Е. А. Бойко
И. С. Деринг
Т. И. Охорзина
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
(Тепловой расчет парового котла)
Красноярск
2005


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
1
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессиона
льного образования
Красноярский государственный технический университет
Е. А. Бойко
И. С. Деринг
Т. И. Охорзина
КОТЕЛЬНЫЕ
УСТАНОВКИ
И
ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
(Тепловой расчет парового котла)
Учебное пособие
Красноярск 2005


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
2
УДК 621.18
1.04. (075.8)
Б
77
Рецензенты:
А. В. Медведев
, д
-
р техн. наук, зав. кафедрой «Системного анализа» Си
б-
ГАУ (г. Красноярск)
А. А. Шпиков, канд. техн. наук,
директор НОУ Красноярский учебный центр
«Энергетик» (г. Красноярск);
Бойко, Е. А. и др.
Б
77
Ко
тельные установки и парогенераторы (тепловой расчет парового котла):
Учебное
пособие
/ Е
. А. Бойко, И. С. Деринг
,
Т. И. Охорзина
.
Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005.
9
6
с.
Пособие содержит
методику и необходимые нормативно
-
справочные мат
е-
риалы для тепловых рас
четов паровых котлов средней и большой производительности,
сжигающих твердое, газообразное и жидкое топливо. Методика базируется на норм
а-
тивном методе и использовании обобщенных зависимостей на основе приведенных тепл
о-
вых характеристик.
Ориентировано на в
ыполнение студентами энергетических и технических в
у-
зов курсового и дипломного проектирования для специальностей 1005
–
«Тепловые эле
к-
трические станции», 1007
–
«Промышленная теплоэнергетика», 1008
–
«Физика тепл
о-
технологий», а также может быть использован
о студентами других теплоэнергетич
е-
ских специальностей.
УДК
621.181.04. (075.8)

КГТУ, 2005

Е. А. Бойко, 2005

И. С. Деринг, 2005

Т. И. Охорзина, 2005
Редактор Л. И. Злобина
Гигиенический сертификат
№ 24.49.04.953.П.000338.05.01 о
т 25.05.2001.
Подп. в печать 05.12.2005. Формат 60

84/16.
Бумага тип. № 1. Офсетная печать.
Усл. печ. л. 5,6. Уч.
-
изд. л. 4,75.
Т
и
раж 200 экз.
Заказ 287
Отпечатано в ИПЦ КГТУ
660074, Красноярск, ул. Киренского, 28


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
3
ПРЕДИСЛОВИЕ
Развитие энергетики
, освоение новых энергетических топлив сопровождается со
з-
данием новых конструкций паровых котлов, увеличением их единичной производител
ь-
ности, более широким использованием твердых топлив и природного газа.
Подготовка квалифицированных кадров инженеров
-
тепл
о
энергетиков и констру
к-
торов в высших учебных заведениях невоз
можна без овладения методами теплового ра
с-
чета п
а
ровых котлов.
Учебная работа студентов над курсовым проектом связана с необходимостью и
с-
пользования в процессе проектирования кроме нормативны
х данных рекомендаций по
выбору ряда исходных значений и последовательности выполнения тепловых расчетов, а
также пояснениям к ним.
В этом заключается принципиальное отличие
учебно
го
пос
о
би
я
для студентов
при
проектировани
и
паров
ых
котл
ов
от Нормативного м
етода теплового
расчета котельных агрегатов
[1], содержащего в сжатом виде строгую последовательность
расчета и необходимые расче
т
ные формулы.
Основная часть настоящего пособия содержит методику конст
руктивного и пов
е-
рочного расчетов паровых котлов электр
остан
ций средней и большой паропроизвод
и-
тельности, сжигающих газо
образное, жидкое и твердое топливо в пылевидном состоянии
как с тве
р
дым, так и с жидким
шлако
удалением.
Учебное пособие составлено на основе
третьего издания
Нормативного метода т
е-
плового
расчета котельных агрегатов, изданного в 19
98
г. и разработанного коллективом
авторов ведущих нау
ч
но
-
исследова
тельских институтов (ВТИ и
НПО
ЦКТИ).
Авторы настоящей книги учли также дополнительные норма
тивные материалы,
опубл
и
кованные этими институтами в
после
дующем и уточняющие отдельные разделы
Норм
а
тивного метода.
Выполнение теплового и конструктивного расчетов парового котла представляет
собой достаточно трудоемкую задачу. По ме
ре развития использования ЭВМ естестве
н-
ным является примене
ние методов
автоматизации этих расчетов. Основное отличие дан
-
ного издания учебного пособия от предыдущих заключается в из
ложении принципов в
ы-
полнения на ЭВМ
конструктивного и по
верочного расчетов отдельных поверхностей н
а-
грева
, а также
теплового расчета парового ко
тла в целом
с ориентацией на их реализацию
либо в среде программирования
(
Builder
C
++
,
Delphi
Pascal
)
, либо с использованием
сп
е-
циализирова
н
ных
вычислительных пакетов (например
,
Mat
h
Cad
,
Microsoft
Excel
и т.д.)
при наличии
соответствующих
библиотек
и подпр
ограмм
-
функций
по определению те
п-
лофизических свойств теплоносителей (воды и пара, воздуха, дымовых г
а
зов).
Авторский
вариант такой
DLL
-
библиотеки для
Builder
C
++ и
MathCad
2001
Professional
,
а также
электронный спр
а
вочник находятся на сайте:
www
.
tef
.
krgtu
.
ru
.
В настоящем учебном пособии используется Международная система единиц (СИ).
Учебное пособие рассчитано на студентов теплоэнергетических специальностей энерг
е-
тических и технических вузов, а также может быть использовано работниками проектных
и конструк
торских
организаций
.
Авторы


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
4
ВВЕДЕНИЕ
Паровой котел
–
это основной агрегат тепловой электростан
ции (ТЭС). Рабочим
телом в нем для получения пара является вода, а теплоносителем служат продукты гор
е-
ния различных ор
ганических топлив. Необходимая теп
ловая мощность парового котла
определяется его паропроизводительностью при обеспечении установленных температ
у-
ры и раб
о
чего давления перегретого па
ра. При этом в топке котла сжигается расчетное
количество топ
лива.
Номинальной паропроизводительностью назы
вается наиболь
шая производител
ь-
ность по пару, которую котел
ьный
агрегат
должен обеспе
чить в длительной эксплуатации
при номинальных параметрах пара и питательной воды
,
с допускаемыми по ГОСТ откл
о-
нения
ми от этих вел
и
чин.
Номинальное давление пара
–
наиб
ольшее давление пара, которое должно обесп
е-
чиваться неп
о
средственно за пароперегре
вателем котла.
Номинальные температуры пара высокого давления (
свежего
пара) и пара пром
е-
жуточного перегрева (вторично
-
перегретого пара)
–
температуры пара, которые дол
ж
ны
о
беспечиваться не
посредственно за пароперегревателем
,
с допускаемыми по ГОСТ откл
о-
нениями при поддержании номинальных давлений пара, тем
пературы пит
а
тельной воды и
паропроизв
о
дительности.
Номинальная температура питательной воды
–
температура воды перед в
ходом в
экономайзер, принятая при проектировании котла для обеспечения номинальной пар
о-
производ
и
тельности.
При изменении нагрузки котла номинальные температуры па
ра (свежего и втори
ч-
но
-
перегретого) и, как правило, давление должны сохраняться (в заданном д
иапазоне н
а-
грузок), а осталь
ные пар
а
метры будут изменяться.
При выполнении расчета парового котла его паропроизводительность, параметры
пара и питательной воды являются задан
ными. Поэтому цель расчета состоит в выборе
рациональной ком
поновки и определен
ии размеров всех поверхностей нагрева котла (ко
н-
структивный расчет) или же в
определении температур и тепловосприятий рабочего тела
и газовой среды в поверхностях нагрева заданного котла (поверочный расчет).
Следует
отм
е
тить, что в данном учебном пособии п
редставлено изложение поверочно
-
конструкторской методики расчета котельного агрегата, когда расчет радиационных и п
о-
лурадиационных поверхностей нагрева котла (топочная камера, ширмовый пароперегр
е-
ватель) выполняется поверочной методикой, а конвективных (ко
нвективный пароперегр
е-
ватель, водяной экономайзер, воздухоподогреватель)
–
ко
н
структорской.
1.
ПОРЯДОК ТЕПЛОВОГО
РАСЧЕТА
И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1.1 Задание на тепловой расчет, порядок его выполнения
Как было отмечено выше, т
епловой расчет парового котла мо
жет быть констру
к-
тивным и поверочным.
Задача конструктивного теплового расчета котла заключается в выборе компоно
в-
ки поверхностей нагрева в газоходах котла, определении размеров поверхно
стей н
а
грева,
обеспечивающих номинальную паропроизводительность котл
а при заданных номинал
ь-
ных параметрах пара, на
дежность и экономичность его работы. При этом обеспечение на
-
дежности работы поверхностей нагрева предполагает получение расчетных тепловых х
а-
рактеристик, исключающих увеличение максимальной температуры стенки
сверх
допу
с-
тимого значения по условиям прочности, а на экономичность работы котла опреде
ляющее
влияние оказывают температура уходящих газов и присосы холодн
о
го воздуха в газовый тракт.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
5
Выполнение конструктивного теплового расчета производится на основани
и и
с-
ходных данных, с
о
ставляющих задание на проект.
Задание должно содержать следующие данные:
–
тип парового котла (барабанный или прямоточный, его завод
ская маркировка)
;
–
номинальную паропроизводительность
(
?
D
, т/ч (кг/с))
и парамет
ры перегрето
го пара
(пе
р
вичного
(
?
P
, МПа (бар),
?
t
, °С)
и вторичного перегрева)
;
–
месторождение и марку энергетического топлива
;
–
температуру питательной воды
(
?
t
, °С)
, поступающей в котел п
осле регенеративного подогр
е
ва.
При необходимости
,
к
роме указанн
ой информации
могут быть заданы и другие х
а-
рактеристики, например способ сжигания твердого топлива (с твердым или жидким
шл
а-
ко
удалением),
температуры уходящих газов
(
C
J
, °
С)
и холодного воздуха
(
E
t
, °С)
, вел
и-
чина
непрерывн
ой
продувк
и
, доля рециркуляции газов в топ
ку,
условия
работ
ы
котла
(
под
наддувом или при разрежении в г
а
зовом тракте
)
и
п
р
очие.
Температуры уходящих газов
(
C
J
, °С
)
, воздуха на входе в воздухопо
догреватель
(
E
t
, °С)
и горячего воздуха после
воздухо
подогревателя
(
3
t
, °С)
и ряд дру
гих характер
и-
стик,
в случае их отсутствия в задании,
как правило,
могут быть выбраны
пр
о
ектантом
в
со
ответствии с рекомендациями
норм
а
тивного метода расчета
[1].
После выбора расчетных характеристик приступают к созда
нию общего эскиза
проектируемого п
а
рового котла. Проектный эскиз котла представляет собой поперечный
разрез котла с после
довательным
расположением вдоль газового тракта поверхностей н
а-
грева с учетом их раз
дел
ения на пакеты (секции) и с теми упрощениями и отступлениями
от исходного типового котла завод
ского производства, которые оговорены заданием или
д
о
полни
тельно указаны преподавате
лем.
Для последующего выполнения теплового и конструктивного расчета котла выб
и-
рают возможные присосы холод
н
ого воздуха по газовому тракту котла и коэффициенты
избытков воздуха. Правил
ь
ный выбор всех расчетных показателей свидетельствует о том,
что расчет
котла будет выполняться для условий его рабо
ты, отвечающих требуемой эк
о-
номи
ч
ности.
Поверочный расчет котла или отдельных его элементов вы
полняется для сущес
т-
вующей констру
к
ции с целью определе
ния показателей ее работы при переходе на другое
топливо, п
ри изменении нагрузки или параметров пара, а также после прове
денной реко
н-
струкции поверхностей нагрева. В результате пове
рочного расчета определяют:
–
коэффициент полезного действия парового котла;
–
расход топлива;
–
температуру продуктов сгорания по г
азовому тракту, вклю
чая температуру уходящих г
а
зов;
–
температуру рабочей среды (пара, воды) за каждой поверх
ностью нагрева.
Надежность работы поверхности нагрева устанавливают рас
четом ожидаемой те
м-
пературы стенки и сравнением ее с допу
стимой для исп
ользованного металла. Для выпо
л-
нения расчета приходится предварительно задаваться температурой уходящих газов и
температурой горячего воздуха, правильность выбора ко
торых определяется лишь по з
а-
верш
е
нии расчета.
Задание на поверочный расчет включает в себ
я практически те же исходные да
н-
ные, что и при конструктивном расчете, и дополнительно
–
конструктивные данные п
о-
верхн
о
стей котла. Поэтому расчету предшествует определение по чертежам геомет
-
рических характеристик поверхностей (диаметров и шагов труб, числ
а рядов труб, разм
е-
ров проходных сечений для газов и ра
бочей среды, габаритных размеров газоходов и п
о-
верхностей на
грева и т. д.).


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
6
При поверочном расчете котла, так же как при конструк
тивном, вначале определ
я-
ют объемы и энтальпии воздуха и про
дуктов сг
орания, КПД и расход топлива, а затем в
ы-
по
л
няют рас
чет теплообмена в топочной камере и других поверхностях в по
-
следовательности, соответствующей их расп
о
ложению по ходу газов.
При поверочном расчете поверхности нагрева приходится за
даваться изменением
т
емпературы одной из теплообменивающихся сред (разностью температур на входе и в
ы-
ходе). Этим опре
деляется тепловосприятие поверхности в первом приближении. Далее
можно вычислить температуры другой среды на концах поверхности нагрева, темпер
а-
турный напор, с
корости газового по
тока и рабочей среды и все другие величины, необх
о-
димые для вы
числения тепловосприятия во втором приближении. При расхождении пр
и-
нятого и ра
с
четного тепловосприятий выше допустимо
го повторяют расчет для нового
принятого тепловосприяти
я. Таким образом, поверочный расчет поверхности нагрева в
ы-
пол
няют мет
о
дом последовательных приближений.
В результате расчета определяют тепловосприятие поверхно
сти, а также
темпер
а-
туры
и энтальпии сред на входе и выходе из нее.
Конструктивный и поверочны
й расчеты заканчиваются состав
лением расчетно
-
пояснительной з
а
писки, которая включает в себя:
–
задание на проектирование котла и исходные данные;
–
описание проектируемого котла, компоновку его поверхностей с указанием их связей по
рабочей среде;
–
техни
ческие характеристики сжигаемого топлива, обоснование выбора нео
б
ходимых
для расчета величин;
–
расчет объемов « эн
тальпий воздуха и продуктов сгорания;
–
составление теплового баланса парового котла, расчет расхо
да сжигаемого топлива;
–
тепловой и
ли
ко
нструктивный расчеты топ
очной камеры
и поверхностей на
грева (для
компактности расчет поверхностей может быть сведен в таблицы, где приводятся наим
е-
нования рассчитываемых вели
чин, их единицы, расчетные формулы и численные знач
е-
ния всех величин, р
е
зультат
расчета);
–
сводную таблицу основных результатов теплового расчета.
В записке приводятся краткие пояснения и обоснования вы
бираемых для расчета
значений величин, расчетных формул, по
рядка выполнения расчета. Расчетная записка
должна содержать также и
с
пол
ьзуемые в расчете таблицы объемов и энтальпий про
дуктов
сгорания и воздуха, эскиз
ы
компоновки поверхностей нагре
ва парового котла с соблюд
е-
нием масштабных размеров, тепло
вую схему котла, схему водопарового тракта (для пр
я-
моточного котла) или схему пароп
ерегревателя (для барабанного котла). Расчет конве
к-
тивных поверхностей нагрева сопровождается по
строением графиков, иллюстрирующих
направления взаим
ного движения и изменения температур
греющих
газов и рабочей ср
е-
ды в пределах каждой п
о
верхности нагрева.
Эскиз
ная компоновка поверхностей нагрева
котла должна иметь основ
ные размеры газоходов (ширину, высоту, глубину) и габарит
-
ные размеры п
о
верхностей.
Расчетно
-
пояснительная записка завершается построением тепловой схемы паров
о-
го котла и св
о
бодной таблицей
расчетных величин.
Тепловая схема котла отображает распределение теп
ловосприятия рабочей
с
реды
между поверхностями нагрева котла и устанавливает последовательность их размещения
вдоль газо
вого тракта
[2]
.
По оси ординат откладываются значения температур
газов и р
а-
бочей среды на концах каждой поверхности нагрева (рис. 1
.1
). В результате тепловая сх
е-
ма дает
представление об условиях работы каждой поверхности, позволяет определить
температу
р
ные напо
ры и оценить в дальнейшем надежность работы металла поверх
-
ностей нагр
е
ва.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
7
Рис. 1.
1.
Тепловая схема барабанного парового котла: Т
–
топочная камера; ШП, КП
–
ширм
о-
вый и конвективный пароперегреватели; ЭК
–
водяной экономайзер; ВП
–
воздух
о
подогреватель;
В
–
впрыскивающий пар
оохладитель
Сводная табли
ца расчетных величин должна содержать основ
ные показатели, х
а-
рактеризующие условия работы каждой по
верхности нагрева: температуры газов и раб
о-
чей среды на кон
цах поверхности, средние скорости газов и раб
о
чей среды, коэффицие
н-
ты теплопередачи, температур
ные напоры, расчетные тепловые напряжения и размер п
о-
верхности н
а
грева.
1.2. Расчетные характеристики энергетических топлив
Ископаемые твердые топлива разделяются на угли, горючие сланцы и торф. Жи
д-
ким топливом, в основном, является мазут, из газообразны
х топлив в ряде районов как о
с-
но
в
ное, а в остальных случаях как замещающее топливо элек
тростанций используется
приро
д
ный газ.
В зависимости от теплоты сгорания влажной беззольной массы топлива и выхода
летучих веществ угли разделяются на четыре типа: буры
е, каменные, полуантрациты и
антр
а
циты.
Бурые угли по содержанию влаги в рабочей массе топлива разделяются на три
гру
п
пы:
Б1 (
p
W
>
40
%)
, Б2
(
p
W
= 30
–
40
%)
, БЗ
(
p
W
<
30
%).
Каменные угли отличают
ся более глубокой углефикацией исходного орга
-
нического вещества и имеют в связи с этим более высокую теплоту сгорания. В зависим
о-
сти от выхода летучих веществ, свойств спекаемости органической массы угля при выс
о-
ких температ
у
рах и наличия жирных смолистых
веществ в исходном топливе каменные
угли разделяются на н
е
сколько марок (табл. 1.1)
.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
8
Угли со спекающимся коксом используются в доменном производстве. Они пре
д-
варительно обогащаются (отделяется минеральная часть вместе с угольной мелочью).
Обогащенный угол
ьный концентрат направляется на коксование, а отд
е
ленные мелкие
фракции топлива с повышенной зольностью (
c
A
>
40 %) сжигаются на электроста
н
циях.
Их называют промежуточным продуктом обо
гащения. Применяют так называемые «мо
к-
рый» и «сухо
й» способы обогащения топлива. В первом случае продукт обогащения н
а-
зывается шл
а
мом, во вто
ром
–
отсевом.
Таблица 1.1
Маркировка каменных углей
[3]
Наименование марок угля
Обозначение
Выход летучих веществ на
горючую массу,
3
V
, %
Длиннопламенный
Д
>35
Газовый
Г
>
35
Газовый жирный
ГЖ
27
–
37
Жирный
Ж
27
–
37
Коксовый жирный
КЖ
25
–
31
Кокосовый
К
18
–
27
Коксовый второй
К2
17
–
25
Слабоспекающийся
СС
25
–
37
Отощенный спекающийся
ОС
14
–
22
Тощий
Т
8
–
17
К антрацитам (обозначени
е
–
А) относят угли с наиболее высокой степенью угл
е-
фикации и низким выходом летучих веществ
–
менее 9
%. К полуантраци
там (обозначение
–
ПА) относят угли, переходные от каменных углей к антра
цитам. Ископаемые угли по
кру
п
ности кусков при сортировке разд
еляются на классы (табл. 1.2).
На электростанцию поступает топливо разной крупности, представляющее собой
смесь н
е
скольких классов, например СШ
–
«семечко со штыбом», т. е. уголь с размером
фракций от 13 мм и менее, МСШ
–
угольная мелочь с разме
ром фракци
й менее 25 мм. К
твердым ископаемым топливам относятся также горючие сланцы, представляющие собой
минеральные породы, пропитанные го
рючими органическими веществами. Горючие сла
н-
цы в минеральной части содержат заметное количество карбонатов, разлагающихся п
ри
высокой тем
п
ературе с выделением диоксида углерода. Поэтому кроме зольности гор
ю-
чих сланцев (
p
A
=
40
–
45
%) отдельно указывается выделение диоксида углерода в пр
о-
центах от рабочей массы (
:
2
CO
=
14
–
15 %).
Таблица 1.2
Классификация углей по размеру кусков (ГОСТ 19242
-
73)
Класс
Условное обозначение
Размер кусков, мм
Плитный
П
Более 100
Крупный
К
50
–
100
Орех
О
25
–
50
Мелкий
М
13
–
25
Семечко
С
6
–
13
Штыб
Ш
Менее 6
Рядовой
Р
0
–
200
Расчетные характеристи
ки энергетических твердых, жидких и газообразных топ
лив
приведены в
табл
.
1.3
–
1.5
. Приведенные справочные данные относятся к средним показ
а-
телям добываемого топлива.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
9
Изменение состава рабочей массы по сравнению со средним, приведенным в
табл.
1.3
, чаще вс
его связано с
колебаниями
зольности и влажности добываемых твердых то
п
лив
от расчетных значений. В этом случае изменяется теплота сгорания топлива и связа
н
ные с
ней объемы и энтальпии образующихся газов и расход воздуха на сжигание топл
и
ва.
Пересчет низш
ей теплоты сгорания рабочей массы топлива (МДж/кг) с начальной
влажностью
p
1
W
на массу с влажностью
p
2
W
или с начальной зольностью
p
1
A
на зольность
p
2
A
производится по формуле:
(
)
p
2
p
2
@
=
@
=
025
,
0
025
,
0
W
k
W
Q
Q
-
+
=
,
(1.1)
где
p
1
p
2
100
100
W
W
k
-
-
=
–
при изменении только влажности;
p
1
p
2
A
100
A
100
-
-
=
k
–
при изменении тол
ь-
ко зольности;
p
1
p
1
p
2
p
2
100
100
A
W
A
W
k
-
-
-
-
=
–
при одновременном изменении влажности и зол
ь
ности;
При сжигании топлива, с
остав которого не указан в таблицах, его расчетные хара
к-
терист
и
ки устанавливают на основании анализов проб.
1.3. Выбор способа шлакоудаления и типа углеразмольных мельниц
1.3.1. Способы шлакоудаления при сжигании
твердого топлива
В топочной камере м
ожно организовать сжигание топлив с твердым и жидким
шлакоуд
а
лением.
Твердое шлакоудаление неизбежно при сжигании топлив с тугоплавкой золой (при
температуре начала жидкоплавкого состоя
ния
(
3
t
> 1400 °
C
)
.
Оно целесообразно также и
д
ля топлив с уме
ренными значениями температуры
3
t
,
но при относительно не
большой
зольности этих топлив (приведенная зольность
?
A
<
1
%
кг/МДж
*
) и высоком выходе л
е-
тучих веществ (
3
V
> 25
%), поск
ольку небольшое количество летучей золы в про
дуктах
сгорания не ограничивает скорости газов в газоходах и не приводит к ощутимому удор
о-
жанию золоулавливающих устройств, а потери с недожогом топлива
4
q
ввиду значител
ь-
ного в
ы
хода ле
туч
их остаются низкими. Топки с твердым шлакоудалением имеют более
низкие тепловые напряжения и температуру газов в зоне ядра горения, что обесп
е
чивает
снижение уровня образования ток
сичных выбросов, в частности оксидов азота. Диапазон
рабочих нагрузок для т
опок с твердым шлакоудалением зависит от реак
ционной спосо
б-
ности топлива (выхода летучих веществ
3
V
). Минимальная устойчивая нагрузка обычно
соста
в
ляет
<8
D
= 30
–
50
%
=>
D
.
Жидкое шлакоудаление при
меняют для сжигания малореак
ционных углей (антр
а-
цитов, полуантрацитов, тощих и слабоспекающихся каменных углей при выходе летучих
веществ
3
V
<
25
%), оно рекомендуется при сжигании шлакующих каменных и бурых у
г-
лей (типа канско
-
ачинских
бурых углей, кузнецких каменных углей и донецкого ГСШ),
отл
и
чающихся повышенным количеством относительно легкоплавкой золы (
3
t
= 1150
-
1300 °С
).
Организация жидкого шлакоудаления с высоким уровнем температуры г
о
рения
топлива обеспечива
ет при малом выходе летучих веществ заметное уменьшение потерь
то
п
лива с недожо
гом, а в случае сжигания высокозольных топлив позволяет облег
чить
борьбу с шлакованием и износом конвективных поверхно
стей. В результате повыш
а
ется
надежность и экономичность
ра
боты котла, однако необходимо принимать специал
ь
ные
меры для снижения образования токсичных газов (
E
NO
,
E
SO
и др.) в зоне высоких те
м-
ператур, что дополнительно ограничивает при
менение жидкого шлакоудал
е
ния.
*
Приведенной назыв
а
ется
зольность, %

кг/МДж, топлива в процентах, отнесенная к 1МДж теплоты сг
о-
рания, т.е.
@
=
@
?
Q
A
A
=
.
Приведенная влажность и сернистость опред
еляются аналогично.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
10
Таблица 1.3
Теплотехнические характеристики твердых энергетических топлив
Состав рабочей массы топлива, %
Температурные
характеристики з
о
лы
,
°С
Бассейн,
месторожд
е
ние
Марка,
класс
p
W
p
A
p
S
p
C
p
H
p
N
p
O
Выход
л
е
тучих,
3
V
, %
Теплота
сгор
а
ния
,
@
=
Q
,
к
Дж/кг
К
о
эфф
.
размол
о-
способн
о-
сти
,
;
k
1
t
2
t
3
t
Россия, Украина
Донецкий
Д, Р
13,0
27,8
2,9
44,1
3,3
0,9
8,0
43,0
17250
1,28
1000
1200
1280
Донецкий
Д, о
т
сев
14,0
28,4
3,4
42,6
3,2
0,9
7,5
44,0
16710
1,25
1100
1250
1350
Донецкий
Д,
конц.
14,0
24,9
2,6
46,4
3,4
1,0
7,7
42,0
17880
1,2
990
1100
1200
Донецкий
Г, Р
10,0
28,8
3,0
48,3
3,4
0,9
5,6
40,0
18920
1,25
1050
1200
1280
Донецкий
Г, отсев
11,0
29,4
3,5
46,5
3,3
0,9
5,4
41,0
18210
1,35
1150
1250
1280
Донецкий
Г,
конц.
13,0
14,8
2,4
57,8
3,8
1,1
7,1
39,0
23030
1,25
1000
1220
1280
Донецкий
Г,
пром.
12,0
35,2
2,9
40,1
3,0
0,8
6,0
42,0
15740
1,2
1200
1340
1380
Донецкий
Г, шлам
20,0
33,6
2,5
35,5
2,6
0,7
5,1
42,0
13610
–
1180
1350
1400
Донецкий
Ж, Р
6,0
30,1
2,5
53,
4
3,3
1,0
3,7
32,0
21140
1,5
1000
1200
1270
Донецкий
ОС, Р
5,0
26,6
2,8
59,5
3,1
1,0
2,0
19,0
23240
1,9
1100
1250
1300
Донецкий
ОС,
пром.
12,0
37,0
2,6
41,1
2,7
0,8
3,8
20
,0
–
33
,0
16120
1,5
1050
1200
1250
Донецкий
ОС,
шлам
15,0
34,8
2,4
40,6
2,6
0,8
3,8
20,0
–
33,0
15,91
1,5
1180
1350
1400
Донецкий
Т, Р
6,0
32,0
2,2
55,2
2,5
1,0
1,1
12,0
20600
1,8
1120
1200
1250
Донецкий
А, СШ
8,5
34,8
1,5
52,2
1,0
0,5
1,5
4,0
18230
0,95
1110
1210
1240
Донецкий
А, шлам
20,0
36,0
1,2
40,3
0,8
0,3
1,4
5,0
13630
0,95
1130
1
240
1260
Украина
Новомосковское
3Б, Д
25,0
15,0
1,4
44,4
3,2
0,8
10,2
43,0
16750
1,1
1080
1120
1130
Новомосковское
Д, Г
22,5
15,5
1,4
46,5
3,3
0,9
9,9
42,0
17580
1,1
1060
1120
1135
Привольнянское
Д
13,0
21,8
2,8
49,9
3,6
1,0
7,9
42,0
1968
0
1,3
1100
1200
1280
Северо
-
Александровские
Д, Г
14,0
21,5
3,0
48,2
3,3
1,0
9,0
41,0
18760
1,2
1150
1210
1250
Успеновские 1
-
4
Д, Г
14,0
23,2
2,0
48,4
3,3
1,3
7,8
42,0
18460
1,25
–
–
–
Новосветловское
Г
11,0
22,3
3,1
52,0
3,7
1,1
6,8
44,0
20520
1,25
1150
1210
1250
Светлановский
Г
10,0
28,8
2,8
49,0
3,3
1,1
5,0
38,0
19480
1,2
1100
1250
1300
Чапаевский рудник
Г
11,0
22,3
3,0
53,4
3,7
1,1
5,5
40,0
21100
1,3
1180
1240
1300
Углегорский Восточный
Т, А
5,0
24,7
2,4
62,7
2,7
1,1
1,4
7,5
23700
1,6
1060
1250
130
0
Ольховатский
А
5,0
24,7
2,2
64,1
2,2
1,2
0,6
7,0
23570
1,0
1040
1220
1300
Володарский рудник
А
7,5
20,4
1,8
68,1
0,9
0,5
0,8
3,0
23030
0,95
1100
1170
1230
Миусский 1
-
2
А
6,0
24,4
2,0
63,5
2,1
0,8
1,2
4,0
–
7,0
23450
1,0
1040
1220
1300
Примечание: пром.
–
промпродукт, конц.
–
концентрат


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
11
Продолжение
табл
ицы 1.3
Состав рабочей массы топлива, %
Температурные
характеристики
з
о-
лы
, °С
Бассейн,
месторожд
е
ние
Марка,
класс
p
W
p
A
p
S
p
C
p
H
p
N
p
O
Выход
л
е
тучих,
3
V
, %
Теплота
сгорания
,
@
=
Q
,
кДж/кг
Коэфф
и-
циент ра
з-
молосп
о-
собности,
;
k
1
t
2
t
3
t
Россия
Кузнецкий
Д, Р, СШ
11,5
15,9
0,4
56,4
4,0
1,9
9,9
40,5
21900
1,1
1160
1310
1440
Кузнецкий
Г, Р, СШ
8,5
16,9
0,4
60,1
4,2
2,0
7,9
39,5
23570
1,2
1170
1300
1390
Кузнецкий
Г, пром.
13,0
28,7
0,6
46,6
3,4
1,8
5,9
41,5
18090
1,5
1170
12
70
1340
Кузнецкий
Г, шлам
21,5
10,2
0,5
54,3
3,9
1,6
8,0
40,5
20980
1,0
1110
1180
1220
Кузнецкий
1 СС, Р
9,0
18,2
0,4
60,8
3,6
1,5
6,5
31,0
23400
1,4
1190
1370
1440
Кузнецкий
2СС, Р
8,5
16,5
0,4
66,0
3,5
1,6
3,5
20,0
25330
1,4
1190
1370
1460
Кузнецкий
Т, Р, СШ
7,0
14,6
0,5
70,2
3,0
1,7
3,0
12,5
25120
1,4
1220
1350
1410
Кузнецкий
Ж, пром.
6,0
39,5
0,7
45,2
3,1
1,6
3,9
37,0
17710
1,2
1150
1300
1380
Кузнецкий
К, пром.
8,5
33,9
0,3
49,5
2,8
1,4
3,6
24,0
19010
1,3
1170
1340
1420
Кузнецкий
А, Р
10,0
16,
2
0,4
68,8
1,5
0,8
2,3
5,0
24160
1,2
1160
1370
1460
Казахстан
Карагандинский
К, Р
9,0
34,6
0,7
46,8
2,9
0,8
5,2
28,0
18130
1,4
1300
1480
>
150
0
Карагандинский
К, конц.
10,0
20,7
0,8
59,3
3,6
1,0
4,6
27,0
22900
1,4
1180
1400
1430
Куучекинск
ое
2К, Р
7,0
40,9
0,6
44,1
2,8
0,8
3,8
21,0
16580
1,3
1270
>1500
>1500
Борлинское
2К, Р
7,5
40,7
0,6
41,8
2,8
0,7
5,9
31,0
16120
1,3
1270
>1500
>1500
Экибастузский, 1
-
я гр.
СС, Р
6,5
36,9
0,7
44,8
3,0
0,8
7,3
25,0
17380
1,3
1270
>1500
>1500
Экибастузски
й, 2
-
я гр.
СС, Р
5,0
45,6
0,6
38,4
2,7
0,8
6,9
25,0
14610
1,3
1180
>1500
>1500
Кушмурунское
2Б, Р
37,0
14,5
1,5
34,0
2,5
0,6
9,9
48,5
12230
0,9
1180
1280
1360
Приозерное
2Б, Р
36,0
14,7
0,6
34,7
2,5
0,5
11,0
48,2
12310
1,0
1200
1290
1370
Орловское
2Б, Р
34,0
19,1
0,9
32,2
2,2
0,6
11,0
45,0
11350
1,1
1200
1320
1380
Шоптыкольское
3Б, Р
18,0
24,6
0,5
41,6
3,0
0,6
11,7
41,0
15620
1,0
1200
1400
1490
Россия
Подмосковный
2Б, Р
32,1
30,6
2,5
24,3
1,9
0,4
8,2
48,0
8670
1,75
1350
1500
1500
Интинс
кое
Д, Р
11,5
28,8
2,5
44,2
2,9
1,5
8,6
40,0
16870
1,4
1050
1220
1300
Воркутинское
Ж, Р
8,0
29,4
1,0
52,6
3,3
1,5
4,2
33,0
20770
1,4
1050
1240
1360
Украина
Волынское
Г, Р
10,0
27,0
2,8
49,8
3,3
0,9
6,2
39,0
19470
1,2
1100
1200
1230
Межреч
енское
ГЖ, Р
8,0
32,2
2,8
48,7
3,3
0,7
4,3
36,0
19380
1,3
1130
1200
1230


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
12
Продолжение таблицы 1.3
Состав рабочей массы топлива, %
Температурные
характеристики з
о-
лы
, °С
Бассейн,
месторожд
е
ние
Марка,
класс
p
W
p
A
p
S
p
C
p
H
p
N
p
O
Выход
л
е
тучих,
3
V
, %
Теплота
сгорания
,
@
=
Q
,
кДж
/кг
Коэфф
и-
циент ра
з-
молосп
о-
собности,
;
k
1
t
2
t
3
t
Россия
Кизеловский
Ж, Р
6,0
32,0
5,3
48,6
3,5
0,6
4,0
43,0
19680
1,0
1160
1330
1380
Кизеловский
Г, Р
7,5
37,9
4,3
41,5
3,2
0,5
5,1
45,0
16710
1,1
128
0
1400
1460
Челябинский
3Б, Р
17,0
35,7
0,8
33,6
2,5
0,9
9,5
44,0
12560
1,3
1180
1370
1450
Волча
н
ское
3Б, Р
22,0
35,1
0,2
27,5
2,1
0,5
12,6
47,0
9520
1,2
1180
1430
1500
Бабаевское
1Б, Р
56,0
10,1
0,9
23,2
2,1
0,2
7,5
65,0
8100
1,0
1160
1270
1340
Тульга
нское
1Б, Р
52,0
14,4
0,4
22,2
2,1
0,3
8,6
65,5
7450
1,0
1180
1330
1410
Грузия
Ткибульское
Д, МСШ
13,0
34,8
2,0
37,3
3,1
0,5
9,3
46,0
14700
1,37
1460
1470
1480
Ткибульское
Г, Р
15,0
25,5
1,7
44,9
3,5
0,9
8,5
44,0
17080
1,35
1450
1470
1480
Ткварчельское
Ж, пром.
11,5
35,0
1,3
42,5
3,2
0,9
5,6
36,0
16310
1,4
1450
>1500
>1500
Узбекистан
Ангренское
2Б, СШ
34,5
14,4
1,3
39,1
1,9
0,2
8,6
33,5
13440
1,9
1160
1300
1320
Шаргуньское
СС, СШ
6,0
17,4
0,7
65,0
3,4
0,5
7,0
22,0
25950
1,
1
1100
1240
1290
Киргизия
Кок
-
Янгак
Д, СШ
10,5
18,8
1,3
56,2
3,3
0,7
9,2
34,0
21310
1,35
1100
1440
1460
Таш
-
Кумыр
Д, СШ
14,5
25,7
1,1
44,6
2,9
0,7
10,5
41,0
16660
1,3
1275
1335
1360
Сулюктинское
3Б, СШ
22,0
16,4
0,5
47,7
2,5
0,4
10,5
33,0
17000
1,3
1120
1230
1250
Кызыл
-
Кия
3Б, СШ
28,0
13,0
1,2
45,4
2,4
0,5
9,5
35,0
16160
1,3
1100
1250
1260
Кара
-
Киче
3Б
19,0
8,1
0,8
55,0
3,1
0,6
13,4
37,0
19800
1,25
1150
1300
1315
Таджикистан
Шураб 1/2
3Б, Р
21,0
25,3
0,9
40,8
1,8
0,4
9,8
37,0
14240
1,35
1150
1230
1290
Шураб 8
3Б, СШ
28,0
17,3
1,3
42,7
1,7
0,4
8,6
33,0
14570
1,3
1130
1180
1260
Россия
Ирша
-
Бородинское
2Б, Р
33,0
7,4
0,2
42,6
3,0
0,6
13,2
47,0
15280
1,15
1180
1210
1230
Назаровское
2Б, Р
39,0
7,9
0,4
37,2
2,5
0,5
12,5
47,0
12850
1,0
1200
1220
1240
Березовское
2Б, Р
33,0
4,7
0,2
44,2
3,1
0,4
14,4
48,0
15660
1,3
1270
1290
1310
Боготольское
1Б
44,0
6,7
0,5
34,3
2,4
0,3
11,8
48,0
11810
1,25
1150
1170
1190
Абанское
2Б
33,5
8,0
0,4
41,5
2,9
0,6
13,1
48,0
14740
1,
2
1140
1160
1180
Барандатское
2Б
37,0
4,4
0,2
41,9
2,9
0,4
13,2
48,0
14820
1,2
1300
1320
1340


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
13
Оконча
ние таблицы 1.3
Состав рабочей массы топлива, %
Температурные
характеристики з
о-
лы
, °С
Бассейн,
месторожд
е
ние
Марка,
класс
p
W
p
A
p
S
p
C
p
H
p
N
p
O
Выход
л
е
тучих,
3
V
, %
Теплота
сгорания
,
@
=
Q
,
кДж/кг
Коэфф
и-
циент ра
з-
молосп
о-
собности,
;
k
1
t
2
t
3
t
Россия
Итатское
1Б
40,5
6,8
0,4
36,6
2,6
0,4
12,7
48,0
12810
1,2
1200
1220
1240
Черногорское
Д, Р, СШ
14,0
21,5
0,5
49,7
3,3
1,3
9,7
42,0
18840
1,05
1180
1210
1420
Черемховское
Д, Р, СШ
15,0
29,8
0,9
42,5
3,1
0,6
8,1
47,0
16410
1,3
1170
1320
1430
Азейское
3Б, Р
25,0
16,5
0,5
42,7
3,1
0,9
11,3
48,0
15990
1,1
1200
1340
1420
Каахемское
Г, Р
5,0
14,3
0,4
65,0
4,8
1,0
9,5
46,0
25410
1
,6
1130
1200
1240
Гусиноозерское
3Б, Р
26,0
18,5
0,4
39,4
2,8
0,6
12,3
43,0
14320
1,3
1150
1260
1330
Букачачинское
Г, Р
9,0
13,7
0,5
63,4
4,3
0,8
8,3
42,0
24570
1,35
1170
1300
1330
Татауровское
2Б, Р
33,0
10,7
0,2
41,1
2,8
0,7
11,5
45,0
14690
1,2
1140
1
160
1180
Харанорское
1Б, Р
40,0
13,2
0,3
33,5
2,2
0,5
10,3
44,0
11390
1,15
1170
1270
1360
Тарбагатайское
3Б, Р
31,5
15,4
1,8
41,4
3,0
0,9
6,0
45,0
15780
1,1
1100
1300
1350
Артемовское
3Б, Р
23,0
33,1
0,3
29,4
2,5
0,6
11,0
50,0
11140
0,95
1290
>1500
>1
500
Партизанское
Г, Р
5,5
34,0
0,4
49,8
3,2
0,8
6,3
36,0
19470
1,5
1220
>1500
>1500
Партизанское
Ж, Р
5,5
32,1
0,4
52,7
3,2
0,7
5,4
31,0
20520
1,5
1150
1400
1470
Партизанское
Т, Р
5,0
28,5
0,5
58,8
2,7
0,7
3,8
12,0
22190
1,5
1160
1310
1370
Ургальское
Г, Р
10,0
31,1
0,4
46,6
3,4
0,8
7,7
42,0
18040
1,3
1200
1500
>
1500
Райчихинское
2Б, Р
37,0
13,9
0,3
34,9
2,1
0,5
11,3
43,0
11720
1,35
1150
1240
1340
Липовецкое
Д, Р
8,0
36,8
0,4
41,7
3,2
0,5
9,4
50,0
16540
1,2
1450
>1500
>1500
Реттиховское
1Б, Р
36,0
25
,0
0,3
25,9
2,1
0,5
10,2
56,0
9040
1,1
1170
1420
1500
Павловское
1Б, Р
41,5
19,6
0,4
25,7
2,3
0,3
10,2
58,0
9130
1,1
1180
1450
>1500
Бикинское
1Б, Р
41,0
23,0
0,3
23,8
1,9
0,6
9,4
53,0
7830
1,15
1240
1450
>1500
Сангарское
Д, Г, Р
10,0
16,2
0,4
58,3
4,
3
0,8
10,0
50,0
23400
1,3
1130
1170
1200
Нерюнгринское
З
CC
, Р
10,0
19,8
0,2
60,0
3,1
0,6
6,3
20,0
22480
2,0
1240
1340
1400
Аркагалинское
Д, Р
17,0
17,4
0,3
48,9
3,3
0,7
12,4
41,0
18000
1,0
1120
1220
1360
Галимовское
А, Р
10,0
20,7
0,6
63,7
1,6
0,8
2,6
5
,5
22480
1,8
1200
>1500
>1500
Анадырское
3Б, Р
22,0
13,3
0,6
47,9
3,7
0,7
11,8
47,0
17920
1,1
1250
1460
>
1500
Сахалинское
Д, Р
11,0
24,0
0,3
49,4
3,8
1,1
10,4
49,0
19550
0,9
1140
1300
1360
Эстон
-
сланец
сланец
12,0
44,4
1,4
19,9
2,6
0,1
2,9
90
9000
2,5
1
120
1400
1430
Кашпирское
сланец
14,0
58,9
2,4
10,9
1,4
0,3
3,8
80,0
4600
2,5
1110
1140
1170
Росторф
фре
з
торф
50,0
6,3
0,1
24,7
2,6
1,1
15,2
70,0
8120
–
1140
1280
1350


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
14
Таблица 1.4
Теплотехнические характеристики жидких топлив
Состав
рабочей массы топлива, %
Марка топлива
Класс
p
W
p
A
p
S
p
C
p
H
p
N
p
O
Теплота сгор
а-
ния
,
@
=
Q
, кДж/кг
Мазут 4
0 и 100
низкосернистый
0,15
0,03
0,39
87,33
11,9
0,20
*
)
41680
Мазут 40 и 100
малосернистый
0,20
0,03
0,85
86,58
12,04
0,30
*
)
40530
Мазут 40 и 100
сернистый
0,49
0,05
1,8
85,71
1,45
0,50
*
)
39570
Мазут 40 и 100
высокосернистый
1,00
0,06
2,55
85,04
10,64
0
,71
*
)
39060
*)
для расчетов принимать как кислород
Таблица 1.5
Теплотехнические характеристики газообразных топлив
Состав
газа по объему
, %
Газопровод
4
CH
6
2
H
C
8
3
H
C
10
4
H
C
12
5
H
C
14
6
H
C
2
CO
2
N
S
H
2
Теплота сг
о-
рания
,
@
=
Q
, кДж/м
3
Уренгой
–
Надым
–
Пунга
–
Ухта
98,72
0,12
0,01
<0
,
01
–
–
0,14
1,0
–
35500
Уренгой
–
Ужгород
98,90
0,12
0,01
0,01
–
–
<
0,06
0,9
–
35590
Уренгой
-
Сургут
–
Челябинск
98,24
0,29
0,20
0,09
0,04
–
0,14
1,0
–
35800
Н.Новгород
-
Иваново
–
Череповец
98,99
0,25
0,04
0,02
–
–
0,1
0,6
–
35750
Бухара
–
Урал
94,24
3,00
0,89
0,39
0,17
0,13
0,28
0,9
–
37560
Средняя Азия
–
Центр
94,08
2,80
0,73
0,30
0,07
0,02
1,00
1,0
–
36760
Саратов
–
Москва
90,29
2,80
1,10
0,75
0,34
0,20
0,32
4,2
–
37010
Мострансгаз (кольцо)
96,57
1,40
0,40
0,18
0,07
0,03
0,15
1,2
–
36300
Оренбург
–
Александров Гай
86,43
3,90
1,
72
0,87
0,30
0,07
0,01
6,7
–
36800
Серпухов
–
Ленинград
89,70
5,20
1,70
0,50
0,10
–
0,10
2,7
–
37430
Промысловка
–
Астрахань
97,10
0,30
0,10
–
–
–
0,10
2,4
–
35040
Каменный Лог
–
Пермь
38,70
22,60
10,70
2,70
0,70
–
–
23,8
0,8
42370
Ярино
–
Пермь
38
,00
25,10
12,50
3,30
1,30
–
–
18,7
1,1
46890
Кулешовка
–
Самара
58,00
17,20
7,40
2,00
0,50
–
0,80
13,6
0,5
41740
Безенчук
–
Чапаевск
42,70
19,60
12,60
5,10
1,30
–
1,00
16,9
0,8
46980
Туймазы
–
Уфа
50,00
22,00
9,80
1,20
0,40
–
–
16,6
–
43040
Казань
–
Бугульма
–
Альметьевск
53,60
22,80
6,10
0,90
0,20
–
0,20
15,8
–
40610


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
15
Топки с жидким шлакоудалением могут быть как однокамер
ными открытыми, с
утеплением нижней части стен и пода внут
ренней футеровкой, с встречным расположен
и-
ем низкоопущенных горелок,
так и однокамерными с пережимом и утеплением каме
ры
гор
е
ния до пережима. Топки с жидким шлакоудалением обес
печивают вытекание жидкого
шл
а
ка в диапазоне нагрузок 60
–
100
%
=>
D
д
ля бурых и каменных углей и 70
–
100
%
=>
D
–
для малореакционных топлив и окисленных кузнецких каменных уг
лей открытой доб
ы
чи.
Примечание: в последние годы в связи с повышением требований к экологической
чистоте ТЭС предпочтение отдается твердому способу шлакоудаления.
1.3.2
.
Выбор типа углеразм
ольных мельниц
Выбор типа углеразмол
ьных
мельниц определяется размолоспособностью топлива,
выходом лет
у
чих веществ, требуемой тон
костью пыли (
см.
табл. 1.
6
).
Таблица 1.6
К выбору типа углеразмольных мельниц
[2]
Топливо
Коэффиц
и-
ент разм
о-
лоспос
обн
о-
сти
,
;
k
Выход л
е-
тучих в
е-
ществ,
3
V
, %
Рекоме
н-
дуемый
тип мел
ь-
ницы
Замеща
ю-
щий тип
мельн
и
цы
Тонкость
п
ы
ли,
90
R
, %
Антрацит и ПА
>1
–
ШБМ
–
4
–
7
Каменный уголь
<1,1
нет огранич
е
ний
ШБМ
–
10
–
25
Отходы обогащения
<1,2
нет огранич
е
ний
ШБМ
–
15
–
25
Отходы обогащения
*
>
1,2
нет огранич
е
ний
ШБМ
ММ
15
–
25
Каменный уголь
>
1,1
12<
3
V
<24
СМ
**
ШБМ, ММ
8
–
14
Каменный уголь
>
1,1
24
<
3
V
<
35
СМ
ММ
15
–
25
Каменный уголь
>
1
,1
3
V
>
35
СМ
ММ
25
–
30
Бурые угли с прив
е-
денной влажностью:
менее 3,6 %

кг/МДж
нет ограничений
ММ
МВ
60
Более 3,6 %

кг/МДж
нет ограничений
МВ
ММ
55
Сланцы и фрезерный
торф
нет ограничений
ММ
МВ
60
* Для углей с высоким содержан
ием серы (
p
S
> 6
%) применятся только ШБМ.
** Для углей с
c
A
> 30
% СМ применять не рекомендуется
Наиболее универсальными из всех типов мельниц являются
шаровые барабанные
мельницы
(ШБМ). Однако ШБМ по сравнению с д
ругими мельницами требуют большей
затраты металла на изготовление и имеют более высокую начальную стоимость. Кроме
того, ШБМ расходуют больше энергии на размол и пневмотранспортировку пыли, чем
другие виды мельниц, и в связи с этим имеют более низкие эконо
мические показатели
пылеприготовления. Поэтому они используются прежде всего для тонкого размола то
п
лив
с малым выходом летучих веществ (
90
R
= 10
–
25
%), для размола многозольных и трудн
о-
размалываемых топ
лив, где применение других типов
мельниц становится нево
з
мож
ным.
Молотковые мельницы
(ММ) имеют высокие экономические показатели при отн
о-
сительно грубом размоле топлива (
90
R
> 40
%)
с высоким выходом летучих (бурые угли и
каменные при
3
V
> 28 %).
Они используются в системах с прямым вдуванием топлива и
м
о
гут работать под наддувом.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
16
Валковые
c
реднеходные мельницы
(СМ) применяются для размола каменных и м
а-
ловлажных бурых углей, однако они очень чу
в
ствительны к попаданию вместе с топливом
посторонних м
еталлических предметов и быстро изнашиваются при размоле топлива с
повышенной абразивностью. Вместе с тем среднеходные мельницы успешно применяю
т-
ся на размоле высокозольных каменных углей типа экибастузских, минеральная часть к
о-
торых слабоабразивна. Они пр
именяются в пылес
и
стемах с прямым вдуванием.
Мельницы
-
вентиляторы
(
MB
) используются для размола вы
соковлажных бурых
углей с предварительной сушкой их топочны
ми газами в специальной шахте.
1.4. Выбор расчетных температур
Температура уходящих газов оказы
вает решающее влияние на экономичность р
а-
боты парового котла, так как потеря теплоты с уходящими газами является при нормал
ь-
ных условиях эксплуа
тации наибольшей даже в сравнении с суммой других потерь. Сн
и-
жение температуры уходящих газов на 12
–
16 °С приво
дит к повышению КПД котла пр
и-
мерно на 1
%. Однако глубокое ох
лаждение газов требует увеличения размеров конве
к-
тивных по
верхностей нагрева и во многих случаях приводит к усилению низкотемпер
а-
турной корр
о
зии.
Определенное
влияние на выбор температуры уходя
щих га
зов оказывает также
температура питательной воды
, значение которой зависит от рабочего давления
. С ее ро
с-
том увеличивается КПД термодинамического цикла, а КПД котла падает. Температуры
уходящих газов и питательной воды долж
ны быть выбраны такими, ч
тобы сумма эксплу
а-
тационных и ка
питальных затрат была м
и
нимальной.
Продукты сгорания высоковлажных топлив из
-
за повышенного объема газов тр
е-
буют для своего охлаждения увеличенных раз
меров конвективных поверхностей, поэтому
при сжигании влаж
ных топлив эк
ономически оправдывается более высокая темпера
тура
ух
о
дящих газов.
В любом случае оптимальные температуры уходящих газов для различных топлив
и параметров пара котла устанавливаются на основании технико
-
экономических расчетов.
Рекомендуемые
значения
темпе
ратуры уходящих газов
C
J
для различных видов
топлив приведены
в табл. 1.
7
. Высокая температура уход
я
щих газов при сжигании сер
-
нистых мазутов обусловлена защитой воздухоподогревателя от ин
тенсивной низкотемп
е-
ратурной коррозии.
Темпера
тура воздуха на входе в воздухоподогреватель
2
t
ﾢ
выбирается на уровне,
предотвращающем развитую сернокислот
ную коррозию металла и забивание низкотемп
е-
ратурной части поверхности нагрева липкими отложениями. Таким образом, вы
бор
2
t
ﾢ
з
а
висит от влажности топлива и его сернистости.
Рекомендуемые
значения
2
t
ﾢ
приведены
также
в табл. 1.
7
. Выбор температу
ры
2
t
ﾢ
при сжигании твердого топлива прежде всего
определяется его влажностью,
но при этом следует учитывать и содержание серы в раб
о-
чей массе. Так, если твердое топливо окажется сухим (
?
W
<
0,7),
a
p
S
>
2, то выб
и
рать
2
t
ﾢ
надо из условия исключе
ния се
р
нокислотной коррозии.
Предварительный подогрев воздуха от 20
–
30 до 50 °С обычно осуществляют р
е-
циркуляцией части горячего воздуха на всас ду
тьевых вентиляторов. Более высокую те
м-
пературу пол
у
чают по
догревом воздуха в паровых или водяных калориферах, установ
-
ленных перед возд
ухоподогревателем. В первом случае подогрев воздуха происходит за
счет тепл
о
ты продуктов сгорания собствен
но котла (
«
внутренней» теплоты), поэтому в
уравнении теплового баланса этот подогрев не учитывается, а расчет потерь теплоты с
уходящими газами прои
з
водится от
E
t
=
20
–
30
°
С. В случае калориферного подогрева


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
17
воздуха отборным паром турбины (внешний подогрев) потери теплоты с уходящими газ
а-
ми так
же считаются по отношению к
E
t
=
20
–
30
°
С, однако располагае
мая тепл
ота топл
и-
ва в уравнении теплового б
а
ланса уве
личивается на теплоту подогрева воздуха от
E
t
до
2
t
ﾢ
(см. стр. 40, формула (5.3))
.
При содержании серы в рабочей массе мазута более 2 % или в рабочей массе тве
р-
дого топл
ива более 3 % необходима допол
нительная проверка надежности работы холо
д-
ной части воздухо
подогревателя с позиции исключения интенсивной сернокислотной ко
р-
розии.
В этих целях минимальная температура стенки металла воздухоподогревателя
должна составлять
<8
A
t
=
115
–
125
°С (большее зн
а
чение
–
при сжигании мазута с
B
a
>
1,03).
Рекомендуется определять значение
<8
A
t
в зависимости от типа воздухоподогрев
а-
теля и предварительно выбранных темпе
ратур уходящ
их газов и воздуха на входе в во
з-
духоподогрев
а
тель:
для регенеративного воздухоподогревателя
(
)
5
5
,
0
2
C
<8
A
-
ﾢ
+
J
=
t
t
;
(1.2)
для трубчатого воздухоподогревателя
(
)
2
C
2
<8
A
35
,
0
t
t
t
ﾢ
-
J
+
ﾢ
=
;
(1.3)
При
<8
A
t
< 110 °С во всех случаях наблюдае
тся интенсивная коррозия поверхности
нагрева. Если расчетные по (1.2) или (1.3) не удов
летворяют требованиям надежной эк
с-
плуатации, необх
о
димо несколь
ко увеличить выбранные температуры
2
t
ﾢ
и
C
J
.
Таблица 1.7
Расчет
ные температуры уходящих газов и воздуха перед воздухоподогревателем
Температура уходящих газов
C
J
, °С
Топливо
Высокое давл
е
ние
p
= 8
–
18 МПа,
?
t
= 215
–
235 °С
Сверхкрит
ическое
да
в-
ление
p
= 25,5 МПа,
?
t
= 260
–
270 °С
Температ
у-
ра во
з
духа
2
t
ﾢ
, °С
Низкореакционные угли
марок А, ПА, Т
120
–
130
130
–
140
20
–
30
Каменные угли
130
–
140
130
–
140
20
–
30
Бурые угли
марки Б3
140
–
145
145
–
150
3
0
–
40
марки Б2
145
–
150
150
–
160
40
–
50
марки Б1
150
–
160
160
–
170
60
–
70
Горючие сланцы
140
–
150
–
40
–
50
Торф
150
–
160
–
50
–
60
Мазут сернистый
(
p
S
= 0,5
–
2%)
130
–
140
130
–
140
50
–
70
Мазут высокосернистый,
нефть, (
p
S
>
2
%)
150
–
160
150
–
160
70
–
90
Природный и попутный
газ
110
–
120
120
–
130
20
–
30
Температура горячего воздуха при сжигании твердых топлив определяется не
только хара
к
теристиками топлива, но и органи
зацией его сжигания (табл. 1.
8
).


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
18
Количество
поступающего в зону
горения воздуха по массе в несколько раз пр
е-
восходит массу топлива. Недостаточный по
догрев воздуха может затормозить восплам
е-
нение топлива и при
вести к значительному недожогу. Так, для топлив с относительно м
а-
лым выходом летучих веществ (
3
V
<
25
%) раннее воспламе
нение и низкий механический
недожог дост
и
гаются при темпера
туре горячего воздуха не ниже 300 °С.
Более низкий подогрев воздуха по условиям горения (250
–
300 °С) допустим для
топлив с высоким выходом летучих (
3
V
>
25
%). Исключение составляют сильновлажные
топлива, тре
бующие использования для работы пылесистемы высокотемпера
турного с
у-
шильного агента. Последний можно получить путем смешения части горячих топочных
газов с воздухом. Тогда до
пустимо некото
рое снижение подогрева воздуха в воздухоп
о-
догре
вателях. Так, при влажности топлива
?
W
≤
2
%

кг/МДж темпе
ратура горячего во
з-
духа м
о
жет быть принята 270
–
300 °С, а при
?
W
≥
3,6
%

кг/МДж
–
400 °С.
Обеспечение жидкого
шлакоудаления требует высокого подо
грева воздуха (не н
и-
же 350 °С), уровень его зависит от выхода летучих
веществ
, температуры плавкости золы
и влажности сж
и
гаемого топлива.
Таблица 1.8
Температура подогрева воздуха
Характеристика топочного
устройс
т
ва
Сж
игаемое топливо
Рекомендуемая
температура
3
t
, °С
Топки с твердым шлакоудаление
м
при замкнутой системе сушки то
п-
лива г
о
рячим воздухом
Каменные угли при
3
V
<
25
%
Каменные угли при
3
V
>
25
%
Б
урые угли, сланцы, торф
300
–
350
250
–
300
350
–
400
Топки с твердым шлакоудаление
м
при сушке топлива смесью воздуха
с топочными газами
Бурые угли, торф
270
–
400
*
Топки с твердым шлакоудаление
м
при сушке топлива газами по
р
а-
зомкнутой схеме пылеприготовл
е-
ния
Бу
рые угли, лигниты
250
–
300
Топки с жидким шлакоудалением
при сушке топлив горячим возд
у-
хом
Антрациты и полуантрациты
Тощие и каменные угли
Бурые угли
380
–
400
350
–
400
380
–
400
Открытые камерные топки
Мазут, природный газ
250
–
300
*
Для высоковлажных бурых у
глей с
?
W
≥ 3,6
%

кг/МДж и торфа принимать 380
–
400 °С
Сжигание мазута и природного газа допускает умеренный по
догрев воздуха, при
котором исключается недогорание топлива в высоконапряженных топках. Экономически
выгодно подогревать во
з
дух выше температуры питательной воды, поступающей в эко
-
номайзер.
Минимальный температурный напор за экономайзером (раз
ность температур ме
ж-
ду газовым пот
о
ком и питательной водой) принимается
<8
M
t
D
=
40
°С.
Минимальный температурный нап
ор перед воздухоподогрева
телем (разность те
м-
ператур между газами на входе в воздухо
подогреватель и горячим воздухом) принимается
<8
2
t
D
= 30
°С. Снижение температурного напора ниже минимального приводит к нео
п-
равданному росту размеров по
верхн
о
сти нагрева.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
19
2. КОМПОН
ОВКА ПОВЕРХНОСТЕЙ НА
ГРЕВА КОТЛА.
ВЫБОР МЕТАЛЛА
И КОНСТРУКТИВНЫХ ХА
РАКТЕРИСТИК
ТРУБ
2
.1. Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных котлах
Поверхности нагрева современных паровых котлов представляют собой системы
пара
л
лельно включенных труб, воспринимающих тепло
ту потока (продуктов сгорания) за
счет излучения в зоне высокотемпе
ратурных газов и конвективным теплообменом
[4]
.
Интенсивность тепло
обмена определяется законом Стефана
-
Больцмана (разность четвер
-
тых степеней
абсолютных температур излучающей газовой среды и наружной поверхн
о-
сти труб). Наиболее интенсивные тепловые пото
ки излучения имеют место в топочных
камерах паровых котлов, где развиваются высокие температуры газовой среды в результ
а-
те сжига
ния топлива. Н
аивысшие воспринятые экранами тепловые потоки на
ходятся в з
о-
не ядра факела и в зависимости от вида сжигаемого топ
лива составляют от 350 кВт/м
3
(при сжигании б
у
рых углей) до 400
–
550 кВт/м
2
(при сжигании природного газа и мазута).
По мере сни
жения темпера
туры газов и оптической плотности излучаемой среды в вер
х-
ней части топки восприн
я
тые настенными поверхностями тепло
вые потоки находятся на
уровне 70
–
80 кВт/м
2
.
Конвективные поверхности нагрева, расположенные в горизонталь
ном газоходе и
конвективной шахте
котла, обладают более низким тепловосприятием. Интенсивность
конвективного тепловосприятия прямо пропорциональна разности температур газов и н
а-
ру
ж
ной поверхности труб и снижается по ходу движения продуктов сгорания от 40 кВт/м
2
в г
о
ризонтальном газоходе д
о 10
–
15 кВт/м
2
в экономайзерах. При тем
пературе продуктов
сг
о
рания выше 400
°С дополнительное восприятие поверхности обеспечивает межтрубное
излучение газ
о
вой среды.
На выходе их топки размещаются полурадиационные (радиационно
-
конвективные)
поверхности на
грева в виде ширмового или ленточного пароперегревателя, тепловоспри
я-
тие поверхности которых при
мерно в равной мере определяется лучистым и конвекти
в-
ным тепло
обменом.
Из
меняя температуру газов на выходе из топки, конструктор создает соотношение
ради
а
цион
ных и конвективных поверхностей нагрева в котле. При изменении темпе
-
ратуры г
а
зов на выходе из топки
B
J
ﾢ
ﾢ
от 900 до 1200
°С более заметно изменяется размер
радиационной поверхности топочных экранов, что определяется законом лучистого те
п-
лообмена. Мин
и
мальная суммар
ная поверхность нагрева элементов котла имеет место при
B
J
ﾢ
ﾢ
= 1250
–
1300
°С. Соответствующее этим температурам соотношение радиационных и
конвективных поверхн
о
стей в котле следует считать оптимальным, однако
достижимо
оно
только при сжигании природного га
за и мазута, продукты сжигания которых не обладают
шлакующими свойствами. В остальных случаях выбор
B
J
ﾢ
ﾢ
о
пределяется условиями н
а-
дежности работы котла (исключением шлакования плотных конве
к
тивных поверхностей
пароперегревателя в горизонтальном газоходе)
,
при этом приходится завышать размер э
к-
ранов топочной камеры, уве
личивать строител
ь
ную высоту топки и тем увеличивать
стоимость котла.
Кроме выбора соотношения размеров радиационных и конв
ектив
ных поверхностей
нагрева, большое значение имеет последовательность и характер размещения отдельных
поверхностей нагрева вдоль газового тракта котла, что называется
компоновкой поверхн
о-
стей парового кот
ла.
Оптимизация компоновки
радиационных
и конве
ктивных повер
х-
ностей нагрева определяется двумя обстоятельствами. Во
-
первых, последовательность
расположения отдельных поверхностей или частей поверхности вдоль газового тракта
должна соответствовать условию: по мере снижения температуры в газовом тракте р
а
з-
мещаются поверхности нагрева с бо
лее низкой температурой рабочей среды. Так, напр
и-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
20
мер, сре
д
няя тем
пература воды в пакетах экономайзера ниже, чем средняя температу
ра
пара в пе
р
вом пакете промежуточного пароперегревателя, поэтому экономайзер должен
расп
олагаться по ходу газов после пакета проме
жуточного пароперегревателя. Отступл
е-
ние от этого правила приходит
ся делать по условиям надежности для поверхностей, ра
с-
пол
о
женных в топочной камере. Применение в зоне высокотемпературных газов по
-
верхностей ради
ационного пароперегревателя с самой высокой темпе
ратурой пара нед
о-
пустимо по условиям перегрева металла труб из
-
за относительно низкого отвода тепла от
стенки тр
у
бы к пару
, поэтому выходные ступени пароперегревателя располагаются как
правило а горизонталь
ном газоходе где
J
= 800
–
1000 °С
.
Во
-
вторых, каждая отдельная поверхность нагрева должна быть выполнена с ма
к-
симал
ь
ным использованием принципа противотока между потоком газов и рабочей среды,
что обеспечивает максималь
ный температурн
ый напор и уменьшение размера поверхн
о-
сти. Отступ
ления здесь могут иметь место для отдельных пакетов пароперегре
вателя, к
о-
гда его противоточное выполнение по условиям надежности металла потребует замены
более д
е
шевой слаболегированной стали на дорогую вы
соколегированную (аустенитную)
и стоимость п
о
верхности (хотя и меньшей по размерам) при этом сильно возрастает.
Взаимное расположение газоходов парового котла (топки, горизон
тального газох
о
да,
конвективной шахты) определяет
профиль парового котла.
Оптимал
ьный профиль паров
о-
го котла зависит от ряда факто
ров, таких как вид топлива, единичная тепловая мо
щ
ность
котла, дав
ление пара (до
-
или сверхкритическое). В целях унификации производ
ства п
о-
верхностей нагрева в отечественной практике число профилей паровы
х котлов огран
и
чено.
На рис.
2
.
1
приведены наиболее характер
ные профили паровых котлов электроста
н
ций
[5]
.
Рис. 2.1
.
Основные профили паровых отлов:
а
–
П
-
образный;
б
–
П
-
образный с вынесенным
воздухоподогревателем;
в
–
сомкнутый П
-
образный;
г
–
N
-
образный;
д
–
Т
-
образный


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
21
Наиболее широкое распространение в отечественном и зарубежном котлостроении
получил
П
-
образный профиль котла (рис.
2
.
1
а
,
б
). Вариант (рис.
2
.
1
а
) с двухступе
н
чатым
выполнением поверхностей экономайзера и трубчатого
воздухо
по
догревателя (ТВП) пр
и-
меняется на барабанных котлах с относительно небольшой паропроизв
о
дительностью
?
D
≤
1
8
6,
1
кг/с (
670
т/ч) при необходимости высокого подогрева воздуха для сжигания
мал
о
реакционных или сильновлажных видов топлива
. С увеличением мощности парового
котла (до 200 МВт и более) по своим габаритным размерам ТВП уже не умещается в оп
у-
скной конвективной шахте котла, при этом требуется выполнение дополнительного газ
о-
хода (см. рис.
2
.
1
г
) со значительным удорожанием производ
ства котла.
В этом случае б
о-
лее приемлемым оказалось использование компактного регенеративного вращающегося
воздухоподогревателя (РВП) с его расположением за пределами конвективной шахты ко
т-
ла (рис.
2
.
1
б
).
Однако при сжигании твердых топлив и сланцев РВП
оказываются не
надежными в
эксплуатации, вследстви
е
забивания липкой золой узких щелей между пластинами тепл
о-
обменной поверхности. Тогда использу
ется ТВП, размещенный в третьем дополнител
ь-
ном газоходе (рис.
2
.
1
г
).
В паровых котлах, работающих под наддув
ом, желательно иметь меньшие размеры
более дорогих газоплотных настенных ограждений, что при П
-
образном профиле котла
достигается соединением (смыка
нием) топки с конвективной шахтой (рис.
2
.
1
в
). Газ
о-
плотная задняя стенка обеспечивает полное исключение ка
кого
-
либо перетока газов из
топки в ко
н
вективную шахту. При этом исчезает горизонтальный газо
ход, газовый поток
из топки п
о
ступает сразу в поворотную камеру. При использовании топлив, зола которых
обладает абразивными свойства
ми, необходимо заметное сниж
ение скорости газов в газ
о-
ходах и уве
личение размеров проходного сечения. Это достигается выполнением двух
идентичных конвективных газоходов, расположенных по обе сто
роны топки и образу
ю-
щих Т
-
образный профиль котла. Наличие двух газоходов обеспечивает ум
еньшение выс
о-
ты выходного газ
о
вого окна из топки и горизонтального газохода до обычных значений,
тем са
мым сн
и
жается неравномерность полей температур и скорости по вы
соте газового
окна, сохраняется обычной глубина каждой из опускных шахт и возможность ис
пользов
а-
ния разработанных тип
о
вых конструк
ций конвективных поверхностей. Переход на Т
-
образный профиль ста
новится необходимым и при сжигании неабразивных твердых то
п-
лив в случае создания котла бол
ь
шой мощности (
M
:
N
≥
500 МВт). С росто
м мощности
котла сечение конвективных газоходов ув
е
личивается пря
мо пропорционально мощности,
а размеры топки
–
в меньшей степени. В этом случае переход на Т
-
образный профиль п
о-
зволяет со
хранить приемлемые конструктивные решения по опускным шахтам, хотя
з
а-
траты на производство и металлоемкость ко
т
ла возрастают
[6]
.
Компоновка пароперегревателей.
Пароперегреватели (высоко
го давления и пр
о-
межуточного перегрева) имеют в котлах
сравнительно
большие размеры поверхности н
а-
грева и располагаются как в области ра
диаци
онного, так и конвективного теплообмена.
Пароп
е
регреватель высокого давления современного котла является комбинированным, т.
е. состоит из радиационной (настенные или потолочные экраны), полурадиацион
ной
(ши
р
мовые и ленточные поверхности на выходе и
з топки) и кон
вективной (конвективные
змеевиковые поверхности в горизонтальном газоходе и верхней части конвективной ша
х-
ты) частей. В целях обеспечения надежности работы металла поверхностей следует уч
и-
тывать, что р
а
диационный пароперегреватель размещаетс
я в области топки, где высокие
тепловые потоки и их неравномерность определяют заметное превышение температуры
наружной поверхности труб по отношению к температуре проходящего по ней пара и ра
з-
верку те
м
ператур в от
дельных (более сильно обогреваемых) труба
х по сравнению со сред
-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
22
ней расчетной. В итоге наиболее высокое значение температуры стен
ки трубы радиац
и-
онного п
а
роперегревателя отличается от средней рас
четной температуры пара на выходе
из него примерно на
60
–
80
°С. По
этому обычно радиационная часть п
ароперегревателя
использ
у
ется на начальном этапе перегрева пара, когда его температура еще невелика, что
облегч
а
ет условия работы металла. Также с достаточно высокими средними тепловыми
напряж
е
ниями и в условиях заметной неравно
мерности температур газовог
о потока и,
следовательно, инте
н
сивности теплообмена работают полурадиационные поверхности,
которые обыч
но располагают в средней зоне перегрева пара. Завершающий этап пе
-
регрева осущ
е
ствляют в змеевиковых конвективных пакетах, располо
женных в зоне более
низких температур газов и тепловых потоков, но так, чтобы температурный напор в в
ы-
ходном («горячем») пакете был не ниже 200
–
250
°С, иначе поверхность пакета, выпо
л-
ненного из на
и
более качественной стали, будет чрезмерно большой. Часто первый конвек
-
тивный (
«холодный») пакет устанавливают в зоне умеренных темпе
р
атур газов. Это п
о-
зволяет использовать для выполнения пакета более д
е
шевую углеродистую сталь (при
температуре стенки
A
t
≤
450
°С). В зоне конвекти
в
ного теплообмена ввиду более низ
ких
тепловых по
токов разность между максимальной температурой стенки и средней темп
е-
ратурой пара обычно соста
в
ляет 25
–
40
°С.
На рис.
2
.
2
приведены характерные типы компоновок пароперегревательных п
о-
верхностей для барабанных котлов высокого давления па
ра
(ВД) и прямоточных котлов
сверхкритического давления (СКД). Ва
риант (рис.
2
.
2
а
) характерен для котлов относ
и-
тельно н
е
большой паропроизводительности
(
?
D
≤
116,6 кг/с) при давлении пара
p
≤
13,8
МПа. Такие паровые
котлы не имеют промежуточного пароперегревателя, а пароперегр
е-
ватель ВД располагается на выходе из топки и в го
ризонтальном газоходе. Вариант ко
м-
поновки (рис.
2
.
2
б
,
в
) применяет
ся на барабанных и прямоточных котлах электрической
мо
щ
ностью 200
–
300 МВт
(
?
D
=
1
86
–
278 кг/с) с промежуточным перегревом пара. При
этом на прямоточных ко
т
лах перегрев пара начинается в экра
нах средней (СРЧ) и верхней
(ВРЧ) ради
ационных ча
с
тях топки, как показано на рис.
2
.
2
в
.
Здесь выходная («горячая») сту
пень пароперегревателя ВД или СКД выне
сена в
верхнюю часть опускной шахты, где исключается интенсивное прямое тепловое излуч
е-
ние из ядра факела в топке и ниже температура греющих газов.
На газомазутных (барабанных и пря
моточных) котлах горизонтальный газ
оход м
о-
жет быть развит в глубину (по ходу га
зов), тогда в основном поверхности паро
-
перегревателя (выс
о
кого давления и проме
жуточного перегрева) размещаются в нем (рис.
2
.
2
б
,
г
). Они выполнены вертикальны
ми и подвешены за коллектора, находящиеся в у
п-
ло
тнительном коробе. Такое расположе
ние облегчает систему крепления тяжелых змеев
и-
ковых пакетов и обеспечивает наи
меньшее загрязнение труб снаружи золовыми частиц
а-
ми. На рис.
2
.
2
г
показан вари
ант компоновки поверхностей пароперегре
вателя газомазу
т-
ного к
отла СКД большой мощности, отличающиеся байпасированием по пару части п
о-
верхности промежуточно
го пароперегревателя в целях регулирова
ния температуры пара.
В этом случае об
щая повер
х
ность такого пароперегревателя увеличивается, он занимает
значительную ч
асть конве
к
тивной шахты, а выходная его ступень размещается в конце
горизонталь
ного газохода.
Во всех случаях пароперегреватель ВД или СКД размещен по тракту газов раньше
промежуточного пароперегревателя (в зоне более высоких температур газов). Так как
пл
отность пара в промежуточном пароперегрев
а
теле и интенсивность теплоотвода от
стенки к пару здесь заметно ниже, чем при ВД, его размещают в зоне температур газов не
выше 850
°С.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
23
Рис. 2.2. Компоновка пароперегревателей в барабанных и прямоточных
кот
лах:
а
–
в бараба
н-
ных котлах при
?
D
<
420 т/ч;
б
–
то же при
?
D
=
670 т/ч;
в
–
в прямоточном котле при сверхкр
и-
тическом давлении и сжигании твердого топлива;
г
–
то же при сжигании газа и мазута. 1
–
топо
ч-
ная к
амера; 2
–
конвективная шахта; 3
–
потолочный радиацион
ный перегреватель; 4
–
настенный
радиационный перегреватель в топке; 5
–
уплотнительный короб. ШП, ЛП, КП
–
ширмовый, ле
н-
точный и конвектив
ный пароперегреватели; ПП
–
пр
о
межуточный пароперегреватель;
ППТО
–
паро
-
паровой теплообменник; ЦВД, ЦНД
–
цилиндры высокого и низкого давления паровой ту
р-
бины;
ЭК
–
экономайзер
Особенностью конструктивного выполнения промежуточного паропе
регревателя
является использование увеличенного диаметра труб (см. таблиц
у
2.
2
) и выполнение мн
о-
горядных змеевиковых пакетов (рис.
2
.
3
) ввиду значительного объема пара при относ
и-
тельно невыс
о
ком давле
нии (
?
p
= 2,8
–
3,9 МПа).
Переходная зона.
На котлах прежних выпусков переходная зона размещалась в
конвектив
ной шахте вслед за промежуточным (или ос
новным) пароперегревателем
(н
а-
пример, котел ПК
-
38)
. Здесь, как известно, значительно меньше тепловые потоки, что п
о-
зволяет иметь внутренние отложения в трубах без перегрева металла и исключить заме
т-
ный рост температ
уры при возникновении ухудшенного режима теплообмена. В прям
о-
точных кот
лах ВД влажность пара на входе в переходную зону составляет 25
–
30
%, в ней


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
24
завершается и
с
парение влаги и на внутренних стенках труб от
кладывается основная часть
минеральных примесей,
которая была рас
творена в питательной воде. На выходе из пер
е-
ходной зоны пар должен иметь небол
ь
шой перегрев в 140
–
160 кДж/кг (15
-
25
°С).
В прямоточных котлах СКД в отдельных случаях выносят в кон
вективную шахту
завершающую часть зоны фазового перехода (
при температуре среды от 393
–
395
°С до
397
–
404
°С) с тепловосприятием зоны по рабочей среде 130
–
320 кДж/кг. Конструктивно
переходная зо
на выполняется в виде трубчатой змеевиковой поверхн
о
сти с горизон
-
тальным шахматным расположением труб.
Размещение
экономайзеров.
Экономайзеры являются конвек
тивными змеевик
о-
выми поверхностями нагрева с шахматным распо
ложением труб в пакете. При горизо
н-
тальном расположении змеевиков в конвективной шахте заданный шаг труб обеспечив
а-
ется опорными стойками. Последние о
пираются или подвешиваются (для передачи ве
са
змеевиков) на сп
е
циальные балки каркаса, расположенные в газоходе
(при
температуре
газов не менее 600
°С), либо на собственные коллек
тора, находящиеся внутри газохода
(рис.
2
.
3
а
). Вариант использования колле
кторов для раздачи воды по змеевикам и одн
о-
временно для опо
ры (подвески) пакетов экономайзера в последних конструкциях паро
вых
котлов находит более частое применение. В газоплотных котлах все коллекторы экон
о-
майзеров помещают внутри газохода, исключая те
м самым трудности уплотнения вне
ш-
них ограждений котла при в
ы
воде большого числа труб наружу.
Как правило, змеевики размещают параллельно фронтальной (боль
шей по размеру)
стене конвективной шахты так, что по ширине фронта
устанавливается два пакета экон
о-
ма
йзера с самостоятельными парал
л
ельными потоками рабочей среды (в
о
ды) в змеевиках
пакетов.
Рис. 2.3
.
Варианты компоновки водяного экономайзера:
а
–
гладкотрубный;
б
–
мембра
н
ный


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
25
Рекомендуется выполнение экономайзеров в виде мембранных
зме
евиков (р
ис.
2
.
3
б
). По сравнению с гладкотрубными поверхностям ми за счет повышения интенсивности
теплообмена они обеспечивают уменьшение длины труб до 35
%, уменьшение общей ма
с-
сы металла до 15
%, заметное сокращение габаритных размеров поверхности (до 50
%) и
ум
еньшение аэродинамического (с газовой стороны) и гидравлического (по рабочей ср
е-
де) сопротивления до 30
%. Мембранны
е
змеевики являются самонесущими, то есть не
требуют для кре
п
лений: опорных стоек, повышается жесткость конструкции.
Экономайзер является за
мыкающей поверхностью
в котле
по тепловосприятию. Он
должен воспринять теплоту от газов и снизить их температуру после выхода из паропер
е-
гр
е
вателя до необходимого значения на входе в воздухоподогреватель. При наличии в
котле пром
е
жуточ
ного пароперегревате
ля этот диапазон температур невелик и эконо
-
майзер имеет относительно небольшие размеры, поэтому не обеспе
чивает подогрева воды
до к
и
пения. Только при отсутствии проме
жуточного пароперегревателя и давлении пара
на в
ы
ходе из котла не более 10 МПа экономай
зер за счет большого тепловосприятия ока
-
зывается кипящим (выдает до 20
% насыщенного пара). В прямоточ
ных котлах докрит
и-
ческого да
в
ления (
p
= 10
–
17 МПа) для обеспе
чения равномерного распределения рабочей
среды по трубам экран
ных п
о
верхностей топки из экономайзера должна выходить вода,
недогретая до температуры н
а
сыщения не менее, чем на 40
°С или на 250
–
285 кДж/кг.
В прямоточных котлах сверхкритического давления по той же при
чине энтальпия
рабочей среды на выходе не должна превышат
ь ниж
ней границы зоны фазового перехода
(
M
h
ﾢ
ﾢ
≤
1670 кДж/кг), в противном случае необходимо принимать специальные констру
к-
тивные меры для распределения среды в коллекторы нижней радиационной части топки,
либо переносить из топки в конве
ктивную шахту часть поверхности зоны фазового пер
е-
хода.
Компоновка воздухоподогревателей.
Для подогрева воздуха, поступающего в г
о-
релки топочной камеры, в энергетических котлах применяют трубчатые (ТВП) и реген
е-
ративные (РВП) воздухоподогре
ватели. По свое
й конструкции ТВП имеют относительно
н
е
большую удельную поверхность теплообмена в 1 м
3
объема
–
40
–
50 м
2
/м
3
и при низких
значениях теплоотдачи и температурного напора между газа
ми и воздухом характериз
у-
ются большими габаритами и расходом ме
талла. Преимущ
еством ТВП по сравнению с
РВП я
в
ляется достаточно высокая плотность, исключающая заметные утечки (перетоки)
возду
ха в газовый поток. В настоящее время ТВП поставляются заводами
в
виде крупн
о-
габаритных секций из труб диаметром 40 мм, толщиной стенки 1,5 мм
с компактными ш
а-
гами труб
2
1
s
s
ﾴ
= 54

40,5 мм и тон
кометаллической обшивкой с боковых сторон для и
с-
ключения уте
ч
ки нагреваемого воздуха наружу.
При использовании труб меньшего диаметра выбор предельно плот
ной компоновки
труб (шага труб
2
1
s
s
ﾴ
) определяется сохранением минимального диагонального «мост
и-
ка» между отверстиями в трубной доске, ра
в
ного 9
–
10 мм.
В равных условиях по теплообмену с РВП (одинаковые темпера туры газов и во
з-
духа) в низкотемпературной части металл тру
б ТВ
П
имеет более низкую температуру, чем
металл набивки РВП (ниже и 12
–
45
°С) и поэтому подвергается более интенсивной серн
о-
кислотно
й
коррозии при сжигании мазута и сернистых твердых топлив.
В связи со сказанным ТВП применяют при сжигании шлаку
ю
щих тверды
х топлив,
сланцев, топлив с высоким содержанием зол
ы
(
?
A
≥
1,4
%

кг/МДж) при относительно н
е-
высоком серосодержан
ии
(
p
S
< 3
%). Для уменьшения сернокислотной коррозии прим
е-
няют подогрев холодного воздуха на входе в
ТВП за счет рециркуляции горячен воздуха
либо путем установки паровых калориферов. Такие схемы при водят к росту те
м
пературы


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
26
уходящих газов и снижению КПД котла
.
Более заметное повышение минимальной темп
е-
ратуры стенки обесп
е
чивает каскадный ТВП, в котором
через первую («холодную») ст
у-
пен
ь
проходит только часть холодного воздуха (ок
оло
40
%) в смеси с доле
й
рециркул
я-
ции горячего воздуха (
2
r

0,15), что позволяет при минимальной рециркуляции горяч
е
го
воздуха повысить температуру стенк
и
т
руб до исключения низкотемпературной корр
о
зии
(рис.
2
.
4
).
Для максимального использования возможностей теплообмен: в ТВП и сокращения
за счет этого размера поверхности нагрева применяют многократный (как минимум, ч
е-
тырехкратный) перекрестный ток воздуха, ч
то пр
и
ближает схему взаимного движения
сред к противоточной. В этих целях уменьшение в
ы
соты одного хода воздуха дости
гается
двух
-
четырех поточным движением воздуха в ТВП (рис.
2
.
5
).
Рис.
2.4
.
Каскадная схема подогрева
воздуха в трубчатом в
оздухоподогрев
а-
теле. 1
–
дутьевой вентилятор; 2
–
ве
н-
тилятор рециркуляции горячего в
о
здуха;
3
–
паровой калорифер; 4
–
«холодная»
часть воздухоподогревателя; 5, 6
–
о
с-
новная и «горячая» часть воздухоподо
г-
рев
а
теля
Рис. 2.5
.
Варианты компоновки тру
б-
чатых воздухоподогревателей.
а
–
дву
х-
поточный воздухоподогреватель;
б
–
четырехпоточный воздухоподогр
е-
ватель.
1
–
вход холодного воздуха;
2
–
выход г
о
рячего воздуха
Более широкое применение, особенно на котлах выс
окой паропроизводительности
(
D
≥
1
17 кг/с), имеет РВП, за исключением тех огра
ничений по топливам, где рекоменд
у-
ется применение ТВП. По своей конструкции РВП обладают высокой удельной поверхн
о-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
27
стью теплооб
мена
–
320
–
340 м
2
/м
3
, поэтом
у имеет относительно небольшие габари
ты, что
особенно важно при проектировании котлов большой тепловой мощности. Основным н
е-
достатком РВП является высокий переток на
греваемого воздуха в газовую среду при н
а-
личии периф
е
рийных и ра
диальных зазоров между в
оздушной и газовой частями РВП
(
a
D
= 0,2), что приводит к перегрузке в работе дымососов и дутьевых вентилято
ров, п
о-
вышенному расх
о
ду энергии на собственные нужды.
Плотное расположение в секторах РВП металлической теплообменной набивки
с
зазором 8
–
10 мм затрудняет использование РВП при сжи
гании сильнозольных топлив из
-
за забивания проходного сечения с га
зовой ст
о
роны золой и последующим частичным
уносом золы с горя
чим воздухом, загрязнением и золовым износом элементов воздушного
трак
та и гор
е
лок.
Для повышения рабочей кампании набивки РВП в зоне сернокислотной коррозии
нижняя часть РВП (на 1/3
–
1/4 высоты ротора) имеет секции с по
вышенной толщиной ли
с-
та
–
1,2 мм, в то время как остальная часть («горя
чая» часть РВП) имеет набивку из л
истов
толщ
и
ной 0,6
–
0,8 мм (рис.
2
.
6
).
Как известно, нагрев воздуха в од
ной ступени ограничен, что связано с более выс
о-
ким зн
а
чением теплоем
кости газового потока и уменьшени
ем разности температур между
газом и воздухом по мере нагрева последне
го.
Предель
ный подогрев воздуха в одной ст
у-
пени определяется минимальным допустимым температурным напором на горячем ко
н
це
воздухоподогревателя (не менее 25
–
30
°С) и находит
ся для
негазоплотных котлов в ди
а-
па
зоне
260
–
300
°С при использовании ТВП
и 300
–
360
°С для РВП
ввиду повышенного
среднего избытка воздуха в послед
нем и сближении значений усредненных теплоемк
о-
стей г
а
зов и возду
ха.
Рис. 2.6
.
Устройство регенеративн
о
го
воздухоподогревателя (РВП). 1
–
вал р
о-
тора; 2
–
наружный корпус; 3
–
секция
«горячей» набивки; 4
–
секция «холо
д-
ной» набивки; 5
–
электродвиг
а
тель; 6
–
опорные конструкции
Для большинства видов энергетических топлив приведенный уро
вень температуры
горячего воздуха достаточен для полного их сжи
гания. В отдельных случаях возм
ожно
увеличение предельного уровня подогрева во
з
духа в одной ступени. Так в газоплотном
котле из
-
за от
сутствия присосов средняя теплоемкость газов приближается к тепло
-
емкости возд
у
ха, что позволяет иметь более высокий подогрев воздуха. В негазоплотном


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
28
ко
тле введение рециркуляции горячего воздуха позволяет повысить температуру воздуха
на входе в воздухоподогреватель для снижения сернистой коррозии металла и существе
н-
но повысить предельную температуру подогрева воздуха из
-
за сближения массовых; ра
с-
ходов газ
ов и воздуха. Того же результата можно достигнуть байпасированием части г
а-
зового потока помимо воздухоподогревателя и разме
щ
ением в байпасном газохо
де допо
л-
нительного эконома
й
зера низкого давления.
Указанные способы позволя
ют в большинстве случаев обой
т
ись одноступенчатой
комп
о
нов
кой воздухоподогревателя и эко
номайзера, как более дешевой по конструкции и
удобной в эксплу
атации и при ремонтах. Пере
ход на двухступенчатое выполне
ние возд
у-
хоподогревателя опре
деляется необходимостью полу
чения весьма вы
сокого подогре
ва
воздуха (
380
–
500
°С). Такая ситуация чаще всего возникает при сжигании низкореакц
и-
онных топлив (типа А, ПА, Т) с жидким шлакоудалением. В этом случае в качестве вт
о-
рой ступени и
с
поль
зуется ТВП, а в первой («холодной») ступени может быть
установлен
как ТВП, так и РВП. Потребность в выполнении второй ступени эко
номайзера появляется
в случае, если температура газов перед входом во вторую ступень ТВП будет выше
520
°С, а при наличии тепловой защиты трубной доски
–
выше 550
–
570
°С. Тогд
а для з
а-
щиты металла верхней трубной доски от перегрева устанавливают змеевиковый пакет
экономайзера (рис.
2.7
а
). Если котел имеет промежуточный паропере
греватель, то п
о-
требность в дополнительной поверхн
о
сти экономайзера отпадает (рис.
2
.
7
6
).
Рис. 2.
7
.
Типы компоновок воздух
о-
подогревателя
.
а
–
двухступенчатая сх
е-
ма ТВП;
б
–
двухступенчатая комбин
и-
рованная схема;
1
–
пакеты экономайз
е-
ра;
2
–
промежуточный пароперегрев
а-
тель
; 3
–
регенеративный воздухоподо
г-
рев
а
тель
2.2 Выбор металла и д
иаметров труб поверхностей нагрева
Основными материалами для поверхностей нагрева паровых котлов служат качес
т-
венные углеродистые, а также легированные стали (леги
рование
—
введение в основной
металл добавки другого для улучшения его свойств). Большинств
о легирующих элеме
н-
тов относится к дорогим материалам, что заметно удорожает сталь, однако их введение
повышает жаропрочность стали и стойкость против высокотемпературной газовой корр
о-
зии. Температурный диапазон применения той или дру
гой марки стали завис
ит от качес
т-
ва стали, коррозионных свойств га
зовой среды, в которой работает сталь (свойств сжига
е-
мого т
о
плива), давления рабочей среды в трубах и др
.
[6]
.
Углеродистая (нелегированная) сталь применяется для изготовле
ния элементов
котла, работающих при т
емпературах не выше 450
°С. Низколегированная сталь перли
т-
ного класса содержит не более 4
–
5
% легирующих металлов. Эти стали устойчивы пр
о
тив


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
29
ползучести при температуре металла до 580
°С. Высоколегированные стали аустени
т
н
ого
класса содержат от 10 до 30
%
легирующих металлов. При этом изменяется структ
у
ра
стали (однородный твердый раствор углерода и металлов), она после механической обр
а-
ботки (сварки, гибки) требу
ет специального высокотемпературного режима выдержки для
снятия внутре
н
них напряжений. Аустени
тные стали применяют до темпера
туры 650
°С.
Некоторые характерные марки сталей и области их при
менения приведены в табл.
2
.1.
Определение расчетной максимальной температуры металла в поверхностях нагрева, ра
с-
положенных в зоне высоких тепловых потоков (то
почные экраны при СКД, пароперегре
-
ватели) производят на основе норм расчета элементов котла на проч
ность [
2
]. В данном
конструктивном тепловом расчете рекомендуется ограничиться оценкой максимальной
температуры для этих поверхнос
тей, приведенной в табл.
2
.1. Экранные поверхности б
а-
рабанных котлов ВД выполняют из труб относительно большого диаметра (см. табл.
2
.2),
т. к. дальнейшее уменьшение внутреннего диаметра ведет к заметному росту гидравлич
е-
ского сопротивления, что снижает наде
ж
ность естес
твенной ц
иркуляции. Поверхности
пароперегревателя в пределах топ
ки как пр
а
вило располагают на потолке ее, где более
низкие тепловые напряжения. На ряде новых типов барабанных котлов (паропроизвод
и-
тельностью 500
–
670 т/ч при давлении пара 13,8 МПа) использованы гори
зонтальные и
вертикальные радиационные панели пароперегрева
теля ВД поверх настенных экр
а
нов в
верхней половине топки. В эти панели поступает пар низкой температуры, близкой к н
а-
сыщению.
Таблица
2.
1
Марки сталей и области их применения в паровых котлах
Ма
рка ст
а-
ли
Содержание л
е-
гирующих эл
е-
ментов, %
Область применения
Максимальная ра
с-
четная температура
м
е
талла, °С
Качественные углеродистые стали
15К, 20К
–
Барабаны,
работающие при давлении
менее 6 МПа и температуре м
е
нее 450
°С
=
A
t
t
=
22К
–
Барабаны работающие при давлении 6
–
12,5 МПа
=
A
t
t
=
Сталь 20
–
Камеры экономайзеров, экранов вне
з
о
ны обогрева
@
A
t
t
=
Камеры обогреваемые (внутри газох
о-
да) при
3
J
≤ 600 °
С
10
@
A
+
d
+
=
t
t
Камеры обогреваемые (внутри газох
о-
да) при
6
00
<
3
J
<
900 °
C
20
2
@
A
+
d
+
=
t
t
Трубы поверхностей нагрева (экон
о-
майзеры, экраны) работающие при те
м-
пер
а
туре менее 480 °С
)
60
30
(
@
A
-
+
=
t
t
Низколегированные стали
перлитного класса
16ГНМА
Mn
= 0,8
–
1,1
Ni
= 1,0
–
1,3
Mo
= 0,4
–
0,55
Барабаны при давлении 14
–
18,5 МПа и
температуре метала до 450 °С
=
A
t
t
=
15ХМ
Cr
= 0,8
–
1,1
Mo
= 0,4
–
0,6
Коллекторы и трубо(паро)проводы вне
зоны обогрева при температуре рабочей
среды до 540 °С
10
@
A
+
=
t
t
15
ХМ
Трубы пароперегревателей
при
A
t
≤
550 °С


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
30
Окончание
т
аблиц
ы
2.
1
Марка ст
а-
ли
Соде
ржание л
е-
гирующих эл
е-
ментов, %
Область применения
Максимальная ра
с-
четная температ
у-
ра м
е
талла, °С
12Х1МФ
Cr
= 0,9
–
1,2
Mo
= 0,25
–
0,56
V
= 0,15
–
0,3
Трубы топочных экранов при СКД и
п
а
роперегревате
лей при
A
t
≤
580 °С
Коллекторы и паропроводы вне зоны
обогрева при
A
t
≤
570 °С
80
@
A
+
=
t
t
12Х2МФСР
Cr
= 1,6
–
1,9
Mo
= 0,5
–
0,7
V
= 0,2
–
0,35
Si
= 0,4
–
0,7
B
= 0,005
Трубы пароперегревателя (выходной
«горячий» пакет) и коллекторы при
A
t
≤
585 °С
потолочные и ши
р-
мовые на выходе из
то
п
ки:
60
@
A
+
=
t
t
конвективные в г
о-
ризонтальн
ом газ
о-
ходе
50
@
A
+
=
t
t
то же в конвекти
в-
ной шахте
40
@
A
+
=
t
t
Высоколегированные стали аустенитного класса
Х14Н14В2М
Cr
= 13
–
15
Ni
= 13
–
15
W
= 2
–
2,75
Mo
= 0,45
–
0,6
Трубы пароперегревателя (выходной
«горячий» пакет), коллекторы и пар
о-
проводы при
A
t
≤ 620 °
С
Расчет
A
t
см. выше
09Х14Н16Б
Cr
= 13
–
15
Ni
= 15
–
17
Nb
= 0,9
–
1,3
Трубы пароперегревателя (выходной
«горячий» пакет), коллекторы и пар
о-
проводы при
A
t
≤ 6
5
0 °С
Расчет
A
t
см. выше
12
Х18Н12Т
Cr
= 17
–
19
Ni
= 11
–
13
Ti
= 0,65
Трубы пароперегревателя (выходной
«горячий» пакет), коллекторы и пар
о-
проводы при
A
t
≤ 620 °
С
Расчет
A
t
см. выше
ЭИ
-
765
Cr
= 10
–
12
W
= 1,8
–
2,2
Mo
= 0,45
–
0,6
V
= 0,2
–
0,3
Для труб пароперегревателей СКД и
труб промежуточного пароперегреват
е-
ля при
A
t
до 630 °С
Расчет
A
t
см. выше
ДИ
-
59
Cr
= 12
–
14
Mn
= 11
–
13
Si
= 1,5
–
2,5
Ni
= 1,8
–
2,2
Cu
= 1,8
–
2,2
Для труб пароперегревателей СКД и
труб промежуточного пароперегреват
е-
ля до
A
t
= 650 °С при работе в газовой
среде с
повышенным содержанием се
р-
нистых газов (топлива с
p
S
≥ 2,5
%)
Расчет
A
t
см. выше
Примечания: 1. Обозначения:
3
J
–
температура газового потока, °С;
A
t
–
температура стенки
м
е
талла, °С;
@
t
–
температура рабочей среды (пара или воды) в элементе поверхности, °С;
d
–
толщина сте
н
ки камеры
(коллектора), мм.
2. При сжигании мазута для исключения ванадиевой коррозии труб пароперегревателей
максимальная те
м-
пература стенки не должна превышать 600 °С.
Экранные поверхности прямоточных котлов выполняют трубами меньшего нару
ж-
ного диаметра (табл.
2
.2), что уменьшает расход ме
талла на единицу площади экрана
(1 м
2
) в 1,3
–
1,4 раза. Стремятся в
се экранные панели выполнить из труб одного диаметра.
Это облегчает монтаж котла и обеспечивает по мере роста энтальпии рабочей среды
изм
е-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
31
нение проходного сечения рабочих панелей за счет числа парал
лельно включенных труб
(или числа параллельных потоков).
На пря
моточных котлах старых выпусков (до 1960 г.)
прим
е
нялось ступенча
тое увеличение диаметра труб по мере перехода от движения воды
и пароводяной смеси в НРЧ к движению пара в ВРЧ. Разделение топоч
н
ых
экранов на н
е-
сколько последовательных частей (секци
й) по ходу
рабочей
среды с п
е
ремешиванием ее
уменьшает разверку температур
и
о
беспечивает стабильность гидродинамических хара
к-
теристик.
Топочные экраны на современных котлах выполняют газоплотны
ми. Для этого и
с-
пользуют либо специальные плавниковые трубы,
либо
сваривают экранные трубы мета
л-
лическими полосами (проставками) той же толщины, что и стенка трубы. В верхней части
топки, где дела
ется вывод за ее пределы всех труб экранов, а также змеевиков паро
-
перегревателей через потолок горизонтального газохода
, выполняется потолочный упло
т-
нительный короб (шатер) с наддувом от дутьевого вентилятора.
В горизонтальном газоходе находятся поверхности пароперегрева
теля, выполне
н-
ные, как правило, из змеевиков коридорного типа (ширмовые, ленточные, обычные зме
е-
виковые
) с несколько увеличенным поперечным шагом
d
s
5
,
3
1
>
для исключения шлак
о-
вания при высо
ких температурах газов (твердые топлива) и усиления теплообмена за счет
излучения развитых межтрубных газовых объемов. В конвектив
ной шахте применяют б
о-
л
ее пло
т
ные шахматные пучки труб.
Таблица 2.2
Конструктивные характеристики труб поверхностей нагрева котлов
Диаметр
d
и толщина сте
н
ки
d
, мм
Шаги труб, мм
Элемент поверхности
d
d
d
s
1
1
=
s
d
s
2
2
=
s
Топочный экран гладкотру
б-
ный:
барабанный котел ВД
60
5
1,07
–
прямоточный котел ВД
40, 42, 50
4,5
–
5
1,1
–
прямоточный котел СКД
32, 38
6
1,1
–
Топочный экран газопло
т
ный:
барабанн
ый котел ВД
60
6
1,33
–
прямоточный котел ВД
42, 50
4,5
-
5
1,4
–
прямоточный котел СКД
32
6
1,45
–
Пароперегреватель ВД:
радиационный
32, 42
4
–
6
1,1 (1,2)
–
ширмовый
32, 36, 42
4
–
6
17
–
21
1,1 (1,2)
змеевиковый ленточный
32, 36, 38
4
–
6
4,5
–
7,0
1,8
–
2
(1,5)
змеевиковый коридорного и
шахматного типа
32, 36, 38
4
–
6
2,
3
–
6
,5
1,5
–
2
,5
(1,5)
Промеж. пароперегрев
а
тель
42, 45, 50
3,5
–
5,5
2,5
–
3,5
1,4
–
1,6 (2)
Переходная зона
28, 32
3,5
–
4,5
2,5
–
3,5
1,2
–
1,3
Экономайзер
28, 32
4
–
6
2,3
–
3,0
1,25
-
1,7 (2,5
-
3,2)
Воздухоподогреватель:
трубчатый
40
1,5
1,35
1,01
р
егенеративный
(горяч. часть)
–
0,63
7,8
–
9,6
–
регенеративный (хол. часть)
–
1,2
9,8
–
Примечание: В скобках указаны размеры для мембранных поверхностей, остальные размеры
–
для гладко
т-
рубных поверх
ностей


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
32
При выполнении поверхностей котла используются трубы опреде
ленного наружн
о-
го диаметра, указанного в табл.
2
.2. Толщина стенки определяется расчетом прочности, ее
округляют до значения 0,5 мм в указанном диапазоне, при этом большая толщина стенки
с
о
ответству
ет большему ее диаметру.
Широкое распространение имеет выполнение мембранных поверх
ностей нагрева за
счет вварки между трубами проставок разной ши
рины. Увеличение ширины проставки до
значения порядка
d
5
,
3
повы
шает интенсивн
ость теплообмена, однако в области высоких
темпера
тур газовой среды приходится уменьшать ширину проставок, чтобы ее макс
и-
мальная температура (в середине между трубами) не превыша
ла допустимой по условиям
коррозии. В области относительно низких температур
газов (
3
J
≤
700
°С), где снижается
общая интенсивность теплообмена (экономайзер), усиливают теплообмен с газовой ст
о-
роны путем приварки к мембранной конструкции змеевика еще поперечных ребер (ме
м-
бранно
-
лепестковые конвективные поверхн
ости). Такие по
верхности проходят сейчас
длительное опробование.
Наименьший диаметр труб, рекомендованный к использованию в энергетических
паровых и водогрейных котлах, ограничен 28 мм. Дальнейшее уменьшение диаметра св
я-
зано со знач
и
тельным ростом внутрен
него гидравлического сопротивления, увеличением
при этом числа параллельно включенных труб для обеспечения заданного расхода среды,
чи
с
ла изгибов и сварных стыков, что приводит к подорожанию производства и снижению
надежности раб
о
ты поверхности.
3. КОЭФФИ
ЦИЕНТ ИЗБЫТКА ВОЗДУХ
А В ГАЗОВОМ ТРАКТЕ К
ОТЛА
Для расчета действительных объемов продуктов горения па газоходам агрегата
прежде всего выбирают коэффициент избыт
ка воздуха в верхней части топки
B
a
и прис
о-
сы воздуха в отдель
н
ых поверхно
стях нагрева
a
D
. Коэффициент избытка воздуха
B
a
должен обеспечить практически полное сгорание топлива, он вы
бирается в зависимости
от типа топочного ус
т
ройства и вида сжи
гаемого топлива (табл.
3
.
1
). Избыток возду
ха
B
a
включает в себя
коэффициент избытка воздуха, подаваемого в горелки
3>
a
,
и при
сосы
холодного воздуха извне при работе топки под разрежением
B
a
D
,
происходящие в осно
в-
ном в нижней части топки
. При выбран
ном
B
a
избыток воздуха, поступающий через г
о-
релки в зону горе
ния то
п
лива
определяется по следующему выражению
B
B
3>
a
D
-
a
=
a
;
(3.1)
Таблица 3.1
Расчетный коэффициент избытка воздуха на выходе из топки
Топка
Топливо
Коэффициент
B
a
Камерная топка с твердым
шлакоудалением
Антрацит, полуантрацит, тощий уголь
Остальное
твердое
топливо
1,2
–
1,25
*
1,15
–
1,2
Камерная топка с жидким
шлакоудалением
Антрацит, полуантрацит, тощий уголь
Остальн
ое твердое топливо
1,2
–
1,25
1,15
–
1,2
Камерная
Природный газ,
Мазут
1,05
–
1,1
**
1,02
–
1,05
***
* Большие значения
–
при транспортировке пыли горячим воздухом и наличии отдельны
х
сбросных горелок
** При наличии газоплотной топочной камеры принимают
B
a
= 1,05
*** В топках с газоплотными экранами и в уплотненных топках при
B
a
D
≤ 0,05
приним
а
ют
B
a
= 1,02
–
1
,
03


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
33
В газоплотных топках, работающих под наддувом, присосы воз
духа в топку и
с-
ключены (
B
a
D
=
0).
При сжигании твердых топлив в системе пылеприготовления, работающей под ра
з-
режением, также имеют место присосы возду
ха
?
a
D
, которые поступают в горелки вм
е-
сте с транспортирую
щей то
п
ливо средой.
Средние значени
я присосов воздуха в замкнутых системах пы
леприготовления, р
а-
бота
ю
щих под разрежением, представлены
в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Средние значения присосов воздуха в замкнутых системах пылеприготовления,
работающих под разряжением
Мельницы и характеристики пы
лесистемы
Значение
?
a
D
ШБМ с промежуточным бункером пыли при сушке топлива горячим
воздухом
0,1
ШБМ с промежуточным бункером пыли при сушке топлива смесью
воздуха с топочными газами
0,12
ШБМ с прямым вдуванием угольной пыли в то
пку
0,04
Молотковая мельница с прямым вдуванием угольной пыли в топку
0,04
Среднеходная валковая мельница с прямым вдуванием пыли в топку
0,04
Пылесистема с мельницами
-
вентиляторами
0,2
ɒɉɉ
Ʉɉɉ
ȼɗ
ȼɁɉ
ɩɢɬɚɬɟɥɶɧɚɹ
ɜɨɞɚ
ɯɨɥɨɞɧɵɣ
ɜɨɡɞɭɯ
ɝɨɪɹɱɢɣ
ɜɨɡɞɭɯ
ɩɚɪɧɚ
ɬɭɪɛɢɧɭ
т

пп


пп



вэ


вэ



ух


вп



вп


Рис.
3.1. К определению прис
о-
сов воздуха и коэффиц
и
ента избытка
воздуха по газоходам котельного а
г-
регата
В этом случае для сохранения заданного избытка воздуха на
выходе из топки к
о-
эффициент избытка горячего воздуха, вводимого через горелки
3
b
, должен быть умен
ь-
шен:
?
3>
3
a
D
-
a
=
b
;
(3.2)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
34
Присосы воздуха в газоходах парового котла принимают по табл.
3
.
3
.
Избыток воздуха за каждой поверхностью нагрева после
топочной камеры
i
a
п
о-
лу
чается прибавлением к
B
a
соответствующих
присосов воздуха, т.е.
￥
=
a
+
a
=
a
n
i
i
i
1
B
;
(3.3)
Рециркуляция газов в расчетах объемов и энтальпий
продуктов сгорания учитыв
а-
ется в газовом тракте от места ввода рециркулирующих газов в газоход котла до места их
о
т
бора.
Таблица 3.3
Расчетные присосы холодного воздуха в топках и газоходах паровых котлов
Поверхность нагрева
Обозначение
Присос
Топочная камера с современной натрубной или
щитовой обмуровкой, гидравлическим уплотн
е-
нием шлаковой шахты при отсутствии газ
опло
т-
ного экрана, сжигании твердых топлив, приро
д-
ного газа и мазута в котлах с
D
≤ 89
кг/с (320 т/ч)
B
a
D
0,08
–
0,1
Топочная камера с современной натрубной или
щитовой обмуровкой, гидравлическим уплотн
е-
нием шлаковой
шахты при отсутствии газопло
т-
ного экрана, сжигании твердых топлив, приро
д-
ного газа и мазута в котлах с
D
>
89 кг/с (320
т/ч),
а также для котлов с меньшей производ
и-
тельностью при наличии металлической нару
ж-
ной обшивки топки
B
a
D
0,05
–
0,07
То же для газомазутных котлов с
D
>
89 кг/с и с
металлической обшивкой топки
B
a
D
0,03
То же при наличии газоплотных экранов и работе
топки под разряжением
B
a
D
0,02
Поверхности, расположенные на выходе из топки
(ширмовый пароперегреватель, фестон)
?
a
D
0
Поверхность пароперегревателя в горизонтал
ь-
ном газоходе (конвективный или ширмовый п
а-
ропер
е
греватель)
?
a
D
0,03
Первичный ил
и вторичный пароперегреватель в
опускном газоходе (отдельно на каждый пакет)
?
a
D
0,03
Переходная зона
?
a
D
0,03
Водяной экономайзер при одноступенчатом в
ы-
полнении или на каждую ступень при двухст
у-
пенчатом выполнении
2
a
D
0,02
Трубчатый воздухоподогреватель на каждую ст
у-
пень
2
a
D
0,03
Регенеративный вращающийся воздухоподогр
е-
ватель при
D
≤ 50
кг/с (180 т/ч)
@2
a
D
0,2
Регенеративный вращаю
щийся воздухоподогр
е-
ватель при
D
>
50 кг/с (180 т/ч)
@2
a
D
0,15
Примечание: для топочных камер с газоплотными цельносварными экранами
B
a
D
= 0


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
35
Коэффициент рециркуляции определяет долю газов, испо
льзуе
мых для рециркул
я-
ции,
3.
@
V
V
r
ﾢ
ﾢ
=
;
(3.4)
где
@
V
и
3.
V
ﾢ
ﾢ
–
объем газов, отбираемых на рециркуляцию, и остающийся объем за м
е-
стом отбора газов, м
3
/кг топлива.
Рециркуляция газов в топку находит примен
ение прежде всего при сжигании маз
у-
та для снижения максимального теплового потока в зоне ядра факела при полной нагрузке
(
r
=
0,05
–
0,15)
и
для регулирования температуры вторично
-
перегреваемого пара при сн
и-
жении нагрузки (
r
=
0,15
–
0,35
,
при этом большее значение относится к ни
з
кой нагрузке).
При сжигании твердого топлива ввод газов рециркуляции в топ
ку применяют для
сильношлакующих топлив с целью уменьшения температуры газов в ядре факела и вбл
и-
зи стен топки (так на
зы
ваемая «нижняя рециркуляция»
r
=
0,1
–
0,15) и для исключения
шлакования поверхностей на выходе из топки («верхняя рецирку
ляция»
r
=
0
,15
–
0
,2).
Аналоги
ч
но при газовой сушке топлива: когда отбирается часть горячих
газов из газохода
котла за то
п
кой и сбрасывается затем в виде сушильного агента в зону горения, то эта
часть рассматривается как газы рециркуляции. Рециркуляция газов в ядро факела на тве
р-
дых топливах д
о
пустима только для высокореакционных топлив (
3
V
>
25
%).
Газы на рециркуляцию обычно отбирают из газохода после эко
номайзера. Место
отбора газов для газовой сушки топлива зависит от необходимой температуры газов и в
ы-
бирается на основании теп
лового расчета пылесистемы (при выходе из топ
ки, после пер
е-
гре
вателя, за экономайзером). При отборе газов за экономайзером предварительно для
расчетов принимают температуру рециркулирующих газов
@
J
=
3
t
+ (40
–
60)
°С
, но не
выше 380
–
400 °С, а ко
эффициент избыт
ка воздуха в них
2
C
@
a
D
-
a
=
a
;
(3.5)
Тогда усредненный коэффициент избытка воздуха в топке при вво
де в нее реци
р-
кулирующих г
а
зов
r
r
+
a
+
a
=
a
1
@
B
@
B
(3.6)
а во всех последующих поверхностях избыток воздуха определяет
ся по (
3
.
3
) с учетом
д
о-
ли пр
и
сосов холодного воздуха в каждой повер
х
ности нагрева.
4.
РАСЧЕТ ОБЪЕМОВ И ЭНТАЛЬПИЙ ВОЗДУХА И ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
4
.1
.
Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания
4.1.1 Объемы теоретического количества воздуха и продуктов сгорания при
a
= 1
По общепринятой методике объемы продуктов сгорания и воз
духа выражаются в
кубических метрах при нормальных условиях (0
°С и 760 мм рт. ст.) при сжигании 1 кг
твердого или жидкого то
п
лива или 1 м
3
газового топлива.
Для
твердого
или
жидког
о
топлива расчет теоретических объе
мов воздуха, м
3
/кг, и
продуктов сгорания (при
a
= 1)
производят, исходя из состава рабочей массы
(см. табл.
1.3 и 1.4)
по следующим форм
у
лам:
теоретический о
бъем воздуха
,
м
3
/кг
(
)
p
p
p
p
0
2
O
0333
,
0
H
265
,
0
S
375
,
0
C
0889
,
0
-
+
+
ￗ
=
V
;
(4.1)
т
еоретические объемы продуктов сгорания, полученные при полном сгорании то
п-
лива:


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
36
о
бъем азота
,
м
3
/кг
100
N
8
,
0
79
,
0
p
0
2
0
N
2
+
=
V
V
;
(4.2)
о
бъем трехатомных газов
,
м
3
/кг
100
S
375
,
0
C
866
,
1
p
p
RO
2
+
=
V
;
(4.3)
о
бъем водяных паров
,
м
3
/кг
0
2
p
p
0
O
H
0161
,
0
0124
,
0
H
111
,
0
2
V
W
V
+
+
=
;
(4.4)
о
бъем дымовых газов
,
м
3
/кг
0
O
H
0
N
RO
0
3
2
2
2
V
V
V
V
+
+
=
.
(4.5)
При сжигании
газообразного
сухого топлива
расчет теоретических объемов возд
у-
ха и продуктов сгорания м
3
/м
3
газа, производится на основании процентного состава ко
м-
понентов, входящих в него
(см. табл. 1.5)
:
теоретический объем воздуха
, м
3
/м
3



￪
￫
￩
-
￷
￸
￶
￧
￨
￦
+
+
+
+
=
￥
2
2
2
0
2
O
H
C
4
S
H
5
,
1
H
5
,
0
CO
5
,
0
0476
,
0
n
m
n
m
V
;
(4.6)
теоретические объемы продуктов сгорания:
т
еоретический объем азота
, м
3
/м
3
2
0
2
0
N
N
01
,
0
79
,
0
2
+
=
V
V
;
(4.7)
о
бъем трехатомных газов
, м
3
/м
3
(
)
n
m
m
V
H
C
S
H
CO
CO
01
,
0
2
2
RO
2
S
+
+
+
=
;
(4.8)
т
е
оретический объем водяных паров
, м
3
/м
3
0
2
3
2
2
0
O
H
0161
,
0
124
,
0
H
C
2
H
S
H
01
,
0
2
V
d
n
V
n
m
+
￷
￸
￶
￧
￨
￦
+
S
+
+
=
,
(4.9)
где
3
d
–
влагосодержание газообразного топлива
(можно принять
3
d
= 10 г/м
3
).
4.1.2 Действительные объемы продуктов сгор
а
ния при
a
>
1 для всех видов топлива
Действительные объемы продуктов сгорания при избытке воздуха в газоходах
i
a
>
1 определяют по формуле
, м
3
/кг (м
3
/м
3
)
(
)
0
2
0
3
3
1
016
,
1
V
V
V
i
-
a
+
=
(4.10)
Расчет объемов продуктов сгорания в поверхност
ях нагрева сводят в таблицу по
типу табл. 4.1, составленной для барабанного котла с одноступенчатой компоновкой ко
н-
вективных поверхностей нагрева
. Следует отметить, что при другой компоновке повер
х-
ностей нагрева заданного в проекте (выбранного) типа котла
и в зависимости от вида сж
и-
гаемого топл
и
ва последовательность расположения и вид поверхностей вдоль газового
тракта, а также коэффицие
н
ты избытка воздуха могут быть другими.
Объемы газов и водяных паров определяются по среднему значению коэффициента
избытк
а воздуха в поверхности нагрева
A
a
, равному полусумме значений на входе в повер
х-
ность и на выходе из нее. По среднему объему газов в поверхности определяется в дальне
й-
шем средняя скорость газового потока, влияющая на интенсивность конв
ективного теплоо
б-
мена. В табл. 4.1 включены также объемные доли трехатомных газов и конце
н
трация золовых
частиц в продуктах сгорания для последующего расчета лучистого тепл
о
обмена. Доля золы,
уносимой потоком газа
C
a
, выбирается соглас
но рекомендациям предста
в
ленным в табл. 4.2.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
37
Таблица 4.1
Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных газов
и концентрация золовых частиц
(
макет
)
Газоход
Название величины и обозн
а
чение
Топочная
камера,
ширмы
Паро
-
перегрева
-
тель
Водяной
экон
о-
май
зер
Воздухо
-
подогрева
-
тель
Коэффициент избытка воздуха за поверхн
о-
стью нагрева
￥
a
+
a
=
a
ﾢ
ﾢ
i
B
Средний коэффициент избытка воздуха в п
о-
верхности нагрева
A
a
Объем водяных паров, м
3
/кг,
(
)
0
2
A
0
O
H
O
H
1
0161
,
0
2
2
V
V
V
-
a
+
=
По
лный объем газов, м
3
/кг,
(
)
0
2
A
0
3
3
1
016
,
1
V
V
V
-
a
+
=
Объемная доля трехатомных газов
3
RO
RO
2
2
V
V
r
=
Объемная доля водяных паров
3
O
H
O
H
2
2
V
V
r
=
Суммарная объемная доля
O
H
RO
?
2
2
r
r
r
+
=
Масса дымовых газов, кг/кг
0
2
A
p
3
306
,
1
01
,
0
1
V
A
G
a
+
-
=
К
онцентрация золовых частиц
, кг/кг
3
C
p
7
100
G
a
A
=
m
4.2.
Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания
Для всех видов топлива энтальпия теоретических объемов воздуха и продуктов сг
о-
рания, в кДж/кг или кДж/м
3
, при ра
счетной температуре
J
, °С, определяют по формулам:
J
=
2
0
2
0
2
A
V
H
;
(4.11)
(
)
J
+
+
=
2
2
2
2
2
2
N
0
O
H
0
O
H
RO
RO
0
3
c
V
c
V
c
V
H
N
.
(4.12)
Энтальпия продуктов сгорания при избытке воздуха
a
>
1
(
)
7
0
2
0
3
3
1
H
H
H
H
+
-
a
+
=
.
(4.13)
В при
веденных формулах:
2
c
,
2
RO
A
,
O
H
2
c
,
2
N
c
–
теплоемкости соответственно во
з-
духа, трехатомных газов, водяных паров и азота при постоянном давлении, кДж/(м
3

К), их
значения приведены
в табл. 4.3;
7
H
–
энтальпия золы
, кДж/кг
:
J
=
7
@
C
7
01
,
0
A
A
a
H
,
(4.14)
где
7
c
–
теплоемкость золы, кДж/(кг

К), приведена в табл. 4.3.
Энтальпия золы невелика по сравнению с другими составляющими и учитывается,
когда приведенный унос летучей золы с потоком газов значителен:
?
C
A
a
>
1,4 %

кг/МДж.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
38
Таблица 4.2
Расчетные характеристики камерных топок при
D
>
21 кг/с (75 т/ч)
Тонкость пом
о
ла
Вид топо
ч-
ного ус
т-
ройства
Топливо
Допустимое
теплон
а-
пряжение
т
о
почного
объема
V
q
,
кВт/м
3
90
R
,
%
1000
R
,
%
Потеря
тепл
о
ты
4
q
, %
Доля
ун
о
са
золы из
то
п
ки
C
a
Пылеугольных котлов
(
3
q
= 0)
Антрациты
140
6
–
7
0
6
0,95
Полуантрациты
160
6
–
7
0
4
0,95
Тощие угли
160
8
–
10
0
2
0,95
Каменные угли
(
3
V
>25
%
)
175
20
–
25
0
1
–
1
,5
*
0,95
Отходы углеобогащ
е
ния
160
20
0
2
–
3
*
0,95
Бурые угли
180
40
–
50
0
,
8
–
1
0,5
–
1
*
0,95
Фрезерный торф
160
–
–
0,5
–
1
0,95
Камерная
топка с
твердым
шлакоуд
а-
лением
Сланцы
120
35
0
0,5
–
1
0,95
Антрациты и
полуантр
а-
циты
145
6
–
7
0
3
–
4
0,9
Тощие угли
185
8
–
10
0
1,5
0,85
Каменные угли
185
20
–
25
0
0,5
0,8
Камерная
топка с
жидким
шлакоуд
а-
лением
Бурые угли
210
40
–
50
0,8
–
1
0,5
0,7
–
0,8
* Меньшие значения
–
для малозольных топлив с
?
A
< 1
,4
%кг/МДж
Газомазутных котлов
Суммар
ный недожог
4
3
q
q
+
, %
при нагрузках котла в % от номинал
ь
ной
Топливо
Допустимое
теплон
а-
пряжение
т
о
почного
объема
V
q
,
кВт/м
3
D
=100
79
≤
D
<100
D
<70
Мазут
200
–
220
0,1
–
0,15
0,15
–
0,2
0,3
–
0,4
Природный, попутный и коксовый газы
200
–
220
0,05
–
0,07
0,05
–
0,1
0,1
–
0
,15
Результаты расчета энтальпий газов при действительных избытках воздуха в газ
о-
ходах сводятся в таблицу по форме табл. 4.4, составленной на примере для принятой р
а-
нее конструкции парового котла (см. табл. 4.1).
Поскольку на данном этапе расчета темпер
атура газов за той или иной поверхн
о-
стью нагрева еще не известна, расчет энтальпий газов выполняется на весь возможный
(ожидаемый) за данной поверхностью диапазон температур. Искомая температура или э
н-
тальпия за поверхностью нагрева определяется по найденн
ому в расчете или принятому
значению путем линейной интерполяции (по Лагранжу) в пределах имеющегося диапаз
о-
на. Экстраполяция за пределы выбранного диапазона допускается при отклонении рассч
и-
тываемой вел
и
чины не более чем нам 100 °С.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
39
Таблица 4.3.
Средн
яя теплоемкость воздуха, газов, водяных паров
(кДж/(м
3

К))
и золы
(кДж/(кг

К))
J
, °С
2
A
2
RO
A
2
N
c
O
H
2
c
7
c
100
1,3198
1,6010
1,2955
1
,4954
0,8080
200
1,3253
1,7016
1,2968
1,5063
0,8455
300
1,3328
1,7887
1,3006
1,5235
0,8790
400
1,3555
1,9312
1,3173
1,5666
0,9000
500
1,3693
1,9902
1,3286
1,5909
0,9168
600
1,3840
2,0426
1,3412
1,6161
0,9335
700
1,3986
2,0900
1,3546
1,6425
0,9460
80
0
1,4124
2,1327
1,3680
1,6693
0,9586
900
1,4259
2,1708
1,3806
1,6969
0,9721
1000
1,4384
2,2052
1,3928
1,7242
0,9837
1100
1,4594
2,2366
1,4045
1,7514
0,9970
1200
1,4623
2,2655
1,4154
1,7782
1,0055
1300
1,4736
2,2915
1,4263
1,8042
1,0465
1400
1,4841
2,
3154
1,4359
1,8293
1,1302
1500
1,4937
2,3372
1,4451
1,8541
1,1720
1600
1,5029
2,3573
1,4539
1,8775
1,1929
1700
1,5113
2,3761
1,4623
1,9010
1,2139
1800
1,5189
2,3933
1,4698
1,9228
1,2348
1900
1,5268
2,4092
1,4770
1,9437
1,2557
2000
1,5340
2,4239
1,483
7
1,9643
1,2578
2100
1,5411
2,4377
1,4904
1,9840
1,2600
2200
1,5474
2,4503
1,4962
2,0024
–
2300
1,5536
2,4620
1,5021
2,0204
–
Таблица 4.4
Энтальпии продуктов сгорания
, кДж/кг
(
макет
)
(
)
7
0
2
0
3
3
1
H
H
H
H
+
-
a
+
=
J
, °С
0
3
H
(
a
= 1)
0
2
H
(
2
b
=1)
7
H
Топочная
ка
м
е
ра,
ширмы
(по
B
a
)
Паро
-
перегрева
-
тель
(по
?
a
ﾢ
ﾢ
)
Водяной
экон
о
май
-
зер
(по
2
a
ﾢ
ﾢ
)
Воздухо
-
подогрева
-
тель
(по
2
a
ﾢ
ﾢ
)
100
200
300
400
500
…
…
…
…
2000
2100
2200
2300


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
40
5. ЭКОНОМИЧНОСТЬ РАБОТЫ ПАРОВОГО КОТЛА
.
РАСХОД ТОПЛИВА НА К
О
ТЕЛ
5.1. Коэффициент полезного действия и потери теплоты
Коэффициент полезного действия, %, проектируемого парового котла опре
деляется
методом обратного баланса:
(
)
6
5
4
3
2
:
100
q
q
q
q
q
+
+
+
+
-
=
h
.
(5.1)
Задача расчета сводится к определению тепловых потерь для принятого типа пар
о-
вого котла и сжигаемого топлива. Потеря теплоты с уходящими газами
2
q
, %,
зависит от
задан
ной (выбранной) температуры уходящих газов и избытка воздуха продуктов сгор
а-
ния пок
и
дающих котел
(
)
(
)
p
p
4
0
E
C
C
2
100
Q
q
H
H
q
-
a
-
=
.
(5.2)
г
де
C
H
–
энтальпия уходящих газов, кДж/кг или кДж/м
3
; определяется из табл. 4.4
по
C
J
при
избытке воздуха в продуктах сгорания
за воздухоподогревателем;
0
E
H
–
энтал
ь-
пия холодного воздуха, определяемая по табл. 4.4 при расчетной темп
е
ратуре
E
t
и
2
b
= 1
;
p
p
Q
–
располагаемая теплота сжигаемого топлива, кДж/кг или кДж/м
3
.
В больши
н
стве
случаев
p
p
Q
принимается равной
@
=
Q
и только при внешнем (калориферном) подогр
е
ве
воздуха перед поступлением его в воздухоподогреватель, а та
кже при предвар
и
тельном
нагреве топлива (мазута) располагаемую теплоту определяют
@
=
@
@
Q
k
Q
q
=
, где
q
k
–
коэ
ф-
фициент, учитывающий долю дополнительного поступления теплоты с топл
и
вом:
(
)
3
?>
<
10
35
,
0
055
,
0
1
-
D
+
+
=
t
t
k
q
.
(5.3)
Здесь
<
t
–
температура мазута,
обычно составляет 90
–
140
°С;
?>
t
D
–
нагрев воздуха в к
а-
лориферной установке, °С (подогрев за счет рециркуляции горячего воздуха не учитыв
а-
ется).
Потери теплоты с химическим
3
q
, %,
и механическим
4
q
, %,
недожогом топлива
зависят от вида топлива и способа его сжигания и принимаются на основании опыта эк
с-
плуатации п
а
ровых котлов согласно рекомендациям из табл. 4.2.
Потеря теплоты от наружного охлаждения
5
q
, %,
через внешние поверхности в
котлах большой тепловой мощности невелики (менее 0,5 %) и уменьшается с ростом ед
и-
ничной мощности котла. Ее значение при номинальной расчетной нагрузке можно опр
е-
делить из следующих зависимостей:
при пар
опроизводительности котла
=>
D
=
42
–
250 кг/с (160
–
900 т/ч)
(
)
=>
5
,
0
=>
=
5
lg
60
D
D
q
=
.
(5.4)
при
=>
D
>
250 кг/с
принимается
5
q
= 0,2 %.
При нагрузках, отличающихся от номинальной, потери теплоты
5
q
изменяются и
пересчитываются по формуле
D
D
q
q
=>
=
5
5
=
.
(5.5)
Потери теплоты от наружного охлаждения системы пылеприготовления невелики;
они в значительной мере компенсируются выделением теплоты при работе мельниц, и п
о-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
41
этому об
а указанных фактора не учитываются.
Разбивка потери тепла от наружного охлаждения котла по отдельным газоходам
практически не сказывается на результатах расчета. Доли этой потери, приходящиеся на
отдельные газоходы, для упрощения принимаются пропорциональ
ными количеству тепла,
отдаваемого газами в соответствующих газоходах. Поэтому при определении количества
тепла, отданного газами, потери от наружного охлаждения учитываются введением коэ
ф-
фициента сохранения тепла
100
1
5
q
-
=
j
.
(5.6)
Пот
еря теплоты с
физическим теплом шлака
6
q
, %, обязательно учитывается при
жидком шлакоудалении (при любой зольности топлива), а при твердом шлакоудалении
–
только в случае
для многозольных топлив, когда
@
=
p
5
,
2
Q
A
>
, где
@
=
Q
выражено в МДж/кг.
Расчет потерь с ф
и
зическим теплом шлака выполняется по формуле:
(
)
@
@
H
p
H
6
Q
ct
A
0
q
=
,
(5.
7
)
где
C
H
1
a
a
-
=
–
доля шлакоулавливания в топочной камере;
(
)
H
ct
–
энтальпия шлака,
при тве
рдом шлакоудалении принимается
H
t
= 600 °С и
(
)
H
ct
= 560 кДж/кг. В случае
жидкого шлакоудаления температура жидкого шлака принимается равной
3
H
t
t
=
+100 °С,
а теплоемкость шлака при температурах от 1300
до 1700 °С может быть найдена по выр
а-
жению
(
)
400
1300
2
,
0
1
,
1
H
H
-
+
=
t
c
.
При отсутствии данных о температуре жидкоплавк
о-
го состояния шлака
3
t
принимают
H
t
= 1500 °С, а энтальпию
(
)
H
ct
= 1800 кДж/кг.
5.2
. Определение расхода топлива
Полный расход топлива
B
, кг/с, подаваемого в топочную камеру парового ко
т
ла,
определяется из баланса между полезным тепловыделением при горении топлива и тепл
о-
восприятием рабочей среды в паровом котле:
(
)
(
)
(
)
:
@
@
?
:8
?
2
2
2
?
?
?
h
-
+
ﾢ
-
ﾢ
ﾢ
+
-
=
Q
h
h
D
h
h
D
h
h
D
B
.
(5.
8
)
З
десь
?
D
–
расчетная (заданная) паропроизводительность котла, кг/с;
?
h
,
?
h
,
:8
h
–
э
н-
тальпии соответственно перегретого пара, питательной воды
и воды на линии н
а
сыщения
при давлении в барабане парового
котла
, кДж/кг
. Энтальпии определяются по соответс
т-
вующим температурам пара и воды и давлению в пароводяном тракте:
(
)
?
?
?
,
t
p
f
h
=
,
(
)
?
?
?
,
t
p
f
h
=
,
(
)
(
)
1
:8
p
t
h
h
s
ﾢ
=
, где
?
t
,
?
t
,
s
t
–
температуры соответственно перегрет
о-
го пара, питательной воды и на линии насыщения
, °С
;
?
p
,
(
)
?
?
3
,
1
2
,
1
p
p
-
=
,
?
1
12
,
1
p
p
=
–
давления соответст
венно перегретого пара, питательной воды и в барабане парового
котла
, МПа
;
2
D
–
расход вторично
-
перегреваемого пара, кг/с;
?
D
–
расход продувочной
воды из бар
а
банного парового котла, кг/с, принимают в расчетах
(
)
?
?
02
,
0
005
,
0
D
D
-
=
.
При ненулевых значениях механического недожога
4
q
определяют значение ра
с-
четного расхода сгоревшего топлива
@
B
, на основе которого производится определение
полн
о
го расхода газов и воздуха в газо
воздушном тракте котла:
(
)
4
@
01
,
0
1
q
B
B
-
=
(5.
9
)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
42
В этом случае все удельные тепловосприятия поверхностей нагрева в тепловом ра
с-
чете относят на 1 кг сгоревшего топлива, т.е. к величине
@
B
.
При сжигании в котле газ
о-
обра
зного или жидкого топлива
B
B
=
@
, м
3
/с или кг/с.
6
. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТОПОЧНОЙ КАМЕРЫ
6
.1. Конструктивные
и тепловые
характеристики топочной камеры
Задача
теплового и конструктивного расчета топочной камеры заключается в оп
р
е-
делении ее тепловосприятия, размеров необходимой лучевоспринимающей поверхности
экранов и объема топки, обеспечивающих снижение температуры продуктов сгорания до
заданной величины. По условию предотвращения шлакования поверхностей нагрева котла
расположе
нных на выходе из топки желательно обеспечить значение температуры газов
на выходе из топки
1
B
t
<
J
ﾢ
ﾢ
, где
1
t
–
температура начала деформации золы (см. табл. 1.3).
Для выполнения расчета топки составляется предварительны
й эскиз ее, который
может быть принят близким к эскизу топочной камеры типового котла, указанного в зад
а-
нии к пр
о
екту. Объем топочной камеры (рис.
6
.1) ограничивается осевой плоскостью э
к-
ранных труб стен и потолка, поверхностью, проходящей через первый ряд
труб ширм или
другой поверхности на выходе из топки, горизонтальной плоскостью, отделяющей пол
о-
вину выс
о
ты холодной воронки или плоскостью пода топки.
Полная площадь поверхности стен топки
A
F
, м
2
, вычисляется как сумма плоск
о-
стей, ог
раничивающих объем топочной камеры:
2>
?>
?>
1>
BK
D
A
2
F
F
F
F
F
F
F
+
+
+
+
+
=
,
(
6
.
1
)
г
де
D
F
–
площадь поверхности фронтовой стены топки, м
2
;
BK
F
–
площадь поверхности
т
ы
ловой (задней) стены топки, м
2
;
1>
F
–
площадь
поверхности боковой стены топки, м
2
;
?>
F
–
площадь поверхности пода топки, м
2
;
?>
F
–
площадь поверхности экранов пото
л
ка
топки, м
2
;
2>
F
–
площадь поверхности выходного окна топки, образованного
плос
к
о
ст
ью
нижнего
торц
а
ширм, м
2
.
Объем топочной камеры, м
3
, определяется по уравнению:
B
1>
B
b
F
V
=
,
(6.2)
где
B
b
–
ширина топочной камеры (ширина котла), м, (см. рис. 6.1).
Значение объема топочной камеры определяет
величин
у расчетного теплонапр
я-
жения топочного объема, кВт/м
3
B
@
=
@
V
Q
B
q
V
=
,
(6.3)
Эффективная толщина излучающего слоя топки, м
A
B
B
6
,
3
F
V
s
=
,
(6.4)
где
B
V
,
A
F
–
объем и площадь поверхности стен топо
чной камеры, м
3
и м
2
.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
43
го
h
хв
h
хв
2
1
h
г
h
го
2
1
h
т
h
т
a
т
b
г
h
хв
h
т
h
т
a
т
b
г1
h
г2
h
г1
h
г2
h
т
h
Рис.
6
.1. К определению границ расчетного объема топки и основны
х
расчетны
х
размер
ов
.
а
–
топка с твердым шлакоудалением
с одним рядом ширм
, оснащенная
одним ярусо
м горелочных
ус
т
ройств
,
расположенных на фронтальной стене;
б
–
топка с жидким шлакоудалением
с двумя
рядами ширм
, оснащенная двумя ярусами горелочных устройств
,
расположенных на боковых ст
е-
нах;
B
h
–
высота топки;
3
h
–
высота расположения горелочных устройств;
E
h
–
высота холодной
воро
н
ки;
3
h
–
высота газового окна в плоскости заднего экрана;
B
a
–
глубина топки;
B
b
–
ширина
топочной кам
еры (ширина
котла
)
а
б


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
44
6.2. Расчет теплообмена в топке
Задачей расчета теплообмена в топочной камере является определение теплово
с-
приятия экранов топки
;
Q
и температуры газов
на выходе из нее
B
J
ﾢ
ﾢ
. В связи с т
ем, что
значительное число характеристик радиационного теплообмена зависят от значения те
м-
пературы газов на выходе из топки, то в основу поверочного расчета топочной камеры п
а-
рового котла положена методика последовательного приближения. Согласно данной м
е-
тодике н
е
обходимо предварительно задаться значением температуры газов на выходе из
топки
B
J
ﾢ
ﾢ
исходя из характеристик топлива и условия предупреждения шлакования посл
е-
дующих п
о
верхностей нагрева. Ориентировочно
температура газов на выход
е из топки
может быть задана как
(
)
100
50
1
B
-
-
=
J
ﾢ
ﾢ
t
°С, где
1
t
–
температура
начала деформации з
о-
лы (см. табл. 1.3), при сжигании мазута и природного газа
B
J
ﾢ
ﾢ
принимают равной 1200
–
1300 °С.
Полезное тепловыдел
ение в топочной камере
B
Q
, кДж/кг (кДж/м
3
) складывается из
располагаемой теплоты топлива
@
@
Q
или только теплоты его сгорания (если нет дополн
и-
тельных источников тепла), а также теплоты горячего воздуха
2
Q
, поступающего в топку
2
4
6
4
3
@
@
B
100
100
Q
q
q
q
q
Q
Q
+
-
-
-
-
=
,
(6.5)
Теплота поступающего в топочную камеру воздуха складывается из энтальпии г
о-
рячего воздуха, определяемой на основании выбранной температуры
3
t
(табл. 1.8) и о
т-
носительног
о избытка воздуха
3
b
по (3.2) и энтальпии присосов холодного воздуха:
(
)
0
E
?
B
0
3
3
2
H
H
Q
a
D
+
a
D
+
b
=
,
(6.6)
г
де
значения теоретических энтальпий
0
3
H
и
0
E
H
определяются
интерполяцией
по табл.
4.4 при
2
b
= 1 и соответствующих температурах
3
t
и
E
t
.
Значению
B
Q
соответствует теоретическая (адиабатная) температура продуктов
сгорания в топке
0
J
, °С. Ее на
ходят посредством
обратной
интерполяции
в зоне высоких
те
м
ператур газов данных
из табл. 4.4
при значении
B
a
, и принимая
энтальпи
ю
B
0
Q
H
=
.
Основной радиационной характеристикой продуктов сгорания служит критерий
п
о
глощ
ательной способности (критерий Бугера)
B
kps
Bu
=
,
(6.7)
где
k
–
коэффициент поглощения топочной среды,1/(м

МПа), рассчитывается по темпер
а-
туре и составу газов на выходе из топки. При его определении учитывается
излучени
е
тре
х
атомных газов (
2
RO
и
O
H
2
) и взвешенных в потоке частиц сажи, летучей золы и
кокса;
p
–
давление в топочной камере, МПа, (принимается в расчетах
p
= 0,1 МПа);
B
s
–
эффекти
в
ная толщина излучающего слоя
топочной камеры
, м
, (см. формулу (6.4))
.
Коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания (
2
RO
,
O
H
2
)
￷
￸
￶
￧
￨
￦
ﾢ
ﾢ
-
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
-
+
=
1000
37
,
0
1
1
16
8
,
7
B
B
?
O
H
3
2
T
s
r
r
k
,
(6.8)
где
273
B
B
+
J
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
T
–
абсолютная температура газов на выходе из топки, К;
O
H
RO
?
2
2
r
r
r
+
=
–
объемная доля трехатомных газов, значения которых берутся из табл. 4.1 в колонке для
т
о
почной камеры.
Приближенно величина
3
k
может быть най
дена по рис. 6.2.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
45
Рис. 6.2. Коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания (на рисунке
s
r
s
p
?
?
1
,
0
=
)
Коэффициент ослабления лучей взвешенными в топочной среде частицами летучей
золы определяется по формуле
,
1/(м

МПа)
(
)
67
,
0
7
B
3
7
43
d
T
k
ﾢ
ﾢ
r
=
,
(6.
9
)
где
7
d
–
эффективный диаметр золовых частиц, мкм
, определяе
тся
видом
сжигаемого т
о-
плива и типом
мельничного устройства, так при размоле топлива в ШБМ
7
d
=
13 мкм
;
при разм
оле в ММ, МВ, МВС
7
d
=
16 мкм
; при сж
и
гании торфа
7
d
=
24 мкм;
3
r
= 1300
г/м
3
–
плотность дымовых газов при атмосферном давлении.
Коэффициент ослабления лучей частицами горящего кокса
:
k
принимают в зависим
о-
сти от вида сжигаемого топлива. Для топлив с малым выходом летучих веществ (антрац
и
ты,
полуантрациты, тощие угли)
:
k
= 1, для каменных и бурых углей, торфа, сла
н
цев
–
:
k
= 0,5.
П
ри расчете критерия
Bu
принимается, что при сжигании твердого топлива осно
в-
ными излучающими компонентами являются газообразные продукты сгорания (
2
RO
,
O
H
2
) и взвешенные в их потоке частицы золы и
кокса, при сжигании мазута и газа
–
г
а-
зообразные продукты сгорания (
2
RO
,
O
H
2
) и взвешенные в их потоке сажистые част
и
цы.
При сжигании твердых топлив коэффициент поглощения топочной среды опред
е-
ляется по формуле
:
7
7
?
3
k
k
r
k
k
+
m
+
=
,
(6.10)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
46
где
?
r
,
7
m
–
объемная доля трехатомных газов и концентрация золовых частиц (прин
и-
маются из табл. 4.1 в колонке для топочной камеры).
При сжигании жидких и газообразных топлив коэффици
ент поглощения топочной
среды определяется по формуле
A
?
3
k
r
k
k
+
=
,
(6.11)
где
A
k
–
коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами, образующимися в ядре
ф
а
кела при сжигании мазута и газа:
(
)
(
)
p
p
B
3
B
A
H
!
5
,
0
10
6
,
1
2
3
,
0
-
ﾢ
ﾢ
ￗ
a
-
=
-
T
k
,
(6.12)
где
p
p
H
C
–
соотношение между содержанием углерода и водорода в рабочей массе то
п-
лива; при сжигании природного газа
￥
=
n
m
n
m
H
C
12
,
0
H
C
p
p
, здесь
n
m
H
C
–
содержание
входящих в состав природного газа углеводородных соеди
нений (метан, этан, б
у
тан).
По найденному значению
Bu
определяют эффективное значение крит
е
рия Бугера
u
B
~
:
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
+
-
+
+
=
2
4
,
1
2
4
,
1
ln
6
,
1
~
2
2
Bu
Bu
Bu
Bu
u
B
,
(6.13)
Приближенное значение эффективного критерия Бугера может быть найдено по
рис. 6.3.
Рис. 6.3. Эффективное значение критерия Бугера (
3
,
0
~
u
B
)
Изменение положение ядра факела в топке существенно сказывается на температ
у-
ре в ее верхней части. Учет положения пылеугольного факела в камерной топке осущес
т-
вляе
т
с
я с помощью эмпирического параметра
M
. Его значение при сжигании различных
видов то
п
лива в настенных горелках принимают:


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
47
При сжигании высокореакционных твердых топлив (каменные и бурые угли, сла
н-
цы, торф)
B
5
,
0
59
,
0
X
M
-
=
;
(6
.1
4
)
при камерном сжигании малореакционных тведых топлив (антрациты, полуантр
а-
циты, тощие угли), а также каменных углей с повышенной зольностью (типа экибасту
з-
ских)
B
5
,
0
56
,
0
X
M
-
=
;
(6.15)
при сжигании газа и мазута
B
5
,
0
52
,
0
X
M
-
=
;
(6.16
)
Для
подового расположения горелок принимают
M
= 0,4.
Значение
B
X
характеризует относительную высоту положения зоны максимальных
температур в топке. Для большинства видов топлив максимум температур по высоте
т
о-
почной камеры практически совпадает с уровнем расположения горелок, тогда
B
3
B
h
h
X
=
,
(6.17)
где
3
h
–
высота размещения горелок от пода топки (при жидком шлакоудалении) или от
середины холодной воронки (при твердом шлак
оудалении);
B
h
–
расчетная высота запо
л-
няющего топку факела от низа топки до середины выходного газового окна (см. рис. 6.1).
При расположении горелок в два
-
три яруса по высоте за
3
h
принимается средняя
высота, ес
ли теплопроизводительности горелок всех ярусов одинаковые, а при разной т
е-
плопроизводительности расчетная высота размещения горелок пропорционально
смещ
а-
ется в сторону большей теплопроизводительности ряда. В таком случае
3
h
определяетс
я
по сл
е
дующему выражению:
...
...
3
3
2
2
1
1
3
3
3
3
2
2
3
1
1
3
+
+
+
+
+
+
=
B
n
B
n
B
n
h
B
n
h
B
n
h
B
n
h
,
(6.18)
где
1
B
,
2
B
,
3
B
–
расход топлива соотвественно через горелки первого, второго, третьнго и
т.д. ярусов;
3
h
,
3
h
,
3
h
–
высота расположения осей первого, второго, третьего и т.д. яр
у-
сов от пода или от середины холодной воронки;
1
n
,
2
n
,
3
n
–
количество горелок в первом
,
втором, третьем т.д. ярусах.
Также с случае использования многоярусного расположения горелок необходимо
учитывать затягивание воспламенения и горения топлива в результате чего происходит
смещение уровня максимума температур несколько выше зоны горелок.
В этом случае
X
h
h
X
D
+
=
B
3
B
,
(6.19)
где
X
D
–
поправка, принимается равной 0,1 при
D
≤ 110
кг/с и 0,05 при
D
>
110 кг/с.
Коэффициент тепловой эффективности экрана равен произведен
ию условного к
о-
эффициента загрязнения (
x
) на угловой коэффициент экрана (
x
):
x
x
=
y
,
(6.20)
Угловой коэффициент экрана
x
определяется по рис. 6.4 или по формуле
￷
￸
￶
￧
￨
￦
-
-
=
1
2
,
0
1
d
s
x
,
(6.2
1
)
где
d
s
–
относительный шаг труб настенного экрана.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
48
Рис. 6.4. Угловые коэффициенты экранов:
а
–
однорядный гладкотрубный настенный э
к
ран;
б
–
двухрядный гладкотрубный экран;
в
–
однорядный экран из гладк
их труб разного размера;
г
–
z
-
рядного пучка.
Если стены топки закрыты экранами с разными угловыми коэффициентами
x
или
с разными коэффициентами загрязнения
x
, то определяют среднее
значение коэффицие
н-
та тепловой эффективности
A
A
A
F
F
i
i
￥
y
=
y
,
(6.22)
где
i
y
–
коэффициент тепловой эффективности
i
-
го участка экрана, определенного по
(6.20);
i
F
A
–
площадь поверхност
и стены
i
-
го участка экрана с отличающимися от др
у
гих
значениями
x
или
x
.
Условный коэффициент загрязнения поверхности нагрева
x
характеризует во
с-
принятую долю лучистог
о тепла рабочей среды по сравнению с тепловым потоком, п
а-
дающим на экранную поверхность. С увеличением загрязненности экранных труб велич
и-
на коэффициента
x
уменьшается. Значения коэффициента загрязнения в зависимости от
характер
и
стики
экрана и вида сжигаемого топлива приведен
ы
в табл. 6.1.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
49
Таблица 6.1
Условный коэффициент загрязнения поверхности
Тип экрана
Топливо
Коэффициент
x
Газ
ообразное
0,65
Мазут
0,55
Твердое пылевидное топливо:
антрацитовый штыб, тощий
уголь
0,4
–
0,45
*
нешлакующие каменные угли
0,35
–
0,4
**
каменные и бурые угли, торф
0,45
–
0,5
*
Настенные гладкотрубные и
мембранные цельносварные э
к-
раны в камерных топках
Сланцы эстонские
0,25
Экраны, зафутерованные огн
е-
упорной м
ассой в топках с тве
р-
дым шлакоудалением
Все виды топлива
0,2
Под топ
о
к
, закрытых шамотным
кирпичом
Все виды топлива
0,1
* Большие значения относятся к топкам, имеющим систематическую обдувку экранов
** Меньшее значение принимать при
A
@
=
@
F
Q
B
q
f
=
< 3
,
5 МВт/м
2
Для двухсветных экранов среднее значение
x
уменьшают на 0,1 по сравнению с
этой же величиной для настенных экранов.
В топках с жидким шлакоудалением футерованные экраны работают при более в
ы-
соких температурах, че
м при твердом удалении шлака, и взаимодействуют с пленкой жи
д-
кого шлака.
Условный коэффициент загрязнения в этом случае определяют по формуле
H
3
3
10
25
,
0
53
,
0
t
-
ￗ
-
=
x
,
(6.23)
где
H
3
t
–
температура начала плавления шлака, принимается на
50 °С ниже темпер
а
туры
жидкоплавкого состояния золы
3
t
.
Для плоскости, отделяющей объем топки от входа в ширмовый пароперегреватель
(выходное окно), условный коэффициент загрязнения определяется с учетом теплообмена
между объемами газо
в верхней части топки и в зоне ширм:
x￰
=
x
2>
,
(6.24)
где
x
–
условный коэффициент загрязнения экранной поверхности, принимается по табл.
6.1 таким же, как для настенных экранов;
b
–
коэффициент,
учитывающий взаимный
те
п-
лообмен между топкой и поверхностью нагрева
.
Коэффициент
b
определяется по форм
у-
ле
B
J
ﾢ
ﾢ
=
b
A
,
(6.25)
где
A
–
температурный коэффициент, принимающий следующие значения: 1100
°С
–
для
твердых топлив; 900 °С
–
для мазута; 700 °С
–
для природного газа.
Далее по формуле (6.26) или рис. 6.5 определяется температура газов на выходе из
топки
(
)
273
10
67
,
5
~
1
6
,
0
A
@
3
0
A
A
11
3
,
0
0
B
-




￪
￪
￫
￩
j
y
ￗ
+
=
J
ﾢ
ﾢ
-
Vc
B
T
F
u
MB
T
,
(6.26)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
50
где
(
)
A
Vc
–
средняя суммарная теплоемкость
продуктов сгорания 1 кг или 1 м
3
то
п
лива
(
)
B
0
B
B
A
J
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
-
=
H
Q
Vc
,
(6.27)
где
B
H
ﾢ
ﾢ
–
энтальпия продуктов сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м
3
) на выходе из топки,
определяемая по принятой ранее температуре
B
J
ﾢ
ﾢ
и избытк
у
воздуха на выходе из то
п
ки
B
a
по табл. 4.4.
Если найденная температура газов на выходе из топки
B
J
ﾢ
ﾢ
отличается от принятой
ранее больше, чем на ± 30 °С, то необходимо уточнить значение критерия Бугера
Bu
с
учетом нового значения
B
J
ﾢ
ﾢ
и п
о
вторить расчет заново.
Рис. 6.5. Номограмма для определения температуры газов на выходе из топки
B
J
ﾢ
ﾢ
, °С


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
52
@
?>
2
;
?>
B
F
q
Q
h
=
,
(7.1)
где
?>
F
–
площадь поверхности стен и потолка топки, занятая пароперегревателем, м
2
;
2
h
–
коэффициент неравномерности тепловосприятия для потолка и верх
ней части то
п
ки;
его значения принимаются по табл. 7.1;
;
q
–
среднее тепловое напряжение экранов топки
(ра
с
чет выполняется по
формуле (
6.29
)
), кВт/м
2
.
ɧɚɄɉɉ







Рис. 7.1. Схема движения пара в радиационных наст
енных поверхностях нагрева барабанного
парового котла. 1
–
барабан; 2
–
экран потолка и задней стены конвективной шахты; 3
–
экраны
г
о
ризонтального газохода; 4
–
экраны передней стены конвективной шахты; 5
–
экраны боковой
стены конвективной шахты; 6
–
пов
ерхность водяного экономайзера; 7
–
ширмовый пароперегр
е-
ватель
Таблица 7.1
Коэффициенты неравномерности тепловосприятия по высоте топки
Характеристики топки
Значение
2
h
для верхней части
топки
Значение
2
h
для по
толка топки
Пылеугольная топка с жи
д
ким
шлакоудалением
0,7
0,6
Пылеугольная топка с тве
р
дым
шлакоудалением
0,8
0,6
–
0,7
*
Мазутная топка
0,6
0,5
Газовая топка
0,8
0,6
* меньшее значение
–
для бурых углей
Тепловосприятие поверхностей нагрева в области
горизонтального газохода
(кДж/кг)
, можно найти из следующего выражения:
(
)
@
3
2
3
0
3
1273
B
F
T
q
Q
=
,
(7.
2
)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
53
а поверхностей в поворотной камере из выражения
, кДж/кг
(
)
(
)
@
?
2
?
25
,
0
?
0
?
1273
2,8
B
F
T
s
q
Q
=
,
(7.3)
здесь
0
q
–
удельное теплонапряжение поверх
ности
, кВт/м
2
,
при средней температуре г
а-
зов в горизонтальном газоходе 1000 °С и в поворотной камере
–
890 °С (см. табл. 7.2);
3
T
–
средняя температура газов в горизонтальном газоходе, К. Принимается ориентир
о-
вочно
(
)
2
?
B
3
T
T
T
+
ﾢ
ﾢ
=
, где
?
T
–
температура газов на входе в поворотную камеру
;
3
B
?
J
D
-
ﾢ
ﾢ
=
T
T
, где
3
J
D
–
величина снижения температуры газов в горизонтальном газ
о-
ходе. Принимается
3
J
D
= 250
–
500 °С. Меньшие
значения
–
250
–
300 °С принимаются при
н
а
личии двухрядных ширм и настенных поверхностей нагрева в горизонтальном газоходе,
большие
–
400
–
500 °С
–
при наличии, кроме ширм, 2
–
3 пакетов конвективного паропер
е-
гревателя;
3
F
,
?
F
–
площади поверхности стен, закрытых экранами, горизонтального г
а-
зохода и поворотной камеры, м
2
;
?
?
?
6
,
3
F
V
s
=
–
эффективная толщина излучения объема
газов в пов
о
ротной камере.
Таблица 7.2
Значения удельных тепловых напряжений
0
q
, кВт/м
2
, настенных экранов
Горизонтальный г
а
зоход
Поворотная камера
Вид топлива
стены
стены
подвесные тр
у
бы
Твердое
30
30
38
Мазут
34
33
40
Природный газ
40
35
45
Учет тепловосприятия труб в тракте рабочей среды определяе
тся местом распол
о-
жения этой поверхности в водопаровой схеме котла. В барабанном котле суммарное те
п-
ловосприятие радиационного пароперегревателя составит
, кДж/кг
:
?
3
?>
@?
Q
Q
Q
Q
+
+
=
,
(7.4)
Прирост энтальпии пара
@?
h
D
, кДж/кг, в ра
диационном пароперегревателе опред
е-
ляется по формуле
(
)
2?
?
@
@?
@?
D
D
B
Q
h
-
=
D
,
(7.
5
)
где
2?
D
–
расход воды на впрыск
, кг/с
.
В экранах топки и радиационных настенных п
о-
верхностях общий расход рабочей среды меньше, чем выход перегретого п
ара на колич
е-
ство воды (конденсата), используемой для регулирования перегрева во впрыскивающих
пароохладителях
2?
D
(см. рис.7.2)
.
Обычно принимают
2?
D
= (0,05
–
0,07)
?
D
, где
?
D
–
номинальный расход п
е
регретого пара на выходе из котла, кг/с.
Найденная величина
@?
h
D
позволяет определить энтальпию пара на входе в посл
е-
дующие поверхности пароперегревателя согласно принятой схеме его компоновки. Во
з-
можный вариант ко
мпоновки пароперегревателей барабанного котла представлен на рис.
7.2.
В барабанном котле в радиационный потолочный пароперегреватель поступает, как
правило, насыщенный пар после выхода из барабана с энтальпией
(
)
(
)
1
=
p
t
h
h
s
ﾢ
ﾢ
=
,
кДж/кг
. Т
о
гда энтал
ьпия пара за радиационным пароперегревателем составит
, кДж/кг


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
54
@?
=
@?
h
h
h
D
+
=
ﾢ
ﾢ
.
(7.
6
)
По величине
@?
h
ﾢ
ﾢ
и давлению пара за радиационным пароперегревателем
@?
p
н
а-
ходят температуру перегретого пара на выходе из
пароперегревателя
–
(
)
@?
@?
@?
,
h
p
f
t
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
,
°С,
где
?
@?
)
1
,
1
09
,
1
(
p
p
-
=
.
ɩɢɬɚɬɟɥɶɧɚɹ
ɜɨɞɚ
ɩɚɪɧɚɬɭɪɛɢɧɭ







б
p
рпп
p
шпп
p
пе
p
пе
D
вэ
D
пп
D
впр
D
пв
p


б
p
t
s
рпп
t


пе
t
ш
t


пв
t
кп
t

т



ш



кп



Рис. 7.2. Принципиальная схема включения пароперегревателей
в паровой тракт бар
а
банного
котла
: 1
–
барабан котла; 2
–
радиационный пото
лочный пароперегреватель; 3
–
ширмовый пар
о-
перегреватель; 4
–
впрыскивающий пароохладитель; 5
–
конденсатор пара на впрыск; 6
–
конве
к-
тивный пароперегреватель; 7
–
водяной экономайзер
8. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОСПРИЯТИЯ ШИРМОВОЙ ПОВЕРХНОСТИ
ПАР
ОПЕР
Е
ГРЕВАТЕЛЯ
8.1. Распределение давления в водопаровом
тракте котла
Для определения
энтальпий рабочей среды в поверхностях нагрева парового тракта
котла необходимо знать распределение давлений вдоль водопарового тракта. При отсу
т-
ствии таких сведений н
а типовом котле, взятом за прототип, производится оценка гидра
в-
лических сопротивлений отдельных поверхностей нагрева на основе статистических да
н-
ных по серии типовых котлов.
В этих целях обычно весь водопаровой тракт котла разбивают на три участка: вод
я
но
й
экономайзер
с органами регулирования расхода воды, поверхности топочной камеры (для пр
я-
моточного котла) и пакеты пароперегревателей (включая радиационный) за пред
е
лами топки.
В котлах с естественной циркуляцией экраны топочной камеры работают сам
о-
стояте
льно, они замкнуты на барабан и не оказывают влияния на изменение давлений в


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
55
эк
о
номайзерном и перегревательном тракте.
Перепад давления в пароперегревательном
тракте (от барабана до выходного (паросборного) коллектора перегретого пара) обычно
соста
в
ляет ок
оло 12 % давления перегретого пара, т.е.
?
?
12
,
0
p
p
=
D
. При этом внутри
перегревательного тракта принимают гидравлическое сопротивление радиационного п
а-
роперегревателя и ширмовых поверхностей
–
(0,2
–
0,5)
?
p
D
, где большее значе
ние соо
т-
ветствует двухступенчатым ширмам, остальное
–
относится к змеевиковым пакетам ко
н-
вективного пароперегр
е
вателя. Сопротивление экономайзера составляет 4
–
7 % давления
перегретого пара, т.е.
?
M
)
07
,
0
04
,
0
(
p
p
-
=
D
, где большая цифра соответствует выпо
лн
е-
нию эконома
й
зера в две ступени с самостоятельными входными коллекторами в каждой
ступени.
В итоге в котле с естественной циркуляцией давление в барабане котла составит
?
?
?
1
12
,
1
p
p
p
p
=
D
+
=
, давление пара на выходе из радиационного пароперегревателя
?
@?
)
1
,
1
09
,
1
(
p
p
-
=
, на выходе из ширмового пароперегревателя
?
H?
)
06
,
1
04
,
1
(
p
p
-
=
, а
давление воды на входе в экономайзер
?
M
1
?
)
19
,
1
16
,
1
(
p
p
p
p
-
=
D
+
=
.
Гидравлическое сопротивление водопарового тракта прямоточного котла СКД
(всех трех участках) составл
яет
?
:
)
25
,
0
2
,
0
(
p
p
-
=
D
и при давлении перегретого пара в
выходном коллекторе котла 25 МПа (255 кгс/см
2
) значение
:
p
D
= 5
–
6,25 МПа. В том чи
с-
ле эк
о
номайзер
–
:
1
,
0
p
D
, подвесные трубы и экраны конвективной шахты (в га
зоплотном
котле)
–
:
2
,
0
p
D
, экраны топочной камеры, горизонтального газохода и поворотной кам
е-
ры
–
:
)
5
,
0
4
,
0
(
p
D
-
, ширмовые пароперегревательные поверхности
–
:
1
,
0
p
D
и конвекти
в-
ный змеевиковый пароперегреватель
:
)
2
,
0
1
,
0
(
p
D
-
.
В итоге давление питательной воды на входе в экономайзер прямоточного котла
СКД составляет
?
?
)
25
,
1
2
,
1
(
p
p
-
=
= 30
–
31,3 МПа.
Сопротивление пароводяного тракта прямоточного котла докритического давления
несколько меньше
–
:
p
D
= 4
–
5 МПа, а распределение сопротивления по участкам можно
принять таким же, как при СКД.
Давление пара, поступающего из ЦВД турбины на вторичный перегрев, принимают
?
2
)
2
,
0
15
,
0
(
p
p
-
=
ﾢ
, при этом меньшее значение
?
)
16
,
0
15
,
0
(
p
-
относится к сверхкрит
и-
ческому давлению. Сопротивление парового промперегревателя составляет
2
p
D
= 0,2
–
0,3
МПа, тогда
2
2
2
p
p
p
D
-
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
.
8.2. Поверочный расчет ширмового пароперегревателя
Поскольку конструктивные размеры шир
мовой поверхности на выходе из топки
до
с
таточно жестко связаны с размерами топки (см. рис. 6.1), обычно
габаритные размеры
ширм и необходимые конструктивные размеры перед и
х
тепловым расчетом принимают
на основе эскиза котла и выполняют поверочный тепловой
расчет ширмовой повер
х
ности.
Эскизная разработка выполняется с помощью заводских проектных чертежей (поперечн
о-
го и продольного разрезов) и включает определение основных конструктивных характ
е-
ристик (в
ы
соту, глубину ширм, расстояние между ширмами, диаметр,
шаг и число труб в
лентах ширм, число ширм), схемы включения по обеим средам (взаимное движение сред,
число ходов, наличие перебросов и пароохладителей), а также данные по температурам
сред на входе в пароперегреватель
–
H
J
ﾢ
и
H
t
ﾢ
(см. рис. 8.1).


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
56
т



ш



A
;
;
ш
t

ш
t


1
s
т
b
Ȼ

;
:
ȼɢɞȺ
B
1
s
ш
B

d
2
s
ш
B

B
A
ш
n
ш
n
ɧɚɩɪɚɜɥɟɧɢɟ
ɞɜɢɠɟɧɢɹ
ɝɚɡɨɜ
т



ш



Рис. 8.1. Эскиз
ширмового пароперегревателя
Задачей поверочного расчета ширмового пароперегревателя является определение
при известных конструктивных характеристиках значений температуры
газов за ширмами
H
J
ﾢ
ﾢ
и температуры пара на выходе из них
H
t
ﾢ
ﾢ
.
В основу поверочной методики расчета ширмового пароперегревателя положена
методика последовательного приближения температуры газов на выходе из ширмовой п
о-
верхности
H?
J
ﾢ
ﾢ
, обеспечивающей равенство между количеством
воспринятого лучистого
тепла из топки
;
H?
Q
, а так же
лучистого и конвективного тепла отданного пароперегрев
а-
телю от проходящих между ширмами газов
1
H?
Q
и количеством тепла переданного в пр
о-
цессе теплопередачи через поверхность нагр
е
ва
B
H?
Q
, т.е.
B
H?
Q
=
1
H?
Q
.
Рекомендуется тепловосприятие ширм определять в целом для всей поверхности
без
разделения на отдельные ходы (по пару) или ступени (по газу). Ширмы находятся в
зоне температур газов, при которых возможно шлакование их поверхности
1
B
H
t
>
J
ﾢ
ﾢ
=
J
ﾢ
.
Поэтому шаг между соседними ширмами
(
1
s
) выбирается таким, ч
тобы во всех возмо
ж-
ных случаях исключить перекрытие свободного пространства между ними нарастающим
до определенного предела слоем шлака. Рекомендуется выбирать
1
s
= 0,55
–
0,8 м
(см.
табл. 2.2)
. Отсюда чи
с
ло ширм в одной ступени по ширин
е газохода
1
1
B
1
-
=
s
b
z
,
(8.1)
где
B
b
–
ширина газохода (ширина котла, см. рис. 6.1), м.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
57
Полученное значение
1
z
принимают целым числом и желательно четным.
На основе полученных данных о конструкци
и ширм определяется число пара
л-
лельно включенных труб в одной ленте ширмы:
(
)
1
2
2
H
H
+
D
-
=
s
B
B
n
,
(8.2)
г
де
B
–
ширина ширмы
, м;
(
)
=
H
8
2
d
B
-
=
D
–
зазор между лентами, м;
=
d
–
наружный ди
а-
метр труб (реком
ендован в табл. 2.2);
=
2
1
,
1
d
s
=
–
продольный шаг труб в ленте ширмы, м.
Обычно число труб в ленте
H
n
= 15
–
25, в котлах большой мощности
–
до 50 шт.
Массовая скорость пара в ширмах
<
H?
w
, кг/(м
2
с) опред
еляется по действительному
ра
с
ходу пара в ширмах
2?
?
?
D
D
D
-
=
, кг/с
(см. рис. 7.2)
H
1
2
2
E
?
<
H?
0,785
n
z
d
n
D
=
w
,
(8.2)
где
d
-
=
2
=
2
d
d
–
внутренний диаметр труб
, м
;
d
–
толщина стенки труб
, м
;
E
n
–
число
ходов пара в ширмах; при разделении ширм на крайние и средние с последовательным
прохождением пара через них (сначала крайние, потом через средние),
E
n
= 2.
Такая ко
м-
поновка пароперегревателя характерна для большинства котлоагр
егатов с
D
≥
75
т
/
ч.
В
о
с
тальных случаях
(для котлов
c
D
< 75
т
/
ч
)
пар одновременно параллельно проходит все
ширмы, т
о
гда
E
n
= 1.
Для обеспечения надежного охлаждения металла труб ши
рм массовая скорость п
а-
ра должна составлять
<
H?
w
= 800
–
1200 кг/(м
2
с)
–
в паровых котлах
с паропроизводител
ь-
ностью до 1600 т/ч;
<
H?
w
= 1500
–
2000 кг/(м
2
с)
–
для паровых котлов с паропроизвод
и-
тельностью с 1600 т/ч до 265
0 т/ч и газомазутных котлов большой
мощности
.
При наличии вслед за первой ступенью второй ступени ширм, их ширина суммир
у-
ется
2
1
B
B
B
+
=
; а высота и шаг между соседними ширмами усредняется:
(
)
2
2
1
A
A
A
+
=
;
(
)
2
2
1
1
1
1
s
s
s
+
=
, а ч
исло параллельно включенных труб в одной ленте ширмы равно
(
)
1
4
2
2
H
H
+
D
-
=
s
B
B
n
.
Тепло, полученное прямым излучением из топки, учитывает взаимный теплообмен
между топкой, ширмовым пароперегревателем, потолочным пароперегревателем в районе
ширм и поверх
ностью нагрева за ширмами. Для упрощения расчетов в курсовом проекте
учитываем только тепловосприятие ширм из топки, кДж/кг:
;
2K
;
2
;
H?
Q
Q
Q
-
=
,
(8.3)
где
;
2
Q
–
теплота, полученная ширмовой поверхностью прямым излучением из топки,
о
п-
ределяется интенсивностью теплового потока в верхней части топки, величиной плоск
о-
сти входного сечения ширм и конструктивной характеристикой ширм и может быть на
й-
дена по формуле:
@
2>
;
2
H
;
2
B
F
q
Q
h
b
=
.
(8.4)
Здесь коэффициент
2
h
следует принимать по данным табл
. 7.1 по значениям для верхней
части топки;
H
b
–
коэффициент, учитывающий взаимный теплообмен между объемом
топки и ширмовой поверхностью, определяется по (6.25);
;
q
–
среднее теплов
ое напряж
е-
ние теплообменной поверхности (берется из расчета топки по (6.29))
, кВт/м
2
;
2>
F
–
луч
е-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
59
толщина излучающего слоя в ширмах
1
H
1
1
1
8
,
1
s
B
A
s
+
+
=
,
(8.9)
где
A
,
B
,
1
s
–
высота, ширина и глубина единичной каме
ры, образованной двумя сосе
д-
ними ширмами
, м (см. чертеж котла).
Коэффициент ослабления лучей взвешенными в топочной среде частицами летучей
золы
7
k
определяется по формуле (6.9), 1/(м

МПа) при
условии
замен
ы
B
T
ﾢ
ﾢ
на
H
T
ﾢ
ﾢ
;
?
r
,
7
m
–
объемная доля трехатомных газов и концентрация золовых частиц (приним
а
ются из
табл. 4.1 в колонке для топочной камеры)
;
p
–
давление в топке, принимается 0,1
МПа.
Рис. 8.2. Степень черноты продуктов сгорания
После определения
;
H?
Q
необходимо найти действительную температуру газов з
а
ширмовым пароперегревателем.
Поступают в этом случае так же, как при поверочном
расчете любой конвект
ивной поверхности нагрева. Известными величинами являются:
температура газов
B
H
J
ﾢ
ﾢ
ﾢ
=
J
ﾢ
и теплосодержание газов перед ширмами
B
H
H
H
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
; темпер
а-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
60
тура
@?
H
t
t
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
и энтальпия
@?
H
h
h
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
пара на входе в шир
мы. Известная также и конвекти
в-
ная поверхность нагрева ширм, за которую принимают удвоенную плоскость, проход
я-
щую по осям труб, с учетом загрязненности межтрубных зазоров:
1
H?
92
,
1
ABz
F
=
,
(8.10)
где
A
,
B
–
высота и ширина ширм
ы
, м
;
1
z
–
число ширм по ширине газохода ко
т
ла
.
Неизвестными величинами являются: температура
H
t
ﾢ
ﾢ
и энтальпия
H
h
ﾢ
ﾢ
пара на в
ы-
ходе из ширм; температура
H
J
ﾢ
ﾢ
и энтальпия
H
H
ﾢ
ﾢ
газов за ширмовой поверхностью нагрева.
Количество теплоты, отданное газами ширмовому пароперегревателю из межтру
б-
ного пространства, кДж/кг
(
)
H
H
1
H?
H
H
Q
ﾢ
ﾢ
-
ﾢ
j
=
,
(8.11)
где
H
H
ﾢ
ﾢ
–
энтальпия га
зов на выходе из ширм, кДж/кг, определяется по
табл. 4.4 по
знач
е
нию
предварительно заданной температуры газов на выходе из ширм
H
J
ﾢ
ﾢ
по колонке
при
B
a
;
j
–
коэффициент сохранения тепла (см. фор
мулу (5.6))
.
Определив величину
1
Q
H?
далее находится значение энтальпии пара на выходе из
ширм
(
)
?
@
;
H?
H?
H
H
D

Q
Q
h
h
1
+
+
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
,
(8.12)
г
де
2?
?
?
D
D
D
-
=
–
расход пара через ширмовый пароперегреватель, кг/с;
?
D
–
ном
и-
нальный расход перегретого пара на выходе из котла, кг/с;
2?
D
–
расход собственного
конденсата на впрыск (оценивался при расчете радиационного пароперегревателя), кг/с.
Количество теплоты, переданное через поверхность нагрева за сч
ет процесса те
п-
лопередачи,
B
H?
Q
, кДж/кг, находят следующим образом.
Живое сечение для прохода газов, м
2
=
1
B
3
H?
Ad
z
Ab
f
-
=
,
(8.1
3
)
где
A
,
B
b
–
размеры газохода во входном сечении
, м;
1
z
–
число ширм по ширине газох
о-
да;
=
d
–
наружный диаметр труб ширм, м.
Скорость газов при средней температуре, м/с
(
)
273
273
3
H?
A
3
@
3
f
V
B
+
J
=
w
,
(8.1
4
)
где
(
)
2
H
H
A
J
ﾢ
ﾢ
+
J
ﾢ
=
J
–
средняя температура газов в ширмах, °С
;
3
V
–
объем газов из табл.
4.1 по колонке для топочной камеры (при
B
a
).
По полученной величине
3
w
находят коэффициент теплоотдачи конвекцией
:
a
по
рис. 8.3
и 8.4
или п
о формуле
s
z
C
C
d
d
0,33
3
65
,
0
3
=
3
=
3
:
Pr
2
,
0
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
n
w
l
=
a
,
(8.1
5
)
где
3
l
,
3
n
,
3
Pr
–
теплопроводность
(принимается по рис. 8.5)
, Вт/
(м

К), кинематическая
вязкость
(принимается по рис. 8.6.),
м2/с и число Прандтля для
газов (и воздуха)
( приним
а-
ется
по рис. 8.
7)
;
z
C
–
поправка на число п
о
перечных рядов труб по ходу газов; при
2
z
< 10
(
)
2
0125
,
0
91
,
0
2
-
+
=
z
C
z
, при
2
z
≥ 10
z
C
= 1; для ширмо
вого пароперегревателя
2
z
прин
и-
мается равным
H
2
n
(формула 8.2);
s
C
–
поправка на компоновку пучка, определяется в з
а-
висимости от относительных шагов: поперечного
d
s
1
1
=
s
и пр
о
дол
ьного
d
s
2
2
=
s
:


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
61
(
)
2
3
2
1
2
1
3
2
1
-




￪
￪
￫
￩
￷
￸
￶
￧
￨
￦
s
-
-
s
+
=
s
C
;
(8.16)
п
ри
1
s
>
3 и
2
s
<
2
следует принять
1
s
= 3; при
1
s
≤ 1,5
и
2
s
≥ 2
следует считать
s
C
= 1.
Чтобы определить коэффициент теплоотдачи излучением
;
a
, необходимо предв
а-
рител
ь
но найти температуру наружных загрязнений труб, °С, по формуле
(
)
3
H?
;
H?
1
H?
@
2
A
7
10
1
F
Q
Q
B
t
t
+
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
a
+
e
+
=
,
(8.17)
где
(
)
2
H
H
A
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
–
средня
я температура пара в ширмах, °С;
e
–
коэффициент загрязн
е-
ния ширмовой поверхности, (м
2

К)/Вт, при сжигании пылевидного твердого топлива пр
и-
нимают по рис. 8.8 в зависимости от свойств топлива (склонности к шлакованию) и сре
д-
ней темпера
туры газов, омывающих ширмы;
2
a
–
коэффициент теплоотдачи от стенки к
раб
о
чей среде (пару), Вт/(м
2

К), который определяется по рис. 8.
9
или по формуле (8.18);
@
B
–
расчетный расход топлива, кг/с;
H?
F
–
поверхность нагрева ширм (см. формулу
(8.10)), м
2
;
1
H?
Q
–
тепловосприятие ширмовой поверхности нагрева, кДж/кг, определяемое
по уравн
е
нию (8.11);
;
H?
Q
–
теплота, воспринятая поверхностью нагрева излучением из
топки или из объема газов перед поверхностью нагрева, кДж/кг (см. формулу (8.3)).
При продольном омывании поверхности нагрева однофазным потоком воды, пара
докр
и
тических параметров, дымовых газов или воздуха коэффициент теплоотдачи
2
a
,
Вт/(м

К), определяется по формуле (8.18) или рис. 8.9
l
d
t
C
C
C
d
d
4
,
0
8
,
0
M
M
2
Pr
023
,
0
￷
￸
￶
￧
￨
￦
n
w
l
=
a
,
(8.18)
где
l
–
теплопроводность, Вт/(м

К);
n
,
–
кинематическая вязкость,
м2
/с;
Pr
–
число
Пра
н
дтля;
l
,
3
n
и
Pr
для газов и воздуха принимаются соответственно по рис. 8.5, 8.6 и
8.7, для воды и пара по справочнику
[
7
]
;
M
d
–
эквивалентный диаметр, м, при теч
е
нии
внутри труб он раве
н внутреннему диаметру
2
M
d
d
=
;
t
!
–
поправка, учитывает влияние
температурного фактора и зависит от температуры потока. При охлаждении газов и во
з-
духа, а также при охлаждении и нагреве воды и пара
t
!
принимается равной един
и
це;
d
C
–
поправка на форму канала; для часто используемых в котлах теплообменных поверхн
о-
стей поправка принимается равной единице;
l
C
–
поправка на относительную длину, уч
и-
тывае
т
ся только
для котельных пучков, для ширм
l
C
= 1.
Средняя скорость пара в ширмах рассчитывается по формуле
, м/с
:
?
?
?
?
f
D
u
=
w
,
(8.19)
где
2?
?
?
D
D
D
-
=
–
расход пара через ширмовый пароперегреватель, кг/с;
(
)
A
A
H?
?
,
t
p
f
=
u
–
средний удельный объем пара, м
3
/кг, определяемый по средним давл
е-
нию
(
)
2
H?
@?
A
H?
p
p
p
+
=
, МПа, и температуре
(
)
2
H?
H?
A
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
, °С;
?
f
–
площадь ж
и-
вого с
е
чения для прохода пара, м
2
, рассчитываемое по формуле
H
1
2
2
?
4
n
z
d
f
p
=
,
(8.20)
где
2
d
–
внутренний диаметр труб ширмового пароперегревателя, м;
1
z
–
количество


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
62
ширм по ширине газохода (см. формулу (8.1);
H
n
–
количество параллельно включенных
тр
убок в одной ширме (см. формулу 8.2).
Рис. 8.3. Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании коридорных гла
д-
котрубных пучков и ширм


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
63
Рис. 8.
4
.
Поправочные к
оэффициент
ы для расчета
теплоотдачи конвекцией при попер
ечном
омывании коридорных гла
д
котрубных пучков и ширм
(к рис. 8.3)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
64
Рис. 8.5. Теплопроводность дымовых г
а-
зов (
l
l
=
l
M
3
) и воздуха:
а
–
дымовые газы
среднего состава (кр
и
вая 1) и воздух (крива
я
2);
б
–
поправка на соде
ржание в
о
дяных паров
Рис. 8.6. Кинематическая вязкость д
ы-
мовых газов (
n
n
=
n
M
3
) и воздуха:
а
–
д
ы-
мовые газы среднего состава (кривая 1) и
воздух (крива
я
2);
б
–
поправка на содерж
а-
ние в
о
дяных паров
а
б
а
б


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
65
Рис. 8.
7
. Числа дымовых г
а
зов
(
Pr
3
Pr
Pr
M
=
) и воздуха:
а
–
д
ы
мовые газы
среднего состава (кривая 1) и воздух (кр
и-
ва
я
2);
б
–
поправка на содержание водяных
п
а
ров
Рис. 8.
8
.
Коэффициент загрязнения ши
р-
м
овых поверхностей нагрева: 1
–
для нешл
а-
кующих углей типа экибасту
з
ских; 2
–
для
умеренношлакующих с очисткой поверхн
о-
стей нагрева; 3
–
для умеренношл
а
кующих без
очистки и сильношлакующих (типа фрезерн
о-
го торфа и канско
-
ачинских углей) с очисткой;
4
–
для
сланцев с очисткой
а
а
а
б


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
66
Коэффициент теплоотдачи излучением продуктов сгорания,
;
a
,
Вт/(м

К),
опред
е-
ляется по температуре газов и з
а
грязненной стенки по формулам (8.21, 8.22) или рис. 8.10
для запыленного потока (при учете излучения золы)
:
A
3
4
A
3
3
A
H
7
8
;
1
1
2
1
10
7
,
5
T
T
T
T
T
a
-
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
-
+
x
ￗ
=
a
-
,
(8.21)
для чистого газового потока
A
3
6
,
3
A
3
3
A
H
7
8
;
1
1
2
1
10
7
,
5
T
T
T
T
T
a
-
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
-
+
x
ￗ
=
a
-
,
(8.22)
где
7
x
–
коэффициент излучения стенок лучевоспринимающих поверхностей парового
котла с учетом загрязнений, принимается в расчетах
7
x
= 0,8;
H
a
–
степень черноты г
а
зов
в ширмах (см. формулу (8.7) или рис. 8.2);
273
7
7
+
=
t
T
–
температура наружных загрязн
е-
ний труб, К;
273
2
H
H
A
+
J
ﾢ
ﾢ
+
J
ﾢ
=
T
–
средняя температура газов в ширмах, К.
Коэффи
циент теплоотдачи от газов, отнесенный к расчетной поверхности ширм
в
ы
числяют по формуле, Вт/(м
2

К)
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
a
+
p
a
x
=
a
;
H
2
=
:
1
2
x
s
d
,
(8.23)
где
x
–
коэффициент использования, принимается по рис. 8.11;
2
s
–
продольный шаг
ширм, м;
=
d
–
наружный диаметр труб, м;
H
x
–
угловой коэффициент ширм, принимае
т
ся
по рис. 6.4.
а
, кривая
4
(при
e
= 0).
Коэффициент теплопередачи
k
, Вт/(м
2

К) в ширмах
учитывает как лучистый, так и
конвективный теплообмен газового потока с поверхностью труб и рассчитывается по фо
р-
муле
1
2
1
H?
;
H?
1
1
1
1
a
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
a
+
e
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
+
+
a
=
Q
Q
k
.
(8.24)
Температурный напор для ширм рассчитывается как среднеарифметическая ра
з-
ность температур газов и пара,
°С
2
2
￸
￸
￸
￸
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
-
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
D
J
J
.
(8.25)
Количество тепла, переданного через стенки труб ширм за счет теплопередачи,
кДж/кг определяют по уравнению конвективного теплообмена
@
3
H?
B
H?
10
B
t
kF
Q
D
=
,
(8.26)
Полученное тепловосприятие
B
H?
Q
с
равнивают с тепловосприятием
1
H?
Q
путем
о
п
ределения расчетной погрешности
–
Q
d
.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
67
Рис. 8.
9
. Коэффициент теплоотдачи конвекцией
при продольном омывании для перегретого пара
d
C
=
2
a
=
a


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
68
Рис. 8.10. Коэффициент теплоотдачи излучением: для запыленного потока дымовых газов
H
=
;
a
a
=
a
; для незапыленного потока
3
H
=
;
!
a
a
=
a


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
69
Рис. 8.11. Коэ
ф
фициент и
с
пол
ь-
зов
а
ния ширмовой поверхности н
а-
гр
е
ва
%
100
1
H?
1
H?
B
H?
Q
Q
Q
Q
-
=
d
.
(8.27)
Расчет поверхности считается законченным, если
Q
d
≤ 2 %,
при этом окончател
ь-
ными считаются температуры и тепловосприятия, вошедшие в уравнения баланса.
Если полученное расхождение между
1
H?
Q
и
B
H?
Q
превышает допустимую п
о-
грешность расчетов, то необходимо выполнить расчет второго приближения, задавшись
новым значением температуры газов за ширмами. При
1
H?
Q
>
B
H?
Q
необхо
димо у
величить
температуру
H
J
ﾢ
ﾢ
по сравнению с ранее заданной температурой на выходе из ширм, если
1
H?
Q
<
B
H?
Q
, то
H
J
ﾢ
ﾢ
необходимо
уменьшить
.
Если и после второго приближения расхо
ж-
дение между обоими значениями тепловосприятий
1
H?
Q
и
B
H?
Q
окажется больше указа
н-
ного предела
Q
d
, истинная температура
может быть найдена
методом линейной интерп
о-
ляции (эк
с
траполяции) по значениям,
полученным в первом и втором приближении.
При аналитической интерполяции расчетная конечная температура газов на вых
о
де
из ширм
(
H
J
ﾢ
ﾢ
)
определяется из равенства
(
)
(
)
(
)
(
)
1
B
H?
1
H?
2
B
H?
1
H?
H
H
2
B
H?
1
H?
H
H
Q
Q
Q
Q
Q
Q
-
-
-
J
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
-
+
J
ﾢ
ﾢ
=
J
ﾢ
ﾢ
.
(8.28
)
Здесь индексы
1
и
2
относятся соответствен
но к первому и второму приближениям. Н
а-
хождение искомой температуры
H
J
ﾢ
ﾢ
возможно также путем графической интерполяции.
По завершению расчета ширмовой поверхности нагрева
находят энтальпию пара на
выходе из пароперегр
е
вателя
(
)
?
@
;
H?
B
H?
H
H
D
B
Q
Q
h
h
+
+
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
.
(8.2
9
)
9. РАСЧЕТ КОНВЕКТИВНОГО ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЯ
При курсовом проектировании
парового котла считается методически правил
ь
ным
выполнять тепловой расчет конвективного пароперегревателя конструктивным м
е
тодом с
определением необходим
ых теплообменных поверхностей при номинальной производ
и-
тельности и принятых показателях экономичности и надежности работы
.
Проектирование конвективного пароперегревателя начинают с эскизной прорабо
т-
ки поверхности с выбором конструктивных характеристик:
диаметра труб поверхн
о
сти
нагрева пароперегревателя, поперечного и продольного шагов, числа труб, их располож
е-
ния, габаритов газохода, площадей проходных сечений, эффективной толщины излуча
ю-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
70
щего слоя
. Рекомендуемые значение некоторых конструктивных характ
еристик разли
ч-
ных по испо
л
нению конвективных пароперегревателей представлены в табл. 2.2.
Составление компоновочной схемы и схемы движения сред в проектируемом п
а-
роперегревателе (по типу рис. 7.2): размещение пароперегревателя в газовом тракте ко
т
ла,
вза
имное движение сред, число их ходов, наличие пароохладителей выполняется с пом
о-
щью заводских проектных материалов (чертежей) и в строгом соответствии с зад
а
нием на
проектирование.
Пароперегреватели горизонтального газохода (см. рис. 9.1) имеют коридорное
ра
с-
положение труб, что ослабляет наружные загрязнения, пароперегреватели конвекти
в
ной
шахты чаще всего имеют шахматное расположение (интенсифицируется теплоо
б
мен).
кп



ш



1
s
d
2
s
кпп
b
кпп
2
1
b
кпп
h
кпп
b
кп
t

кп
t


Рис. 9.1. Эскиз конвективного пароперегреват
еля, расположенного в горизонтальном газох
о-
де
:
1
–
входной коллектор; 2
–
выходной коллектор; 3
–
пакет конвективного пароперегреват
е
ля; 4
–
узел крепления (подвеска); 5
–
паросборный коллектор
По выбранному поперечному шагу труб
1
s
и ширине газохода
B
b
, которая равна
ширине топки рассчитывается число труб пароперегревателя в ряду
1
1
B
1
-
=
s
b
z
,
(9.1)
Пароперегреватели котельных агрегатов средней и большой мощности и высоких
параметров имеют несколько
ступеней с приращением энтальпии в каждой на 250
–
420
кДж/кг и перемешиванием пара за каждой ступенью. Для регулирования температуры п
е-
регрева пароперегреватели оснащаются пароохладителями, как правило впрыскива
ю
щего
типа. Наличие пароохладителя отражается
на величине поверхности нагрева пароперегр
е-
вателя: чем больше принята величина впрыска
2?
D
, тем больше будет его поверхность
н
а
грева.
Количество тепла, воспринятого в конвективном пароперегревателе, кДж/кг


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
71
(
)
;
:?
:
?
@
?
1
:?
Q
h
h
B
D
Q
-
ﾢ
-
=
,
(
9.2)
где
;
:?
Q
–
переизлучение теплоты из топки
, кДж/кг, п
ринимаем, что вся энергия излуч
е-
ния топочного объема, прошедшая ширмы, поглощается в конвективном пароперегрев
а-
теле. Тогда
;
2K
;
:?
Q
Q
=
;
:
h
ﾢ
,
?
h
–
энтальпии пара на входе и на выходе из конвективного
пароперегревателя
, кДж/кг
. Величина
(
)
?
?
?
,
t
p
f
h
=
является функцией заданных пар
а-
метров перегретого пара (давлении и температуры)
, кДж/кг
;
?
D
–
расход пе
регретого п
а-
ра, кг/с (указан в з
а
дании
на
курсово
й
проект).
Если в конвективный пароперегреватель пар поступает из впрыскивающего пар
о-
охладителя, тогда энтальпия
:
h
ﾢ
определяется по формуле
, кДж/кг
2?
H
:
h
h
h
D
-
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
,
(9.3)
где
2?
h
D
–
уменьшение энтальпии пара во впрыскивающем пароохладителе
, кДж/кг
(
)
2?
H?
?
2?
2?
h
h
D
D
h
-
ﾢ
ﾢ
=
D
,
(9.4)
где
2?
D
–
расход собственного конденсата на впрыск (см. расчет радиационного пароп
е-
регревателя), кг/с;
2?
h
–
энтальпия конденсата,
кДж/кг,
принимается в расчетах равной
э
н
тальпии насыщенной воды, определяемой по давлению в барабане котла
–
(
)
(
)
1
2?
P
t
h
h
s
ﾢ
=
[7]
.
По найденной величине
1
:?
Q
определяют энтальпию газа на выход
е из конвекти
в-
ного пароперегревателя
, кДж/кг
0
E
?
1
:?
:
:
H
Q
H
H
a
D
+
j
-
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
,
(9.5)
где
H
:
H
H
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
–
энтальпия газов на входе в конвективный пароперегреватель, кДж/кг;
j
–
коэффициент сохранения тепла (см. §5.1
–
формула (5.6));
?
a
D
–
величина присосов во
з-
духа в пароперегревателе (см. табл. 3.3);
0
E
H
–
энтальпия
присосанного
холодного возд
у-
ха,
кДж/кг,
о
п
ределяе
тся
по табл. 4.4 при расчетной температуре
E
t
и
a
= 1.
Зная энтальпию газов за конвективным пароперегревателем из табл. 4.4 находят
те
м
пературу газов
:
J
ﾢ
ﾢ
по колонке для конвективного пароперегревателя (при
?
a
ﾢ
ﾢ
).
Если
пароперегреватель или его часть сос
тоит из одного противоточного или пр
я-
моточного участка, то температурный напор, °С, для него определяют по формуле
<
1
<
1
lg
3
,
2
t
t
t
t
t
D
D
D
-
D
=
D
,
(9.6)
е
сли
со
отношение
<
1
t
t
D
D
≤ 1,7
, то температурный напор можно определить по упроще
н-
ной формуле
, °С
A
A
<
1
2
t
t
t
t
-
J
=
D
+
D
=
D
,
(9.7)
где
1
t
D
,
<
t
D
–
соответственно большая и меньшая разность температур теплон
о
сителей,
°
C
,
определяемая для разных схем тока теплоносителей следу
ю
щим образом (см. рис.
9
.
2
):
для пря
моточной схемы большая и меньшая разность температур будет опред
е-
ляться как


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
72
t
t
ﾢ
-
J
ﾢ
=
D
1
,
t
t
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
=
D
<
для противоточной схемы
t
t
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
=
D
,
t
t
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
=
D
индекс «б» ставится у температурного напора, который бол
ьший из двух, «м»
–
у котор
о
го
температурный напор меньше
;
J
–
температура греющей среды (газов);
t
–
темпер
а
тура
нагреваемой среды (пара); ш
трих характеризует вход, два штриха
–
выход теплон
о
сителя.
t
F





t

t


ɜɯɨɞ
ɜɵɯɨɞ
F
ɜɯɨɞ
ɜɵɯɨɞ





t

t


б
t

м
t

t

,

t
,

t

Рис. 9.2.
К определению температурного напора между газовым потоком и рабочей средой
при вз
а
имном движении сред:
а
–
прямоточное;
б
–
противоточное
Температурный напор для сложной схемы (например, двухпоточное движение п
а
р
а
по ширине газохода, последовательное по ходу газов прямоточно
-
противоточное движ
е
ние)
определяется как для простой (противоточной) с поправочным коэффициентом
y
< 1, уч
и-
тывающим отличие интенсивности теплообмена в поверхности для сл
ожной схемы
, °С
:
?@
t
t
D
y
=
D
.
(9.8)
Здесь
2
1
y
y
=
y
, если имеет место совмещение двухпоточного движения пара по ширине
газохода со смешанным движением в каждом потоке. Значения коэффициентов
1
y
и
2
y
приведены в табл. 9.1 в зависимости от вида движения среды (пара) по отношению к газ
о-
вому потоку и разности температур между газовым потоком и рабочей средой (паром) на
выходе из поверхности
–
t
m
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
=
.
Таблица 9.1
Значения попра
вочных коэффициентов к температурному напору
Значение
1
y
Значение
2
y
Два параллельных хода
рабочей среды
Смешанное движение
Значение
t
m
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
=
прямоточные
противоточные
при
?@
A
= 0,5
при
?@
A
= 0,3
m
> 350 °C
1
,
0
1,0
1,0
1,0
m
=
100
–
300
°C
0,87
–
0,98
0,97
–
1,0
0,98
–
1,0
0,99
–
1,0
m
=
50
–
100
°C
0,82
–
0,87
0,95
–
0,97
0,97
–
0,98
0,99
m
=
0
–
50
°C
не рекоменд.
0,85
–
0,95
0,94
–
0,97
0,98
m
<
0
°C
исключается
0,84
0,9
0,97
Примечание: 1. Значение
?@
A
–
доля поверхности прямотока по отношению к полной повер
х
ности; 2. При
отсутствии смешанно
го движения в потоке
2
y
= 1, в случае только смеша
н
ного движения в одном потоке
по ширине газохода
–
1
y
= 1.
а
б


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
73
Значение скорости газов, м/с, в конвективной поверхности нах
о
дят из выражения
(
)
3
:?
A
3
@
3
273
273
f
V
B
+
J
=
w
,
(9.9)
где
@
B
–
расчетный расход топлива, кг/с;
3
V
–
объем газов
, м
3
/кг, принимается
из табл. 4.1
по колонке для пароперегревателя (при
?
a
ﾢ
ﾢ
);
(
)
2
:
:
A
J
ﾢ
ﾢ
+
J
ﾢ
=
J
–
средняя температура
газов в
конвективном пароперегревателе, °С;
3
:?
f
–
площадь живого сечения для прохода
г
а
за, м
2
(
)
=
1
B
:?
3
:?
d
z
b
h
f
-
=
,
(9.10)
где
:?
h
–
средняя высота пакета конвективного пароперегревателя, м (см. рис. 9.1);
B
b
–
ширина газохода, м;
1
z
–
количество рядов труб пакета по ширине газохода;
=
d
–
нару
ж-
ный диаметр труб, м.
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
:
a
при коридорном расположении труб н
а-
ходят по формуле (8.15) или
по
рис. 8.3 и 8.4. Теплофизические параметры дымовых газов
о
п
ределяются по средней температуре газа в конвективном пароперегревателе
(
)
2
:
:
A
J
ﾢ
ﾢ
+
J
ﾢ
=
J
, °С
.
Средняя скорость пара в конвективном пароперегревателе рассчитывае
тся по фо
р-
муле
, м/с
:
?
?
?
?
f
D
u
=
w
,
(
9
.1
1
)
где
?
D
–
расход пара через конвективный пароперегреватель, кг/с (см. задание на курс
о-
вой проект);
(
)
A
A
:
?
,
t
p
f
=
u
–
средний удельный объем пара, м
3
/кг, определяемый по
средн
им давлению
(
)
2
?
H?
A
:?
p
p
p
+
=
, МПа, и температуре
(
)
2
:
:
A
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
, °С;
?
f
–
площадь живого сечения для прохода пара, м
2
, рассч
и
тываем
ая
по формуле
1
2
2
?
4
z
d
f
p
=
,
(
9
.
1
2)
где
2
d
–
внутренний
диаметр труб конвективного пароперегревателя, м;
1
z
–
кол
и
чество
труб по ширине газохода (см. формулу (9.1).
Затем по формуле
(8.18) или рис. 8.9
определяют коэффициент теплоотдачи от
сте
н
ки пароперегревателя к пару
2
a
.
Для определения коэффициента теплоотдачи излучением
;
a
, Вт/(м
2

К), необход
и-
мо предварительно оценить температуру наружных загрязнений труб, °С, по формуле
(
)
3
:?
;
:?
1
:?
@
2
A
7
10
1
F
Q
Q
B
t
t
+
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
a
+
e
+
=
,
(9.13)
где
(
)
2
:
:
A
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
–
средняя
температура пара в
конвективном пароперегревателе
, °С;
2
a
–
коэффициент теплоотдачи от стенки к рабочей среде (пару), Вт/(м
2

К);
@
B
–
расче
т-
ный расход топлива, кг/с;
1
:?
Q
–
тепловосприятие ко
нвективной поверхности нагрева,
кДж/кг, определяемое по уравнению (9.2);
;
:?
Q
–
теплота, воспринятая поверхностью н
а-
грева изл
у
чением из топки или из объема газов перед поверхностью нагрева, кДж/кг (см.
комментарий к формуле (9.2));
:?
F
–
поверхность нагрева
конвективного пароперегрев
а-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
74
теля
м
2
.
Принимается
на данном этапе расчетов как
2
1
:?
=
:?
z
z
h
d
F
p
=
, где
1
2
:?
2
-
=
s
b
z
–
число рядов труб по ширине пакета (по ходу движения газов), где
:?
b
–
ширина пакета
(принимается
по
чертеж
у
прототипа котла);
2
s
–
продольный шаг труб пучка (см. рек
о-
мендации табл. 2.2);
e
–
коэффициент загрязнения конвективной поверхности, (м
2

К)/Вт.
Для коридорного располо
жения труб в пучке и при сжигании пылевидного твердого топл
и
ва
e
принимают ра
в
ным 0,0043 (м
2

К)/Вт, при сжигании жидкого топлива
e
= 0,003 (м
2

К)/Вт
.
При шахматном расположении
труб в пучке и при сжигании твердог
о топлива коэффициент
загрязнения
e
при расчете коэффициента теплопередачи определяе
т
ся по формуле
e
D
+
e
=
e
d
C
!
D
0
,
(9.14)
где
0
e
–
исходный коэффициент загрязнения, м
2

К)/Вт, зависит от скорости газов и
отн
о-
сительного продольного шага труб
2
s
и определяется по рис. 9.3;
D
!
–
поправка на
фракционный состав золы, характеризуемый качеством частиц золы, имеющих размер б
о-
лее 30 мкм (значением
30
R
).
Эта поправка определяется по формуле
7
,
33
lg
18
,
1
1
30
D
R
!
-
=
,
(9.15)
где значение
30
R
можно принять равным
3
0
-
60 %
. При отсутствии надежных данных по
фракционному составу золы эту поправку следует принять: для всех углей и сланцев
D
!
= 1; для торфа
D
!
= 0,7;
d
!
–
поправка на диаметр (см. рис. 9.
3
);
e
D
–
поправка, завис
я-
щая
от температуры газов, типа поверхности и сорта сжигаемого топлива, (м
2

К)/Вт, пр
и-
нимается
для пароперегревателей: при сжигании каменных углей
e
D
= 0,0026; при сжиг
а-
нии бурых углей
e
D
= 0,0034; для второй ступени и одноступенчатого водяного экон
о-
майзера: при сжигании каменных углей
e
D
= 0,0017; при сжигании бурых углей
e
D
=
0,0026; для второй ступени водяного экономайзера: для всех топлив
e
D
= 0.
Рис. 9.3. Коэфф
и
циент загря
з
нения при
сжигании твердого т
о
п
л
и
в
а для ша
х
матных
гладкотру
б
ных пучков


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
75
Эффективную толщину излучающего слоя в конвективном пароперегревателе о
п-
ределяют в зависимости от наружного диаметра труб
=
d
, их поперечного
1
s
и продольн
о-
го
2
s
ш
а
гов
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
-
p
=
1
4
9
,
0
2
=
2
1
=
:
d
s
s
d
s
.
(9.16)
Далее определяют суммарную оптическую толщину запыленного газового потока
по формуле
(
)
:
7
7
?
3
:
ps
k
r
k
kps
m
+
=
,
(9.17)
где
3
k
–
коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сго
рания (
2
RO
,
O
H
2
),
1/(м

МПа), определяется по формуле (6.8) или рис. 6.2 при условии замены
B
T
ﾢ
ﾢ
на знач
е-
ние температуры газов на выходе из конвективного пароперегревателя
–
273
:?
:?
+
J
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
T
,
а вместо
B
s
значение
:?
s
;
7
k
–
коэффициент ослабления лучей взв
е
шенными в топочной
среде частицами летучей золы, 1/(м

МПа), определяется по формуле (6.9), при условии
з
а
мены
B
T
ﾢ
ﾢ
на
:
T
ﾢ
ﾢ
;
?
r
,
7
m
–
объемная доля трехатомных газов и концентрация золовых
частиц (принимаются из табл. 4.1 в колонке для пароперегревателя);
p
–
давление в то
п-
ке, прин
имается 0,1 МПа.
Степень черноты газов в конвективном пароперегревателе
:
a
определяется вел
и-
чиной суммарной оптической толщины запыленного газового потока
:
kps
:
1
:
kps
e
a
-
-
=
.
(9.18)
Степень черноты можно
оценить по номограмме 8.2, построенной на основании
формулы (8.7).
Затем по формуле (8.21) или рис. 8.10 по средней температуре газов
(
)
2
:
:
A
J
ﾢ
ﾢ
+
J
ﾢ
=
J
, °С,
находят вел
и
чину коэффициента теплоотдачи излучением
;
a
,
Вт/(м
2

К).
О
бщий коэффициент теплоотдачи от газов к стенки труб конвективного паропер
е-
гревателя
;
:
1
a
+
a
=
a
.
(9.19)
Коэффициент теплопередачи пароперегревателей с коридорным расположением
труб в пучке при сжигании любых топлив, Вт/(м
2

К)
2
1
1
1
a
a
-
y￰
=
k
,
(9.20)
где
y
–
коэффициент тепловой эффективности, находят по табл. 9.2.
По этой же формуле находят коэффициент теплопередачи и для пароперегреват
е-
лей с шахматным расположением труб при работе котлоагрегата на мазуте и га
зе.
При шахматном расположении труб и работе на твердом топливе
, Вт/(м
2

К)
1
2
1
1
1
a
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
a
+
e
+
a
=
k
,
(9.21)
где
e
–
коэффициент загрязнения конвективной поверхности, (м
2

К)/Вт.
Коэффициент тепловой эффективности при работе котла на ма
зуте выбирается в
зависимости от скорости газов из табл. 9.3. При сжигании газа
y
= 0,85.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
76
Таблица 9.2
Коэффициент тепловой эффективности при сжигании твердых топлив
Марка топлива
Необходимость очистки
Коэффициент тепловой
э
ф
фективно
сти
y
АШ и тощие угли
требуется
0,6
Каменные, бурые угли кр
о-
ме канско
-
ачинских
требуется
0,65
Бурые канско
-
ачинские у
г-
ли, фрезерный торф, древ
е-
сина
требуется
0,6
Подмосковный уголь
не требуется
0,7
Сланцы
требуется
0,5
Табли
ца 9.3
Коэффициент тепловой эффективности при сжигании жидких топлив
Поверхность нагрева
Скорость газов
3
w
, м/с
Коэффициент тепловой
э
ф
фективности
y
Пароперегреватели в ко
н-
вективной шахте при очис
т-
ке дробью; ко
ридорные п
о-
верхности в горизонтальном
газоходе без очистки
4
–
12
12
–
20
0,65
–
0,6
0,6
Переходные зоны, первые и
вторые ступени экономайз
е-
ров с очисткой дробью
4
–
12
12
–
20
0,7
–
0,65
0,65
–
0,6
Экономайзеры котлов малой
мощности (при температуре
питательной вод
ы 100 °С и
ниже)
4
–
12
0,55
–
0,5
Если пароперегреватель рассчитывается в один прием, то после подсчета средних
величин
k
и
t
D
при конструкторском расчете определяется необходимая поверхность н
а-
грева
, м
2
,
из форму
лы теплообмена:
3
@
1
:?
:?
10
t
k
B
Q
F
D
=
.
(9.22)
Далее определяют основные конструктивные размеры пароперегревателя. Длина
о
д
ного змеевика пакета конвективного пароперегревателя
, м
1
A
:?
:?
z
d
F
l
p
=
,
(9.23)
где
(
)
2
2
=
A
d
d
d
+
=
–
средний диа
метр труб
, м
.
Действительное число рядов труб по ходу газов
2
z
рассчитывают по средней выс
о-
те змеевиков пароперегревателя
:?
h
(определяется из чертежа, см рис. 9.1)
:?
:?
2
h
l
z
=
.
(9.24)
Ширина пакета п
ароперегревателя по ходу движения газов, м


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
77
2
2
:?
s
z
b
=
.
(9.25)
При использовании обычных змеевиков, когда соседние трубы в змеевике располагаю
т
ся
параллельно, минимально расстояние между трубами определяется предельным ради
у
сом гиба.
Чтобы п
редотвратить недопустимое утонение трубы в месте гиба, радиус гиба
должен быть не менее двух радиусов трубы, поэтому минимальны шаг труб
=
2
2
d
s
=
.
Ширина каждого пакета пероперегревателя должна быть не более 1500
–
1800 мм.
Между пакетами не
обходимо иметь свободное пр
о
странство глубиной (по ходу газов) не
м
е
нее 800 мм для выполнения ремонтных работ и осмотров. Против этого пространства на
стене в обмуровке устанавливают лаз.
10. РАСЧЕТ ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛЯ
10.1. Расчет трубчатого воздухо
подогревателя
С помощью заводских чертежей проектируемого котла выполняется конструкти
в-
ная и компоновочная проработки
трубчатого воздухоподогревателя
: выбираются диаме
т-
ры
d
и шаги труб
1
s
,
2
s
(
см.
рекомендации из
табл
. 2.2
), число потоков по воздуху (см.
рис. 10.1
)
,
о
п
ределя
ют
направление движения газов (продольное
,
внутри труб) и воздуха
(поперечное в шахматном пучке), размеры поперечного сечения конвективной шахты
трубчатого возд
у
хоподогрева
теля
.
После конструктивной проработки осуществляется определение тепловосприятия
трубчатого воздухоподогревателя
.
При этом в первую очередь
учитывают
количестве
ступней
во
з
духоподогревателя
. (см.
§2.1
).
При курсовом проектировании
поверхности нагрева расп
оложенные в конвективной
шахте котельного агрегата и в частности
трубчатый воздухоподогреватель
рассчитывается
конструктивно, т.е. определяется необходимая теплообменная
его
поверхность, при этом
каждая ступень рассчитывается о
т
дельно.
Тепловосприятие
одно
ступенчатого
трубчатого воздухоподогревателя
определяе
т
ся
по
во
з
душной стороне
, кДж/кг
(
)
0
E
0
3
2
3
2
2
H
H
Q
-
￷
￸
￶
￧
￨
￦
a
D
+
b
=
,
(10.1)
где
0
3
H
,
0
E
H
–
энтальпии теоретического объема горячего воздуха на выходе из
воздух
о-
подогревател
я
и
холодного
воздуха на входе в
воздухоподогреватель
, кДж/кг,
определя
е-
мые по табл. 4.4
п
о
значениям
расчетных температур
горячего воздуха
3
t
(
см.
табл.
1.8
)
и
холодного воздуха
E
t
(см.
задани
е на курсовой проект
)
по колонке при
2
b
= 1
;
3
b
–
о
т-
ношение количества горячего воздуха к теоретически необходимому (см. формулу (3.2));
2
a
D
–
присосы во
з
духа в воздухоподогревателе (см. табл.
3.3)
.
По уравнению т
еплового баланса по газовой стороне рассчитывается энтальпия г
а-
зов на входе в воздухоподогреватель
, кДж/кг
0
?@
2
2
2
2
H
Q
H
H
a
D
-
j
+
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
,
(10.2)
где
2
Q
–
тепловосприятие воздухоподогревателя, кДж/кг, определяется по формуле
(10.1);
j
–
коэффициент сохранения тепла (см. формулу (5.6));
C
2
H
H
=
ﾢ
ﾢ
–
энтальпия
г
а-
зов за воздухоподогревателем
(
уходящих газов
)
, кДж/кг
,
определяется по
C
J
из табл. 4.4
при избытке воздуха в продуктах сгорания з
а воздухоподогревателем
2
a
ﾢ
ﾢ
;
0
?@
H
–
колич
е-
ство те
п
ла, вносимого присасываемым воздухом, кДж/кг, определяется по табл. 4.4. при


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
78
средней температуре подогреваемого воздуха
(
)
2
E
3
A
t
t
t
+
=
по колонке для
2
b
= 1.
По значению энтальпии
2
H
ﾢ
по табл. 4.4. по колонке при
2
a
ﾢ
ﾢ
обратной интерпол
я-
цией определяют температуру газов на входе в воздухоподогреватель
–
2
J
ﾢ
, °С
.
Минимальный темпера
турный напор на «горячем» конце воздухоподогревателя
, °С
3
2
3>
t
t
-
J
ﾢ
=
D
.
(10.3)
Рис. 10.1. Эскиз трубчатого
двухступенчатого двухпоточного
воздухоподогревателя
: 1
–
вход
воздуха; 2
–
легкозаменяемые кубы первой ступени
(холодный пакет); 3
–
опорная рама; 4
–
вт
о
рой
и третий ходы первой ступени; 5
–
экономайзер первой ступени; 6
–
кубы второй ступени во
з
дух
о-
п
о
догревателя; 7
–
выход горячего воздуха; 8
–
линзовые компенсационные уплотнения;
9
–
эк
о
н
о
майзер второй с
тупени; 10
–
конвективный пароперегреватель
C
2?
J
=
J
ﾢ
ﾢ
E
t
E
t
3
t
3
t
:
J
ﾢ
ﾢ
2M
J
ﾢ
ﾢ
2M
J
ﾢ
ﾢ
2?
J
ﾢ
ﾢ
2
B
a
2
B
a
B
b
2
B
a
:
a
D


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
79
Значение
3>
t
D
должно быть не менее 25
–
30 °С, в противном случае при слишком ни
з
ком
значении
3>
t
D
неоправданно возрастает площадь поверхности нагрева. В таком случае н
е-
об
ходимо снизить температуру подогрева воздуха либо перейти на двухступенчатую ко
м-
поновку поверхности. На данном этапе также рекомендуется выполнять оценку отн
о
шения
2
2
E
3
2
J
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
-
=
t
t
k
,
(10.4)
которое для при сжигании газообразного и жидкого топлива со
ставляет 1,15
–
1,25; при
сжигании каменных углей, антрацита
–
1,25
–
1,35; при сжигании бурых углей
–
1
,35
–
1
,
4
5.
При
двухступенчатой
компоновке воздухоподогревателя расчет тепловосприятий
начинается с первой по воздуху ступени воздухоподогревателя
, задавшись
температурой
воздуха на выходе из первой ступени
–
2?
t
ﾢ
ﾢ
, °С
.
Температурой воздуха на выходе из первой ступени воздухоподогревателя задаю
т-
ся исходя из минимума затрат на изготовление воздухоподогревателя и экономайзера.
Для
п
о
лучения до
статочного температурного напора на холодном конце экономайзера первой
ступени температура воздуха за первой ступенью
воздухоподогревателя
должна прев
ы-
шать температуру питательной воды,
°
С:
?
2?
t
t
=
ﾢ
ﾢ
+(10
–
15) °C
,
(10.5)
где
?
t
–
температура питательной воды, °С;
C
J
–
температура уходящих газов, °С.
Тепловосприятие первой ступени воздухоподогревателя, кДж/кг
(
)
0
E
0
2?
2
2?
2?
2
H
H
Q
-
￷
￸
￶
￧
￨
￦
a
D
+
b
ﾢ
ﾢ
=
.
(10.6)
Здесь
2
3
2?
a
D
+
b
=
b
ﾢ
ﾢ
–
коэффициент избытка воздуха н
а выходе из первой ступени во
з-
духоподогревателя, где
3
b
–
отношение количества горячего воздуха к теоретически нео
б-
ходимому (см. формулу (3.2));
2
a
D
–
присосы во
з
духа в воздухоподогревателе (см. табл.
3.3);
0
2?
H
–
энтальпия воздуха на выходе из первой ступени воздухоподогревателя, кДж/кг,
о
п
ределяется по табл. 4.4 по принятой температуре воздуха
2?
t
ﾢ
ﾢ
по колонке для
2
b
= 1.
Зная количество тепла, воспринимаем
ого первой ступенью, можно определить э
н-
тальпию, кДж/кг, и следовательно температуру газов перед первой ступенью воздухоп
о-
догревателя:
0
?@
2
2?
2?
2?
H
Q
H
H
a
D
-
j
+
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
,
(10.
7
)
где
2?
Q
–
тепловосприятие первой ступени воздухоподогревателя, кДж/к
г, определяется
по формуле (10.6);
j
–
коэффициент сохранения тепла (см. формулу (5.6));
C
2?
H
H
=
ﾢ
ﾢ
–
энтальпия газов за первой ступенью воздухоподогревателя (уходящих газов), кДж/кг, о
п-
ределяется по
C
J
из табл. 4.4 при избытке воздуха в продуктах сгорания за воздухоп
о-
догревателем
2
a
ﾢ
ﾢ
;
0
?@
H
–
количество тепла, вносимого
в первой ступени воздухоподогр
е-
вателя
присасываемым воздухом, кДж/кг, определяется по табл. 4.4
. при средней темпер
а-
туре подогреваемого воздуха
(
)
2
E
2?
A@
t
t
t
+
ﾢ
ﾢ
=
по к
о
лонке для
2
b
= 1.
По значению энтальпии
2?
H
ﾢ
по табл. 4.4. по колонке при
2
a
ﾢ
ﾢ
обратной интерпол
я-
цией о
п
ределяют темпер
атуру газов на входе в воздухоподогреватель
–
2?
J
ﾢ
, °С
.
Далее
выполняется расчет температурного напора (по формуле 10.10) и конструирование
соо
т-
ветствующей
ступени воздухоподогревателя.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
80
Расчет тепловосприятия
и конструирование
воздухо
подогревателя второй ступени
целесообразно выполнять после расчета водяного экономайзера
перв
ой ступени
при и
з-
вестных значениях энтальпии и температуры газов на входе в водяной экономайзер пе
р-
вой ступени (она же энтальпия газов на выходе из второй ступени
воздухоподогрев
а
теля
2?
2M
H
H
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
)
. При этом тепло, воспринятое второй ступенью воздухоподогревателя нах
о-
дится с воздушной стороны по фо
р
муле
, кДж/кг
:
(
)
0
2?
0
3
2
3
2?
2
H

Q
-
￷
￸
￶
￧
￨
￦
a
D
+
b
=
,
(10.8)
где
0
3
H
–
энтальпии теоретического объема
горячего воздуха на выходе из
второй ступ
е-
ни
воздухоподогревателя
, кДж/кг,
определяется по табл. 4.4
п
о
значению
температур
ы
горяч
е
го воздуха
3
t
(
см.
табл.
1.8
)
по колонке при
2
b
= 1;
0
2?
H
–
эн
тальпия воздуха на
входе во второю ступень воздухоподогревателя (на выходе из первой ступени), кДж/кг,
определяется по табл. 4.4 по принятой те
м
пературе воздуха
2?
t
ﾢ
ﾢ
по колонке для
2
b
= 1.
Энтальпия газов перед вто
рой ступенью воздухоподогревателя в таком случае о
п-
ределяется по уравнению
, кДж/кг
0
?@
2
2?
2?
2?
H
Q
H
H
a
D
-
j
+
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
,
(10.9)
где
2?
Q
–
тепловосприятие второй ступени воздухоподогревателя, кДж/кг, определяется
по формуле (10.8);
j
–
коэффициент сохранения тепла (см. формулу (5.6));
2M
2?
H
H
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
–
энтальпия газов за второй ступенью воздухоподогревателя (перед первой ступенью вод
я-
ного экономайзера), кДж/кг, определяется по
2M
2?
J
ﾢ
=
J
ﾢ
ﾢ
из табл. 4.4 при изб
ытке во
з
духа
в пр
о
дуктах сгорания за воздухоподогревателем
2?
a
ﾢ
ﾢ
;
0
?@
H
–
количество тепла, вносимого
в
о
второй
ступени воздухоподогревателя присасываемым воздухом, кДж/кг, определяе
т
ся
по табл. 4.4. при средней температ
уре подогреваемого воздуха
(
)
2
2?
3
A@
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
=
по к
о-
лонке для
2
b
= 1.
Температурный напор в трубчатом воздухоподогревателе определяют как для пр
о-
тивоточной схемы движения газов и воздуха, но с учетом поправочного коэффицие
н
та
y
на перекрестное движение сред
, °С
:
?@
2
t
t
D
y
=
D
,
(10.10)
г
де
?@
t
D
–
среднелогарифмический температурный напор, °С, определенный для против
о-
точной схемы движения теплоносителей (см. формулы (9.6) и (9.7));
y
–
поправочный к
о-
эффициент, зависящий от числа перекрестных ходов воздуха. Рекомендуется прин
и
мать
следующим:
y
= 0,85
–
для двух ходов воздуха;
y
= 0,9
–
для трех ходов воздуха;
y
= 0,95
–
для четырех ходов воздуха;
y
= 1,0
–
для числа ходов воздуха равное и больше п
я
ти.
Для определения коэффициента теплопередачи
2
k
принимают скорость газов
3
w
=
9
–
12 м/с,
а скорость воздуха
2
w
= 4,5
–
7 м/с.
Полное число т
р
уб воздухоподогревателя для прохода газов составит:
(
)
3
2
3
A
3
@
B
273
273
f
V
B
z
w
+
J
=
,
(10.11)
где
@
B
–
расчетный расход топлива, кг/с;
3
V
–
объем газ
ов, м
3
/кг, принимается из табл. 4.1
по колонке для
воздухоподо
гревателя (при
âï


);
(
)
2
2
2
A
J
ﾢ
ﾢ
+
J
ﾢ
=
J
–
средняя температ
у-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
81
ра газов в
воздухоподогревателе
, °С;
3
:?
f
–
внутренне
сечени
е трубы
для прохода газа
в
тру
б
чатого воздухоподогревателе
, м
2
2
2
3
2
785
,
0
d
f
=
,
(
10
.1
2
)
где
2
d
–
внутренний
диаметр труб
, м.
Размеры трубчатого воздухоподогревателя в плане определяются выбранными ш
а-
гами труб
1
s
и
2
s
. Тогда при известном размере ширины корпуса трубчатого воздухоп
о-
догревателя, принимаемому обычно равным ширине фронта котла (топки)
–
B
b
, определ
я-
ется число труб в одном ряду по ширине воздухоподогревателя
1
1
B
1
-
=
s
b
z
.
(10.13)
Зная общее число труб
B
z
, включенных параллельно по газам и число труб в ряду
1
z
, можно определить число рядов труб по глубине конвективной шахты
1
B
2
z
z
z
=
.
(10.14)
Тогда
полная глубина т
рубной поверхности (по ширине конвективной шахты)
2
2
B
s
z
a
=
.
(10.15)
При двух
-
четырех поточном выполнении трубчатого воздухоподогревателя (см. рис.
2.5) трубная поверхность разделяется соответственно на 2
–
4 пакета, между которыми со
з-
даются
внутренние раздающие воздушные короба, каждый из которых размером по ширине
:
a
D
= 1,3
–
1,4 м (двух
поточный
вариант) и
:
a
D
= 0,7
–
1,0 м (трех
-
четырех
поточный
вар
и-
ант). Тогда общая ширина трубчатого воздухоподогревателя
сост
а
вит:
(
)
:
?>
B
2
1
a
n
a
a
D
-
+
=
,
(10.16)
где
?>
n
–
число потоков воздуха в трубчатом воздухоподогревателе.
Коэффициент теплоотдачи от газов к стенки
1
a
, Вт/(м
2

К) можно найти по рис.
10.2 и 10.3
по скорости газо
в
3
w
и внутреннему диаметру труб
2
d
или
по
формуле (8.18),
где
l
–
те
п
лопроводность газов, Вт/(м

К);
n
–
кинематическая вязкость газов,
м
2
/с;
Pr
–
чис
ло Прандтля для газов, принимаются соответственно по рис. 8.5, 8.6 и 8.7 по средней
температуре г
а
зов
(
)
2
2
2
A
J
ﾢ
ﾢ
+
J
ﾢ
=
J
, °С
.
Коэффициент теплоотдачи от стенки к нагреваемому воздуху
2
a
, Вт/(м
2

К) можно
найти по рис.
10.4 и 10.5
по скорости воздуха
2
w
и наружному диметру труб
=
d
или по
формуле (10.17)
s
z
C
C
d
d
0,33
2
6
,
0
2
=
2
=
2
:
Pr
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
n
w
l
=
a
,
(10.17)
где
2
l
,
2
n
,
2
Pr
–
теплопроводность,
Вт/(м

К), кинематическая вязкость,
м2
/с и число
Прандтля для
воздуха
(и
газов
) (принима
ю
тся по рис.
8.5
–
8.7);
z
C
–
поправка на число
попере
ч
ных рядов труб по ходу газов; при
2
z
<
10
и
1
s
<
3,0
5
,
2
12
,
3
05
,
0
2
-
=
z
C
z
;
при
2
z
<
10
и
1
s
≥ 3,0
2
,
3
4
02
,
0
2
-
=
z
C
z
;
при
2
z
≥ 10
z
C
= 1;
s
C
–
поправка на компоновку пучка,
определяется в зависимо
сти от поперечного
шага
d
s
1
1
=
s
и
параметра
1
2
1
1





;
(
10
.1
8
)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
82
Рис. 10.2. Коэффициент теплоотдачи конвекцией при продольном омывании для во
з
духа и
дымовых газов: при охлаждении дымовых газов
l
C
!
D
=
:
a
=
a
; при нагревании во
з
духа
l
C
!
D
=
:
ﾢ
a
=
a


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
83
Рис. 10.3.
Поправки для определения коэффициента теплоотдачи при продольном омывании
для воздуха и дымовых газов (к рис. 10.2)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
84
Рис. 10.4. Коэффи
циент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании шахматных гла
д-
котрубных пучков
D
=
:
C
C
!
s
z
a
=
a


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
85
Рис. 10.5. Поправочные коэффициенты для определения коэффициента теплоотдачи конвекц
и-
ей при поперечном омывании шахматных гладкотрубных пучков (
к рис. 10.4)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
86
2
2
2
1
2
4
1
s
+
s
=
s
ﾢ
;
(10.19)
2
s
ﾢ
–
средний относительный диагональный шаг труб,
7
,
1
1
,
0
ﾣ
j
<
s
1
,
0
34
,
0
s
j
=
s
C
; при
5
,
4
7
,
1
ﾣ
j
<
s
: для
1
s
<
3
5
,
0
275
,
0
s
j
=
s
C
;
для
1
s
≥ 3
1
,
0
34
,
0
s
j
=
s
C
.
Коэффициент теплопередачи в воздухоподогревателе, Вт/(м
2

К)
2
1
2
1
a
+
a
a
a
x
=
k
,
(10.20)
г
де
x
–
коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия п
о-
ве
рхности нагрева вследствие неравномерности ее омывания газами. Для трубчатых во
з-
духоп
о
догревателей
x
x
x
D
-
=
0
.
(10.21)
Значение
0
x
составляет: для мазута
–
0,85, для остальных топлив
–
0
,
9
, для второй («гор
я-
чей») ступени
–
0,75 (антрацит и торф) и 0,9
–
бурые угли. Значение
x
D
=
0,1
–
0,15
–
для
двух
-
(трех
-
) ходового воздухоподогревателя с одной (двумя) промежуточными трубными
до
с
ками;
x
D
= 0,05
–
в остальных случаях.
Поверхность н
агрева воздухоподогревателя, м
2
3
2
2
@
2
10
t
k
Q
B
F
D
=
.
(10.2
2
)
После определения площади поверхности нагрева воздухоподогревателя
2
F
, м
2
по среднему диаметру труб
A
d
находят необходимую полную высоту возд
ухоподогр
е-
вателя, м
B
A
2
2
z
d
F
h
p
=
.
(10.23)
г
де
B
z
–
полное число т
р
уб воздухоподогревателя для прохода газов (см. формулу
(10.11).
Далее определяют высоту одного хода воздухоподогревателя (для одного пот
о-
ка), м
(
)
(
)
?>
2
=
1
2
A
0
2
2
@
E
273
273
n
d
z
x
t
V
B
h
w
-
+
b
=
,
(10.24)
где
(
)
2
2
2
2
A
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
–
средняя температура воздуха в воздухоподо
г
ревателе, °С;
?>
n
–
число потоков воздуха (при однопоточной схеме
?>
n
= 1; при двухп
о
точной
?>
n
= 2; п
ри
четырехпоточной
?>
n
= 4);
x
–
характерный размер стороны подвода воздуха в воздух
о-
подогреватель, м. Если воздух подведен к воздухоподогревателю с боковой ст
о
роны
2
a
x
=
, если с задней либо с пер
едней
B
b
x
=
.
Число ходов воздуха
E
2
E>
h
h
z
=
.
(10.25)
Число ходов должно быть целым. Нецелое число округляют до ближайшего цел
о
го
и производят уточнение скорости воздуха и коэффициента теплопередачи, если изм
е
нение
скорости
воздуха оказалось больше 10
%.
Нужное р
е
шение получают вариацией шага
труб
1
s
или скорости воздуха. В целях уменьшения размера поверхности
2
F
жел
а
тельно


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
87
иметь число поперечных ходов воздуха
6
4
E>
-
=
z
.
Высота одного хода не должна пр
е-
вышать
E
h
= 3
–
4 м
.
Высота
трубчатого воздухоподогревателя
, м:
￥
+
=
>
E>
E
2
h
z
h
h
,
(10.26)
где
>
h
–
высота ремонтного разрыва между соседними пакетами (по ходу газов)
воздух
о-
по
догревателя
(
разрыв выполняется, как правило, между первым и вторым ( по возд
у
ху)
ходами для облегчения смены интенсивно корродирующего куба первого хода
)
. Далее
ра
з
рывы предусматриваются после двух или нескольких ходов с учетом возможной длины
труб, исп
ользуемых для
трубчатого воздухопогревателя
(до 9 м) Выс
о
та разрыва
–
600
–
1200 мм.
Воздухоподогреватель
набирается из отдельных кубов, размеры которых должны
удовлетворять требованию железнодорожного габарита.
Для
трубчатых воздухоподогревателей
и других
поверхностей в конвективной
шахте, при сжигании твердых топлив, дающих плотные отложения, должна быть пред
у-
смотрена дробе
вая
оч
и
стка.
10.2.
Расчет регенеративного воздухоподогревателя
Тепловоспри
ятие регенеративного воздухоподогревателя
2
Q
(конструкция пре
д-
ставлена на рис. 2.6)
и энтальпия газов перед воздухоподогревателем
2
H
ﾢ
определя
ю
тся
также как и при расчете трубчатого во
з
духоподогревателя по формулам (10.1) и (10.2).
Скорость газов при номинальной нагрузке
рекомендуется принимать
3
w
= 9
–
11
м/с, а воздуха
2
w
=
(0,75
–
0,9)
3
w
. Для обеспечения самоочистки поверхности регенер
а-
тивного воздухоподогревателя рекомендуется при номинальной нагрузке принима
ть ск
о-
рости ближе к верхнему пределу. Условия омывания теплообменной поверхности в газ
о-
вом и воздушном потоках одинаковы, поэтому при расчете теплообмена в регенеративном
воздухоподогревателе коэффициенты теплоотдачи в обоих потоках оказываются близк
и-
ми по
величине.
Коэффициент теплопередачи в регенеративном воздухоподогревателе
k
, Вт/(м
2

К)
может быть найден по уравнению
(
)
8
,
0
2
3
8
8
5
,
0



￪
￫
￩
w
+
w
x
=
A
k
,
(10.27)
где
8
x
–
коэффициент использования поверхности регенератив
ного воздухоподогреват
е-
ля
. Принимается
8
x
= 1 при сжигании природного газа,
8
x
= 0,89
–
при сжигании всех о
с-
тальных топлив;
A
–
коэффициент определяющий интенсивность теплообмена. Для гор
я-
чей
части регенеративного воздухоподогревателя:
A
= 11 при сжигании твердого топлива,
A
= 10,5 при сжигании жидкого топлива,
A
= 13,5 при сжигании газообразного топлива.
Для холодно части регене
ративного воздухоподогревателя:
A
= 8 при сжигании твердого
топлива,
A
= 7,5 при сжигании жидкого топлива,
A
= 9 при сжигании газообразного то
п-
лива.
Если расчет корпуса регенеративного возд
ухоподогревателя производится без ра
з-
деления на горячую (интенсифицированная набивка) и холодную (неинтенсифицирова
н-
ная набивка) части, то коэффициент теплопередачи определяют из условия осреднения
цифрового коэффициента
A
с учетом со
отношения горячей и холодной частей (обычное
соотношение этих частей соответственно 0,7 и 0,3 и значение
A
= 10,1).
Расчетная поверхность нагрева одного корпуса регенеративного воздухоподогрев
а-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
88
теля, м
2
, определяется по формуле
:
2
2
@
@2
n
t
k
Q
B
F
D
=
,
(10.28)
г
де
@
B
–
расход топлива на котел, кг/с;
2
Q
–
тепловая нагрузка воздухоподогревателя,
кДж/кг;
2
t
D
–
температурный напор воздухоподогревателя, °С, принимается равным
?@
t
D
–
среднелогарифмическому температурному напору, °С, определенному для прот
и-
воточной схемы движения теплоносителей (см. формулы (9.6) и (9.7));
:
n
–
число корп
у-
сов регенеративного воздухоподогревателя, установлен
ных на один паровой котел. Рек
о-
мендуется устанавливать 2
–
4 корпуса регенеративного воздухоподогревателя на котел,
(большее количество на котлах с
D
≥ 265
кг/с).
Обычно регенеративный воздухоподогреватель устанавливают в один ряд за
ко
н-
вективной шахтой котла. При этом суммарная ширина, занимаемая воздухоподогреват
е-
лем (с учетом прохода между ними), не должна превышать ширину фронта котла.
Полный секундный объем газов, проходящий через регенеративный воздухоподо
г-
реватель при средней т
емпературе
(
)
2
2
A
2
5
,
0
J
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
=
J
. Составляет
(
)
273
273
A
2
3
@
A5
+
J
=
V
B
V
.
(10.29)
Расчетное проходное сечение корпуса регенеративного воздухоподогревателя, м
2
,
обеспечивающее пропуск объема газов
A5
V
со скоростью
3
w
, имеет значение:
:
3
A5
@
n
V
f
w
=
.
(10.30)
В табл. 10.1 приведены выпускаемые заводами типоразмеры регенеративных во
з-
духоподогревателей и проходные сечения их «горячей части», по которой делается выбор
соответствующего типового
регенеративного
во
здухоподогревателя. При необходимости
уточняется
либо скорость газов, либо число корпусов регенеративного воздухоподогрев
а-
теля.
Таблица 10.1
Проходные сечения регенеративного воздухоподогревателя по газу и по воздуху
Сечения «горячей» части, м
2
Заводская
маркиро
в
ка
Диаметр ротора,
@
d
,
м
по воздуху
по газам
РВП
-
3600
3,6
2,69
4,03
РВВ
-
41
4,1
3,80
5,56
РВВ
-
46
4,6
4,55
6,81
РВП
-
5100
5,1
5,67
8,50
ВПР
-
1
5,3
6,12
9,18
РВВ
-
54
5,4
6,70
9,70
РВВ
-
56
5,6
6,85
10,26
РВВ
-
62
6,2
8,50
12
,73
РВВ
-
68
6,8
11,18
16,15
ВПР
-
6
7,2
12,53
18,10
ВПР
-
8
7,4
13,23
19,12
ВПР
-
98
9,8
29,50
29,50


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
89
Поверхность набивки регенеративного воздухоподогревателя высотой в 1 м
1
F
, м
2
,
при выбранном диаметре ротора определяется по формуле:
(
)
@
;
1
85
,
0
75
,
0
d
n
F
-
=
.
(10.31)
Здесь 0,75
–
коэффициент, учитывающий долю объема корпуса регенеративного воздух
о-
подогревателя
, занятого рабочей поверхностью листов теплообменной набивки для ди
а-
метров
@
d
≤ 7,4
м; при
@
d
≥ 9,8
м
–
0,85;
;
n
–
расчетное количество листов набивки по
окружности ротора:
(
)
d
+
=
M
@
;
14
,
3
d
d
n
.
(10.32)
Здесь диаметр ротора
@
d
подставляется в мм;
M
d
–
эквивалентный диаметр
проходного
сечения между листами набивки; в расчете принимается в среднем
M
d
= 9,7 мм;
d
–
то
л-
щина листа набивки; она составляет 0,6
–
0,8 мм
–
в горячей части и 1,2
–
1,5 мм
–
в холо
д-
ной или 0,9 мм
–
в среднем.
С уч
етом (10.32) средняя поверхность 1 м высоты набивки будет составлять:
2
@
1
222
d
F
=
(для
@
d
≤ 7,4
м) и
2
@
1
252
d
F
=
(для
@
d
≥ 9,8
м).
Расчетная высота регенеративного воздухоподогревателя
, м,
о
пределяется по фо
р-
муле:
1
2
2
F
F
h
=
.
(10.33)
11. РАСЧЕТ ВОДЯНОГО ЭКОНОМАЙЗЕРА
Расчету теплообмена в экономайзере предшествует конструктивная и компоново
ч-
ная проработка поверхности
:
выбор диаметра и шагов труб
(см. табл. 2.2)
, распол
о
жение
зм
еевиков в газоходе, исходя из заводских чертежей проектируемого котла, опр
е
деление
числа параллельно включенных труб, определение пр
о
ходных сечений по обеим средам.
Экономайзеры выполняются чаще всего из гладких труб, однако оребрение (пла
в-
ники, мембраны
–
см. рис. 2.3
) внешней стороны труб позволяет улучшить технико
-
экономические п
о
казатели.
Поверхность экономайзера набирается плоскими змеевиками с шахматным расп
о-
ложением труб и поперечным омыванием газами. Как правило, экономайзерные повер
х-
ности размещают
ся в конвективной шахте котла с нисходящим движением газов, при
этом змеевики располагают в плоскостях параллельно фронту котла
(рис. 11.1)
. При т
а
кой
компоно
в
ке наибольшему износу подвергаются только змеевики, расположенные у задней
стены конвективной шах
ты, в результате концентрации золы у внешней обр
а
зующей при
движении газов в поворотной камере.
При сжигании жидких и газообразных топлив допустимо поперечное располож
е-
ние зме
е
виков.
При размещении коллектора экономайзера вдоль боковой стенки шахты число т
руб
в одном ряду пакета экономайзера
1
1
:
1
-
=
s
a
z
.
(11.1)
В случае размещения коллектора параллельно фронту котла число труб в ряду
1
1
B
1
-
=
s
b
z
.
(11.2)


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
91
П
ри двухступенчатой компоновке
экономайзера
необходимо контролировать зн
а-
чение температуры газов за второй ступенью экономайзера (пе
ред второй ступенью во
з-
духоподогревателя)
–
2?
2M
J
J
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
, которая
не должна превышать 520
–
530
°
С,
чтобы осл
а-
бить окалинообразование верхней трубной доски второй ступени
трубчатого воздухоп
о-
догревателя
. На входе во вторую ступень вода должна быт
ь недогретой до к
и
пения
(
(
)
1
2M
P
t
t
s
<
ﾢ
ﾢ
)
.
Это обеспечивает равномерную подачу воды по параллельно вкл
ю
ченным
змеевикам и снижение тепловой разверки.
По величине
1
2
Q
определяется энтальпия воды на выходе из водяного экономайз
е-
р
а, кДж/кг
2
1
2
@
2
2
D
Q
B
h
h
ￗ
+
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
,
(11.5)
г
де
(
)
M
?
2
,
t
p
f
h
ﾢ
=
ﾢ
–
энтальпия питательной воды на входе в экономайзер, кДж/кг
[7]
;
?
p
–
давление питательной воды, МПа
(см. §8.1)
;
2
t
ﾢ
–
температура питательной в
оды на вх
о-
де в экономайзер
, °С
. При расчете одноступенчатого и первой ступени экон
о
майзера
?
2
t
t
=
ﾢ
, при расчете второй ступени
2M
2M
t
t
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
;
2
D
–
расход питательной воды через эк
о-
номайзер котл
а, кг/с
2?
?
?
2
D
D
D
D
-
+
=
,
(11.6)
где
?
D
–
расход перегретого пара, кг/с (см. задание на курсовой проект);
?
D
–
расход
продувочной воды из барабанного парового котла, кг/с, принимают в ра
с
четах
(
)
?
?
02
,
0
005
,
0
D
D
-
=
;
2?
D
–
расход
воды
на впрыск, кг/с, для регулирования перегр
е
ва
во впрыскивающих пароохладителях (см. рис.7.2), принимается
2?
D
= (0,05
–
0,07)
?
D
.
Е
с-
ли производится впрыск собственного конденсата, то
2?
D
= 0.
По найденной энтальпии питательной воды затем определяю
т
температуру пит
а-
тельной воды на выходе из экономайзера
(
)
2
?
2
,
h
p
f
t
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
, °С
[7]
.
Если
2
t
ﾢ
ﾢ
ниже температуры насыщения
(
)
1
2
P
t
t
s
<
ﾢ
ﾢ
, то
в водяном экономайзере и
с-
парения воды не происходит и температурный напор подсчитывается следующим обр
а-
зом.
Если
водяной экономайзер состоит из одного противоточного (как правило) или
прямоточного участка, то температурный напор, °С, для него определяют
по фо
р
муле
<
1
<
1
lg
3
,
2
t
t
t
t
t
D
D
D
-
D
=
D
,
(11.7)
если соотношение
<
1
t
t
D
D
≤ 1,7,
то температурный напор можно определить по упроще
н-
ной формуле
, °С
A
A
<
1
2
t
t
t
t
-
J
=
D
+
D
=
D
,
(
11
.
8
)
где
1
t
D
,
<
t
D
–
соответст
венно большая и меньшая разность температур теплон
о
сителей,
определяемая для разных схем тока теплоносителей следу
ю
щим образом (см. рис.
11
.
2
):
для прямоточной схемы большая и меньшая разность температур будет опред
е-
ляться как
t
t
ﾢ
-
J
ﾢ
=
D
1
,
t
t
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
=
D
<
для противоточной схемы


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
92
t
t
ﾢ
ﾢ
-
J
ﾢ
=
D
,
t
t
ﾢ
-
J
ﾢ
ﾢ
=
D
индекс «б» ставится у температурного напора, который больший из двух, «м»
–
у котор
о
го
температурный напор меньше
;
J
–
температура греющей
среды (газов);
t
–
темпер
а
тура
нагреваемой среды (питательной воды); ш
трих характеризует вход, два штриха
–
выход
т
е
плоносителя.
t
F





t

t


ɜɯɨɞ
ɜɵɯɨɞ
F
ɜɯɨɞ
ɜɵɯɨɞ





t

t


б
t

м
t

t

,

t
,

t

Рис.
11
.2.
К определению температурного напора между газовым поток
ом и рабочей средой
при вз
а
имном движении сред:
а
–
прямоточное;
б
–
противоточное
Если
2
h
ﾢ
ﾢ
окажется больше, чем энтальпия воды на линии насыщения при
1
P
–
:8
h
,
кДж/кг, то следует определить м
ассовую долю пара на выходе из экон
о
майзера:
r
h
h
x
:8
2
2
-
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
,
(11.9)
где
)
(
?
p
f
r
=
–
скрытая
теплота парообразования при давлении
нагреваемой среды
в
в
о-
дяном экономайзере
, кДж/кг.
Для «кипящих» экономайзеров при паросодержании на выхо
де
2
x
ﾢ
ﾢ
≤ 30%
расчет
температурного напора выполняется методом подстановки вместо конечной у
с
ловной
температуры:
(
)
4
,
8
:8
2
1
CA
h
h
p
t
t
s
-
ﾢ
ﾢ
+
=
,
(11.10)
где
(
)
1
p
t
s
–
температура насыщения, °С, при давлении воды в барабане котла
.
При разности температур газов и воды на «холодном» конце экономайзера (или его
ступени) меньше 80 °С (п
ри давлении рабочей среды больше 1,4 МПа
и
температуре пит
а-
тельной воды на входе в экономайзер больше 180 °С
)
температурный напор следует по
д-
считывать
по участкам
:
для нагрева воды
1
t
D
и кип
е
ния
2
t
D
.
Перед расчетом температурного напора
t
D
«кипящего» экономайзера предвар
и-
тельно находят промежуточную температуру газов между участками подогрева
воды и
кипения. Для этого определяется теплосодержание газов между этими участками, кДж/кг
0
E
2
1
2
?
H
Q
H
H
a
j
D
-
+
ﾢ
ﾢ
=
,
(11.11)
где
(
)
@
2
2
:8
1
B
D
h
h
Q
ﾢ
-
=
–
тепло, пошедшее на нагрев воды до кипения
, кДж/кг
.
По величине
?
H
определяется
соответствующая ей температура газов
?
J
по табл.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
93
4.4 в колонке при
2
a
ﾢ
ﾢ
. Средний температурный напор для всего экономайзера, °С
2
2
1
1
2
1
t
Q
t
Q
Q
Q
t
D
+
D
+
=
D
,
(11.12)
где
1
1
2
2
Q
Q
Q
-
=
–
тепло, пошедшее на нагр
ев воды после кипения;
1
t
D
,
2
t
D
–
темпер
а-
турные напоры по участкам до и после кипения, определяются по зависимостям (11.7) и
(11.8) при известных температурах воды и газа на границах участков.
Расчетная скорость воды
в экономайзере, м/с:
@
A
1
2
2
2
2
2
0,785
z
z
z
d
D
u
=
w
,
(11.13)
где
1
z
–
количество параллельных
труб выходящих из одного коллектора (см. формулы
(11.1) и (11.2));
A
z
–
количество сторон
(входных коллекторов) подвода воды;
@
z
–
кол
и-
чество параллельных трубок в одном сечении коллектора;
2
d
–
внутренний диаметр труб,
м;
2
u
–
удельный объем воды, м
3
/кг, определяемый давлением питательной воды
?
p
и
сре
д
ней температурой воды
(
)
2
2
2
A
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
[7]
.
При номинальной нагрузке скорость воды в некипящей части кипящего эконома
й-
зера должна быть не менее 0,3 м/с, в кипящей части не менее 1 м/с. Превышение скорости
воды в экономайзере выше указанных п
ределов нецелесообразно, так как приводит к ув
е-
личению гидравлического сопротивления, при этом теплопередача не интенсиф
и
цируется.
Скорость дымовых газов
, м/с,
определяется для межтрубных промежутков (в ряду
труб) по размерам газохода экономайзера для уст
ановки в конвективной шахте
–
по ее
разм
е
рам в свету (
H
a
и
B
b
):
(
)
3
2
A
3
@
3
273
273
f
V
B
+
J
=
w
,
(11.14)
где
3
V
–
объем газов
, м
3
/
кг (
м
3
/м
3
), определяется по табл.
4.
1
в колонке
для водяного эк
о-
номайз
ера соответствующей ступени;
@
B
–
расчетный расход топлива, кг/с;
(
)
2
2
2
A
J
J
J
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
–
расчетная средняя температура газов в экономайзере, °С;
3
2
f
–
площадь живого сечения для прохода газов, определяется как раз
ность ме
ж
ду полной
площадью поперечного сечения газохода в свету, проходящему через оси поперечного р
я-
да труб, и частью этой площади, занятой трубами, для поперечноомываемых гладкотру
б-
ных пучков
, м
2
:
=
1
B
:
3
2
xd
z
b
a
f
-
=
,
(11.15)
где
x
–
длина пакета
экономайзера, м. Если коллекторы
экономайзера
расположены вдоль
боковой стены, то
B
b
x
=
, если вдоль задней либо п
е
редней
:
a
x
=
.
По условию золового заноса минимальная скорость газов
в
водяном эконом
айзере
должна быть не ниже 6 м/с.
При сжигании твердых топлив и шахматном расположении труб коэффициент те
п-
лопередачи, Вт/(м
2

К) в водяном экономайзере
1
1
1
e￰
+
a
=
k
,
(11.16)
где
e
–
коэффициент загрязнения конвективной по
верхности, (м
2

К)/Вт, определяется
аналогично как и при расчете конвективного пароперегревателя по формуле (9.14);
1
a
–


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
94
общий
коэффициент теплоотдачи,
Вт/(м
2

К) от греющей среды к стенке,
;
:
1
a
+
a
=
a
, где
:
a
–
коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м
2

К) от газов к поверхности, значение
которого можно найти по рис. 10.4 и 10.5 по скорости
газов
3
w
и наружному диме
т
ру
труб
=
d
или по фо
р
муле
s
z
C
C
d
d
0,33
3
6
,
0
3
=
3
=
3
:
Pr
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
n
w
l
=
a
,
(11.17)
где
3
l
,
3
n
,
3
Pr
–
теплопроводность, Вт/(м

К), кинематическая вязкость,
м2
/с и число
Прандтля дымовых газов (принимаются по рис. 8.5
–
8.7);
z
C
–
поправка на чи
сло попере
ч-
ных рядов труб по ходу газов; при
2
z
<
10 и
1
s
<
3,0
5
,
2
12
,
3
05
,
0
2
-
=
z
C
z
; при
2
z
<
10
и
1
s
≥ 3,0
2
,
3
4
02
,
0
2
-
=
z
C
z
;
при
2
z
≥ 10
z
C
= 1;
s
C
–
поправка на компоновку пучка, определ
я-
ется в зависимости от поперечного шага
d
s
1
1
=
s
и параметра
(
)
1
1
2
1
-
s
ﾢ
-
s
=
j
s
;
(1
1
.18)
где
2
2
2
1
2
4
1
s
+
s
=
s
ﾢ
;
(11.19)
2
s
ﾢ
–
средний относительный диагональный шаг труб,
7
,
1
1
,
0
ﾣ
j
<
s
1
,
0
34
,
0
s
j
=
s
C
; при
5
,
4
7
,
1
ﾣ
j
<
s
: для
1
s
<
3
5
,
0
275
,
0
s
j
=
s
C
; для
1
s
≥ 3
1
,
0
34
,
0
s
j
=
s
C
.
Коэффици
ент теплоотдачи излучением
;
a
, Вт/(м
2

К), определяется
только при о
д-
ноступенчатой компоновке конвективных поверхностей нагрева, а также для второй ст
у-
пени экономайзера при двухступенчатой компоновке
по аналогии с расчетом показат
е
лей
р
адиационного теплообмена в ширмовом и конвективном пароперегревател
ях
. Знач
е
ние
коэффициента теплоотдачи излучением
;
a
, Вт/(м
2

К), можно определить
по средней те
м-
пературе газов
(
)
2
2
2
A
J
J
J
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
, °С
по рис. 8.10 или по фо
р
муле (8
.21).
Степень черноты газов в экономайзере
2
a
характеризуется величиной суммарной
оптической толщины запыленного газового пот
о
ка
2
kps
2
1
M
kps
e
a
-
-
=
.
(11.20)
Степень черноты можно оценить по номограмме 8.
2, построенной на основании
формулы (11.20).
Эффективную толщину излучающего слоя в
водяном экономайзере
определяют в
зависимости от наружного диаметра труб
=
d
, их поперечного
1
s
и продольного
2
s
ш
а
гов
￷
￷
￸
￶
￧
￧
￨
￦
-
=
1
4
9
,
0
2
=
2
1
=
2
d
s
s
d
s
p
.
(
11
.
2
1)
С
уммарную оптическую толщину запыленного газового потока
определяют
по
формуле
(
)
2
7
7
?
3
2
ps
k
r
k
kps
m
+
=
,
(
11
.
22
)
где
3
k
–
коэффициент поглощения лучей газовой фазой продуктов сгорания (
2
RO
,
O
H
2
),
1/(м

МПа), определяется по формуле (6.8) или рис. 6.2 при условии замены
B
T
ﾢ
ﾢ
на знач
е-
ние температуры газов на выходе из
экономайзера
–
273
2
2
+
ﾢ
ﾢ
=
ﾢ
ﾢ
J
T
, а вместо
B
s
значение
2
s
;
7
k
–
коэффициент ослабления лучей взвешенными в топочной среде частицами лет
у-


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
95
чей золы, 1/(м

МПа), определяется по формуле (6.9), при условии замены
B
T
ﾢ
ﾢ
на
2
T
ﾢ
ﾢ
;
?
r
,
7
m
–
объемная доля трехатомных газов и концентрация золовых частиц (принимаются из
табл. 4.1 в колонке для
соответствующего экономайзера (при многоступенчатой комп
о-
новке
);
p
–
давле
ние в топке, принимается 0,1 МПа.
При определении значения коэффициента теплоотдачи излучением
;
a
, Вт/(м
2

К),
необходимо учесть, что при сжигании всех твердых и жидких топлив температура загря
з-
ненной стенки
экономайзера
определяется
с
ледующим образом:
C
400
?@
!
60
2
A
7
ﾰ
>
ﾢ
ﾰ
+
=
J
t
t
,
(11.23)
C
400
?@
!
25
2
A
7
ﾰ
ﾣ
ﾢ
ﾰ
+
=
J
t
t
.
(11.24)
При сжигании газообразных топлив
!
25
A
7
ﾰ
+
=
t
t
.
(11.25)
где
(
)
2
2
2
A
t
t
t
ﾢ
ﾢ
+
ﾢ
=
–
средняя температура воды в водяном экономайзере, °С.
Размеры поверхн
ости нагрева
2
F
,
м
2
, обеспечивающей получение необходимого
тепл
о
восприятия
1
2
Q
,
кДж/кг,
определяется по формуле:
3
1
2
@
2
10
t
k
Q
B
F
D
=
.
(11.2
6
)
Полученная расчетом теплообменная поверхность позволяет окончательно
сконс
т-
руир
о
вать экономайзер.
Длина каждого змеевика, определяется по наружному диаметру труб
=
d
, м.
1
=
2
7
z
d
F
l
p
=
.
(11.2
7
)
где
1
z
–
число труб экономайзера, включенных пара
л
лельно.
Число рядов по ходу г
азов (ч
исло петель
)
x
l
z
7
2
=
.
(11.2
8
)
где
x
–
длина пакета экономайзера, м, при расположении коллекторов вдоль боковых ст
е
н
B
b
x
=
, при расположении вдоль задней либо п
е
редней стены
:
a
x
=
.
Число петель должно быть целым или кратным 0,5.
Полная высота пакета экономайзера, м
2
2
2
s
z
h
=
.
(11.2
9)
Экономайзерные поверхности компонуются пакетами высотой 1
,
0
–
1
,
5 м, с разр
ы-
вом между пакетами в
0,
6
–
0,
8 м, для осмотров и выполнения
ремонтных работ в пак
е
тах
трубных змеевиков. Между экономайзером и
трубчатым воздухоподогревателем
разрывы
составляют
0,
8
–
1
,
0 м. В итоге устанавливается высота, которую занимает в конвекти
в
ной
шахте эконома
й
зер.
При компоновке экономайзера «в рассечку» п
ри перебросе воды из первой ступени
во вторую должно осуществляться полное ее перемешивание для снижения температу
р-
ной разверки.
Расчет экономайзера, как и других теплообменных поверхностей, должен быть
проиллюстрирован в расчетно
-
пояснительной записке сх
емой экономайзера (см. рис. 11.1)
и графиком изменения те
м
пературы греющей и нагреваемой сред (см. рис. 11.2).


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
96
12.
СОСТАВЛЕНИЕ ПРЯМОГО БАЛАНСА КОТЛА
Завершающим этапом распределения тепловосприятий является проверка правил
ь-
ности распределения с помощ
ью определения р
асчетн
ой
невязк
и
теплового баланса к
о-
тельного агрегата
, кДж/кг
(
)
￷
￸
￶
￧
￨
￦
-
+
+
+
+
-
h
=
D
100
100
4
1
2M
1
2M
1
:?
1
H?
;
:
@
@
q
Q
Q
Q
Q
Q
Q
Q
,
(12.1)
где
@
=
@
@
Q
Q
=
–
располагаемое тепло в котле, кДж/кг
(см. §5.1)
;
:
h
–
коэффициент полезн
о-
го действия котла (в о
тносительных единицах);
;
Q
–
тепловосприятие поверхности
нагр
е-
ва в топке, кДж/кг;
1
H?
Q
–
тепловосприяти
е
ширмового пароперегревателя, кДж/кг;
1
:?
Q
–
т
е
пловосприятие конвективного пароперегревателя,
кДж/кг;
1
2M
Q
,
1
2M
Q
–
тепловосприятие
первой и второй ступени водяного экономайзера, кДж/кг;
4
q
–
потеря от механического
н
е
дожога, %.
Относительная величина невязки
%
5
,
0
%
100
@
@
ﾣ
D
=
d
Q
Q
Q
,
(12
.2)
Невыполнение условия (12.2), т.е. превышение невязки значения 0,5 %
@
@
Q
, свид
е-
тельствует
,
как правило
,
о наличии логическ
их
и (или)
арифметическ
их
ошиб
о
к
выпо
л-
ненных расчетчиком и
требует пересчета теплового баланса котла для устра
нения п
о-
грешн
о
сти
вычислений
.
В завершении расчета поверхностей нагрева котла выполняется эскизный чертеж
котла (продольный и поперечный разрезы) в выбранном масштабе и составляется сводная
таблица конструктивных и тепловых характеристик поверхностей нагре
ва которые и
с-
пользуются далее при выполнении аэр
о
динамического и гидравлического расчетов.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Теплов
о
й
расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Изд. 3
-
е, перераб. и
доп. С.
-
Петербург: НПО ЦКТИ
-
ВТИ. 1998. 257 с.
2. Липов
, Ю. М. Компоновка и тепловой расчет парового котла: Учебное пособие
для вузов / Ю. М. Липов, Ю. Ф. Самойлов, Т. В. Виленский. М. Энергоатомиздат
:
1988.
208 с.
3.
Липов, Ю.
М. Котельные установки и парогенераторы / Ю. М. Липов, Ю. М.
Третьяков. Москва
-
Иже
вск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2003. 592 с.
4.
Резников, М. И. Паровые котлы тепловых электростанций / М. И. Резников, Ю.
М. Липов. М.: Энергоиздат, 1981. 345 с.
5. Липов
,
Ю. М. Тепловой расчет парового котла (учебное пособие для вузов) /
Ю.
М. Липов. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. 176 с
6.
Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник. / Под общ. ред.
В. А. Григорьева, В.М. Зорина. 2
-
е изд. М.: Энергоатомиздат, 1987. 456 с.
7. Ривкин, С. Л. Теплотехнич
еские свойства воды и водяного пара / С. Л. Ривкин,
А. А. Александров. М.: Энергия, 1980. 424 с.
8. Бойко, Е. А. Котельные установки и парогенераторы (конструкционные характ
е-
ристики энергетических котельных агрегатов) / Е. А. Бойко, Т. И. Охорзина. Красно
ярск:
ИПЦ КГТУ, 2004. 228 с.


Бойко Е.А.
Тепловой расчет парового котла
97
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3
Введение
. . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . .
4
1.
Порядок теплового расчета и исходн
ы
е данные
. . . . . . . . .
4
1.1.
Задание на тепловой расчет, порядок его выполнения
. . . .
.
4
1.2.
Расчетные характеристики энерге
тических топлив
. . . . .
.
7
1.3.
Выбор способа шлакоудаления и типа углеразмольных мел
ь
ниц
. .
9
1.4.
Выбор расчетных температур
. . . . . . . . . . . . .
16
2.
Компоновка
поверхностей нагрева котла. Выбор металла и конструкти
в
ных
характеристик труб
. . . . . . . . . . . . . . . . .
. .
19
2.1.
Компоновка поверхностей в барабанных и прямоточных котлах
. .
1
9
2.2.
Выбор металла и диаметров труб поверхностей н
а
грева
. . . .
28
3.
Коэффициент избытка воздуха в газовом тракте котла
. . . . . . .
32
4.
Расчет объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания
. . . .
.
35
4.1.
Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания
. . . . . . .
35
4.2.
Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания
. . . . . .
.
37
5.
Экономичность работы парового котла. Расход топлива на
котел
. . .
40
5.1.
Коэффициент полезного действия и потери теплоты
. . . . .
40
5.2
Определение расхода топлива
. . . . . . . . . . . .
.
41
6.
Тепловой расчет топочной камеры
. . . . . . . . . . . . .
.
42
6.1.
Конструктивные и тепловые характеристики топочной камеры
. .
42
6.2.
Расчет теплообмена в топке
. . . . . . . . . . . . .
.
44
7
.
Расчет тепловосприятия настенных радиационных поверхностей паропер
е-
гревателя
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.
51
8.
Расчет тепловосприятия ширмовой поверхности пароперегревате
ля
. .
54
8.1.
Распределение давления в водопаровом тракте котла
. . . . .
54
8.2.
Поверочный расчет ширмового пароперегревателя
. . . . .
.
55
9.
Расчет конвективного пароперегревателя
. . . . .
. . . . . .
69
10.
Расчет воздухоподогревателя
. . . . . . . . . . .
.
77
10.1
Расчет трубчатого воздухоподогревателя . . . . . . . . . .
77
10.2
Расчет регенеративно
го воздухоподогревателя . . . . . . . .
87
11.
Расчет водяного экономайзера . . . . . . . . . . . . . . .
89
12.
Составление прямого баланса котла. . . . . . .
. . . . . . .
96
Библиографический список . . . . . . . . . . . . . . . .
96