажну засувку і приступають до обробки котла лугом.

Спуск розчину кислоти в дренаж проводять з дозволу Санепідемстанції. До спуску кислоти дренажний приямок заповнюють кусками вапняного каміння. Після спускання розчину кислоти дренажний приямок промивають водою.

4.5.3 Тепловий розрахунок котлоагрегату МЕ-4-1,4ГМ

Схема переводу котла типу МЕ-4-1,4ГМ на водогрійний режим роботи показано на рис. 4.1.

По цій схемі потік води направляється спочатку в економайзер, а потім в нижні колектори бокових екранів. Після транспортування води через екранні труби і передню частину верхнього барабана котла потік води по необігріваємому трубопроводу направляється в нижній барабан, звідки піднімається по трубам конвективного пучка.

В котлах типу МЕ-4-1,4ГМ по ходу продуктів згорання знаходиться 17 рядів труб конвективного пучка, а поперек газового потоку - 20 труб. Потік води транспортується спочатку через 160 підйомних труб, потім розвертається в верхньому барабані на 180° і опускається по восьми трубам дев’ятого ряда в нижній барабан (інші труби дев’ятого ряда видаляються, а отвори в барабанах заглушаються коротишами). Після розвороту води в нижньому барабані на 180° вода транспортується в верхній барабан по 160 трубам конвективного пучка. Із середньої частини верхнього барабана вода подається в теплову мережу.

1.Трубопровід води із теплової мережі; 2.Економайзер; 3.Колектори бокових екранів; 4.Верхній барабан; 5.Вода в теплову мережу; 6.Суцільні перегородки; 7.Нижній барабан.

Рисунок 4.1 Схема переводу котла типу МЕ-4-1,4ГМ на водогрійний режим роботи

Визначаємо теплопродуктивність котла МЕ-4-1,4ГМ на паровому режимі:

(4.11)

де D – паропродуктивність котла в номінальному режимі роботи;

iж.п - ентальпія насиченої пари (194,13 oC)

іж.в - ентальпія живильної води (100 oC)

gпр - Процент продувки котла (3%).

iкіп - Ентальпія котлової води

Визначаемо повну витрату палива (яке подається в топку)

(4.12)

де Qpp - Кількість привернутої теплоти палива 37297,26(кДж/нм3)

ηк.а. - ККД котельного агрегату;

Визначаємо теплопродуктивність котла МЕ-4-1,4ГМ, переведеного на водогрійний режим роботи, по формулі, кДж/год:

Qка = G ( I´´- I´ ) к (4.13)

де G – паропродуктивність котла в номінальному режимі роботи, 4000 кг/год;

I´´ - ентальпія насиченої пари при тиску в барабані котла 1,4 МПа.

I´´=2567,32 кДж/кг;

I´ - ентальпія живильної води при t°=70 °С. I´=294 кДж/кг;

к – коефіцієнт, який враховує збільшення теплопродуктивності котла при переведенні його на водогрійний режим, к=1,3.

Qка = 4000 (2567,32- 294) 1,3 =11821264 кДж/год

Визначаємо витрату води через котел, переведений на водогрійний режим роботи, кг/год:

G´= Qка/( Iвих - Iвх)(4.14)

де Iвх – ентальпія води на вході в котел, кДж/кг;

Iвих – ентальпія води на виході з котла Iвих=632 кДж/кг.

G´= Qка/(Iвих - Iвх)=11821264/(632-294)=34974=34,9(т/год)

Визначаемо повну витрату палива в водогрійному режимі:

де Qpp - Кількість привернутої теплоти палива 37297,26(кДж/нм3)

ηк.а. - ККД котельного агрегату;

4.6 Встановлення на котел сучасного пальника

Всі попередні роки для спалювання палива в топках ДЕ (ДЕВ), КЕ (КЕВ), ДСЕ, Е, МЕ, КВЕ котлів застосовувалися російські реєстрові пальники ГМГм, ГМ, ГМП і РГМГ. Дані пальники працюють за принципом дифузійного змішування, коли турбулізація й закручування потоку повітря досягається шляхом установки в пальники лопаткового регістра.

Практична багаторічна експлуатація пальників показала як позитивні, так і негативні особливості їхньої роботи. Приведемо деякі приклади.

- Закручування потоку повітря різко скорочує підготовчу стадію горіння (підігрів і запалення палива) і активно сприяє догоранню коксових часток. Одночасно із цим виникає значна нерівномірність розподілу теплових потоків по довжині смолоскипа. При роботі пальників ГМ максимум випромінювання розташований у головній частині топки. У міру вигоряння палива теплові потоки знижуються й наприкінці топкової камери в 2-2,5 рази нижче первісних потоків. Коефіцієнт теплової ефективності екранів на початку топки становить 0,68-0,64 при середньому значенні 0,44-0,576.

- Величина максимальних теплових потоків і їхнє місце розташування визначає вимоги до параметрів і умов роботи середовища в циркуляційному контурі котла.

- Температура в локальній зоні горіння перевищує граничний рівень (1550°С), після якого починається інтенсивне окислювання атомарного азоту. Зміст NOх у газах, що йдуть, перевищує 500 мг/м3.

- Недосконалість підведення повітря в реєстрову частину пальника приведе до значної швидкісної й видаткової нерівномірності на виході з пальника. Горіння затягається й порушується симетрія факела щодо осі котла. Коефіцієнти надлишку повітря набагато перевищують розрахункові величини, має місце торкання факелом задньої стінки котла й затягування факела в конвективний пучок.

- Для розпилення рідкого палива в реєстрових пальниках використовуються паро-механічні форсунки, що вимагає додаткової витрати пари на власні потреби. Основним недоліком паромеханічних форсунок є зміна зовнішньої форми й внутрішньої будови факела зі зміною тиску подачі палива. При незмінній епюрі розподілу швидкостей повітряного потоку зміна характеристик паливного факела приводить до якісного погіршення спалювання палива.

- Рівень автоматизації керування процесом спалювання палива обмежується тільки захисними функціями.

Російські виробники пальників останні десятиліття практично не проводили роботи з модернізації й автоматизації процесів спалювання на своїх пальниках. З початку 90-х років минулого сторіччя почалося активне просування на ринок сучасних пальників різних європейських і світових виробників. Дані пальники були призначені в основному для імпортних і російських жаротрубних котлів, і до кризи 1998 року увага європейських виробників пальників до російських водотрубних котлів було незначне.

Спроби застосування сучасних закордонних пальників на котлах Бійського котельного заводу зіштовхувалися з постійною проблемою невідповідності габаритів факела розмірам камери згоряння котла. У Європі в даний момент практично відсутнє виробництво водотрубних котлів і тому всі пальники розробляються й виробляються для роботи з надувними жаротрубними котлами.

По своїх технічних характеристиках стандартні європейські пальники є длинно факельними, і вони не можуть працювати на водотрубних котлах з короткими топками, що працюють під розрядженням.

На практичних прикладах підтвердилися теоретичні припущення, що жодний європейський пальник, створений для роботи на жаротрубних котлах, не зможе вивести водотрубний котел типу Е, ДЕ, ДКВР, МЕ на номінальну потужність.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7