Р. И. ЭСТЕРКИН	ЗИЕ
дате-
ПРОМЫШЛЕННЫЕ
ук-
КОТЕЛЬНЫЕ ““
(ИЛ
УСТАНОВКИ
по-4И-
юв
Издание второе,	'ги.
1	переработанное	;ле
f	и дополненное	)б-
ге-Допущено Министерством высшего	ia-
и среднего специального образования СССР	гет
в качестве учебника для учащихся	ю-
теплотехнических специальностей	:о-
i	техникумов
:У: ie-
эр
1Е
е-е-н, 'Э с-
А-ю и.
; 1.361
)21 182(075.32)
!!
i
Рецензент Л. С. Иссер.шн
Эстеркин Р. И.
Промышленные котельные установки: Учебник для техникумов.— 2-е изд., перераб. и доп.— Л.: Энергоатомпздат. Ленннгр. отд-ние, 1985.— 400 с., ил.
В иер.: 1 р. 27 000 экз.
Излагается физическая сущность процессов, протекающих при работе основного и вспомогательного оборудования котельных установок. Рассмотрены мероприятия, повышающие надежность и экономичность работы котельных агрегатов. Приведены современные конструкции топочных устройств, промышленных паровых водогрейных и комбинированных пароводогрейных котлоагрегатов. Даны тепловые и аэродинамические расчеты. Первое издание вышло в 1980 г. Второе издание дополнено главой «Технико-экономические показатели и компоновка оборудования», рассмотрены котлы специального назначения, котлы для утилизации тепла уходящих газов.
Для учащихся техникумов по специальности «Теплотехническое оборудование промышленных предприятий», а также для инженерно-технического персонала предприятий.
ОС1
ПРЕДИСЛОВИЕ
Во втором издании учебника, так же как и в первом издании, основное внимание уделено физическим процессам, протекающим при работе промышленных паровых и водогрейных котлов и их вспомогательного оборудования.
Рассмотрены наиболее перспективные современные конструкции котельных агрегатов, а также находящееся в эксплуатации оборудование. Более подробно освещены вопросы повышения экономичности котельных установок и описана конструкция комбинированных пароводогрейных котлов.
Включен материал о работе энерготехпологических котельных агрегатов и котлов-утилизаторов, изложены основы компоновки оборудования котельных, приведены их технико-экономические характеристики.
Методика теплового расчета паровых и водогрейных котлов разбита на отдельные части, помещенные в соответствующие главы. Это позволило увязать теоретические вопросы с практикой теплового расчета и конструирования котлоагрегатов. После каждой главы приведены контрольные вопросы, что способствует лучшему усвоению учащимися материала учебника.
На базе материала, приведенного в учебнике, преподавателям рекомендуется разработать: наглядные пособия в виде макетов, тренажеров, диапозитивов, плакатов, которые следует использовать при преподавании и опросе учащихся. Это позволит учащимся лучше освоить теоретические положения и особенно конструктивные элементы оборудования.
Все замечания и пожелания просьба направлять по адресу: 191041, Ленинград, Марсово поле, д. 1, Ленинградское отделение Энергоатомиздата.
Автор
ВВЕДЕНИЕ
На июньском (1983 г.) Пленуме ЦК КПСС отмечалось: «Решающее значение приобретает ныне единая научно-техническая политика. Нас ждет огромная работа по созданию машин, механизмов и технологий как сегодняшнего, так и завтрашнего дня. Предстоит осуществить автоматизацию производства, обеспечить широчайшее применение компьютеров и роботов, внедрение гибкой технологии, позволяющей быстро и эффективно перестраивать производство на изготовление новой продукции.
заданными свойствами, развитие биотехнологии, широкое применение в промышленности безотходных и энергосберегающих технологий. Все это приведет к подлинной революции в нашехМ народном хозяйстве».
Важнейшей задачей энергетиков является всемерная экономия топлива и энергии. В «Основных направлениях экономического и социального развития СССР на 1981 —1985 годы и на период до 1990 года», принятых XXVI съездом партии, постав лена задача обеспечить дальнейшее развитие централизованного теплоснабжения потребителей, строительство наряду с ТЭЦ крупных районных котельных, дальнейшее снижение удельных расходов топлива и себестоимости тепловой и электрической энергии.
Пути и перспективы развития энергетики определены Энергетической программой, разработанной в соответствии с решениями XXVI съезда КПСС. Одной из первоочередных задач, предусмотренных Энергетической программой, является коренное совершенствование энергохозяйства на базе интенсивной экономии энергоресурсов. Это широкое внедрение энергосберегающих технологий и оборудования,использование вторичных энергоресурсов, использование менее богатых и неблагоприятно расположенных природных ресурсов.	,
Важное значение для развития энергетики будет иметь существенное расширение ее сырьевой базы за счет увеличения нефтеотдачи пластов, освоения технологий разработки месторождений сложной структуры и других мероприятий.
Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэлектроцентралями, промышленными и районными отопительными котельными. Созданная за годы Советской власти котлостроительная промышленность, на которую работают научно-исследовательские институты, проектные организации и специализированные котлостроительные заводы, обеспечивает производство современных котельных агрегатов, необходимых для СССР и для экспорта их за рубеж.
Русские ученые-энергетики А. В. Шухов, К. В. Кирш, Д. М. Гриневецкий, М. В. Кирпичев, Л. К. Рамзин, Г. Ф. Кнорре, Э. И. Ромм, М. А. Стырикович и другие известны во всем мире как основоположники научной базы теплотехники и советского котлостроення.
Дальнейшее совершенствование котельных с повышением экономичности их работы и коэффициента использования основного оборудования заключается в замене разнотипного оборудования, паровых и водогрейных котельных агрегатов единым типом комбинированного теплофикационного агрегата, обеспечивающего отпуск теплоты потребителям одновременно в виде пара и горячей воды.
4
ГЛАВА ПЕРВАЯ
ОБЩЕЕ ПОНЯТИЕ О КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКЕ
к»
1-1. Назначение и классификация котельных установок
Тепловую и электрическую энергию вырабатывают в основном тепловые электрические станции (ТЭС), использующие хи-мическую энергию топлива для выработки механической, электрической и тепловой энергии.
Наиболее экономичным способом получения тепловой энергии является комбинированная выработка ее и электрической энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Однако не всегда имеются необходимые условия, экономически оправдывающие сооружение крупных ТЭЦ. В этом случае применяется раздельная выработка электрической и тепловой энергии.
При комбинированной или раздельной выработке электрической и тепловой энергии чаще всего в качестве теплоносителя применяется водяной пар. Агрегаты, предназначенные для выработки водяного пара, называются парогенераторами, или котельными агрегатами. Кроме водяного пара в качестве теплоносителя используется горячая вода. Агрегаты, предназначенные для получения горячей воды, называются водогрейными котлами. Таким образом, основным агрегатом, предназначенным для выработки пара или горячей воды, является парогенератор или водогрейный котел.
Установки, вырабатывающие пар или горячую воду, представляют собой довольно сложный комплекс различных устройств и механизмов и называются парогенерирующими или котельными установками. Котельные установки в зависимости от назначения разделяются на энергетические, производственные, отопительно-производственные и отопительные.
Энергетические парогенераторы имеют большую мощность (до 1000 МВт), устанавливаются на электростанциях и вырабатывают перегретый пар температурой до 600 °C. имеющий давление выше критического.
Промышленные парогенераторы, устанавливаемые в производственных и отопительно-производственных котельных, вырабатывают насыщенный пли слабо перегретый пар (до 4 ,МГ1а и 450 °C), который используется в технологических процессах различных отраслей (сушка, варка, ректификация, концентрирование растворов и т. д.), а также для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Водогрейные котлы, устанавливаемые в отопительных котельных, вырабатывают горячую воду с температурой до 200 °C, используемую для обеспечения теплотой систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
В зависимости от размещения промышленные и отопительные котельные разделяются на отдельно стоящие, пристроенные к зданиям другого назначения и встроенные в такие зда ния. Для отдельно стоящих котельных и котельных, пристроенных к производственным зданиям промышленных предприятий, общаги мощность устанавливаемых котлов, а также мощность каждого котла и параметры пара не ограничиваются.
Котельные установки (промышленные и отопительные) в зависимости от надежности отпуска теплоты потребителям разделяются па две категории. К первой категории относят котельные, являющиеся единственным источником теплоты в системе теплоснабжения и обеспечивающие потребителей первой кате горин, не имеющих индивидуальных резервных источников теплоты. Ко второй категории относятся все остальные котельные. К потребителям теплоты первой категории относят потребите лей, нарушение теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей пли со значительным ущербом народному хозяйству (повреждение технологического оборудования, массовый брак продукции).
Все источники тепловой энергии принято делить на централизованные и децентрализованные. К централизованным источникам относятся теплоэлектроцентрали и районные котельные Министерства энергетики и электрификации СССР, теплоэлектроцентрали и промышленные котельные министерств и ведомств, входящие в состав промышленных предприятий, а также отопительные котельные городов и поселков мощностью 23 МВт и более. Все остальные котельные относятся к децентрализованным источникам теплоты. Промышленные н отопительные котельные агрегаты относятся к котлам малой мощности, хотя их единичная мощность в настоящее время может достигать 200 МВт.
Парогенераторы принято характеризовать паронроизводи-телыюстыо и параметрами вырабатываемого пара (давлением и температурой перегретого пара). Паропроизводительность, или просто производительность, представляет собой массовое количество пара, вырабатываемое парогенератором в единицу времени. Производительность парогенератора выражают в тоннах в час (г/ч), в килограммах в !,ае (кг/ч) или же в килограммах в секунду (кг/с).
Все выпускаемые парогенераторы характеризуются помп на.тыюй паропроизводительностью. Под номинальной паропро-изводителыюстыо понимают наибольшую производительность, которую парогенератор должен обеспечивать в длительной эксплуатации при номинальных параметрах пара и питательной воды.
6
Давление пара, вырабатываемого парогенератором, в соответствии с ГОСТ должно указываться абсолютное. В сныеме единиц СИ давление измеряется в паскалях (На). Однако вследствие малости этой единицы давление в napoiеперагоре выражают в кратных единицах — мегапаскалях (1 Л’Па-= 106 Па).
Темпера гуру пара, вырабатываемого парогенератором, тд ражают в градусах Цельсия (°C) или, в системе единиц СП в кельвинах (К). Промышленные парогенераторы выряба а»-вают насыщенный пли перегретый нар с температурой до 4оо СС.
Водогрейные котлы характеризуются теплспроьзводи:ель-ностью, давлением и температурой входящей в котел и выходящей из пего воды. Под теплопроизводнтельностыо котта понимают количество теплоты, вырабатываемое им в единицу времени. Теплопроизводительпость водогрейного когла обычно выражают в гигапаскалях в час. В системе единиц СП паровые и водогрейные котлы следует характеризовать мощностью в киловаттах или мегаваттах.
В соответствии с ГОСТ парогенераторы принято классифицировать по характеру движения воды. По этому признаку различают: парогенераторы с естественной циркуляцией (обозначаются буквой Е), вырабатывающие насыщенный и перегретый пар; парогенераторы с естественной циркуляцией, вырабатывающие перегретый пар и имеющие промежуточный пароперегреватель (обозначаются Ен); прямоточные парогенераторы, вырабатывающие перегретый пар и имеющие промежуточный пароперегреватель (обозначаются Пп). При обозначении парогенераторов по ГОСТ буква указывает характер движения воды, первая цифра после нее — паропроизводнтелыюсть, вторая и третья цифры — давление и температуру пара. Однако заводы, выпускающие парогенераторы, не придерживаются указанной классификации и присваивают парогенераторам свои буквы, обозначающие какой-либо характерный конструктивный признак парогенератора.
По типу парогенераторы, выпускаемые отечественной промышленностью, можно разделить па вертикально-цилиндрические и вертикально-водотрубные. Вертикально-водотрубные парогенераторы могут иметь горизонтальную или вертикальную ориентацию.
1-2. Технологическая схема котельной установки
Современная промышленная котельная установка представляет собой комплекс основного и вспомогательного оборудования. Выбор технологической схемы и размещение оборудования зависят от назначения установки, вида сжигаемого топлива, мощности и типа установленных котлоагрегатов и от других факторов.
Любая парогеперирующая установка, использующая твердое топливо, содержит парогенераторы, предназначенные для выра-
7
20
Дымовые газы в атмосфера
Воздух из верхней зоны помещения котельной
Перегретыйявр к "втредителю ^Насыщенный пар (турбины, opoueecdomto) рОоя собственных Ънужд котельной
НонЗе .....
1 Летучая зола
§
туроин
16
S
Питательная вода на другие котельные агрегаты
Зола и шлак от других котельных агрегатов
§
§
Отборный лар от
<3
§
Дренажи паропроводов
Рис. 1-1. Схема парогенерирующей установки
i?<!
/ - 1>>::ка; ?- —  lapiirenepaгор; 3 — сепарационное устройство; 4 — наронерегрснагель; 5 — регулятор темпера I уры нерегре 1 ого пара; 6 — водяной экономайзер; 7--во-отухоиодо-1 poiKi' ел>; 8 - _ (у 1 i,t‘Boi'i вей j идя; op; У — истоу.ювптель; Ю— дымосос: 11 —дымовая ы'А'ба; - сборник продувочной воды (барботер); 13 — подогрева!ель пиi ательной iVAii: it - пи; .нелын/й элскярс насос; /а — питательный турбонасос: /о— насос для подачи конденсата в деаэратор; /7 — бак для сбора конденсата; /5 — водоподготови’ ю,]|. в.'С > с i 'Ист во удя химической обработки воды; 19 — водоиодготовитсльиоо уст-р'О’сыю для осветлении воды; 20 - насос сырой воды; 21	бак сырой воды; 22— де-
аэратор; 23 — расширитель непрерывной продувки
ботки пара, п вспомогательные устройства и оборудование, предназначенные для приема, разгрузки, хранения, подготовки и подачи топлива, подготовки и подачи в парогенераторы питательной воды,удаления шлака и золы, подачи воздуха, необходимого .тля горения, очистки н удаления образовавшихся при сжигании продуктов сгорания. Часть перечисленных устройств и оборудования размещается в специальном здании, другая часть — па открытой площадке в непосредственной близости от здания цеха.
В техноло’шческон сх^ме любой котельной установки по специальным каналам, трубопроводам и другим устройствам перемещаются. потоки топлива, продуктов сгорания, воздуха, пара, воды, шлака и золы (при сжигании твердого топлива). Рассмотрим все элементы нарогеперирующей установки, показанной на рис. 1-1, в последовательности движения перечисленных потоков.
8
Твердое топливо на территорию котельной ущановки доставляется железнодорожным или автомобильным транспортом. Затем оно разгружается и направляется на склад топлива пли, пройдя предварительную обработку, подается в приемные устройства котлоагрегатов.
Систему всех устройств и механизмов, предназначенных, для приема, разгрузки, перемещения, ?;ранения п предвари।ечьпой обработки топлива, называют топливным хозяйством. Схема топливного хозяйства и применяемое оборудование зависят от вида сжигаемого топлива.
Емкости, предназначенные для приема топлива, поступающего ио топливоиодаче к парогенераторам, называются бункерами. Бункера расположены в помещении, называемом бункерной галереей.
Из бункеров топливо специальными ме.хаииз?иамп, называемыми питателями, направляется в мельницы. В мелт.ппца.х происходит подсушка топлива и превращение его в пыль. Из мельниц пыль, пройдя через сепараторы, предназначенные для отделения готовой пыли от крупной, направляется в горелки. В горелках происходит перемешивание пыли с воздухом и подача ее в гонку для сжигания. Тракт котлоагрегата от бункеров топлива до мельниц называют топливным, а от мельниц до горелок — пылевым.
Основным оборудованием установки является парогенератор, который содержит следующие элементы: топочную камеру с горелками, экранные и конвективные поверхности нагрева, пароперегреватель, водяной экономайзер и воздухоподогреватель. Топочная камера предназначена для организации и завершения сжигания топлива, а также для передачи теплоты расположенным в ней поверхностям нагрева. Поверхности нагрева котлоагрегата в зависимости от способа передачи нм пшлоты принято разделять па лучевоспрпиимаюшие и конвективные. Лучевоспрппимающие поверхности нагрева, расположенные непосредственно в топочной камере, называются лкре.намп. Поверхности нагрева, в которых тепло от продуктов t ч' о в а и и я передается путем соприкосновения, называются конвективными.
Пароперегреватель предназначен для превращения сухого насыщенного пара в перегретый. Перегретый пар имеет большие температуры и энтальпию по сравнению с насыщенным при одинаковом с ним давлении.
Водяной экономайзер предназначен для подогрева питательной воды, поступающей в парогенератор. Нагрев волы в экономайзере осуществляется продуктами сгорания, нокндаюшп'.’н парогенератор.
В воздухоподогревателе за счет теплоты продуктов сгорания осуществляется подогрев воздуха, используемого ;>• пронесен сжигания топлива. Воздухоподогреватель и водяной экономайзер принято называть хвостовыми поверхностями нагрева.
Систему ограждений топочной камеры и газоходов котлоагрегата от окружающей среды называют обмуровкой. Газо-' ходами называют каналы, по которым перемещаются продукты сгорания. Иод газовым трактом, или трактом продуктов сгорания, понимают все газоходы котлоагрегата, начиная от топки и тончал дымовой трубой.
Золоуловитель служит для очистки продуктов сгорания от мелкой летучей золы, выносимой за пределы топочной камеры н I азоходов парогенератора при сжигании твердого топлива.
Дымосос осуществляет удаление продуктов сгорания из парогенератора и направляет их в дымовую трубу, по которой они выбрасываются в атмосферу.
Воздушный тракт шыельпой установки состоит из вентилятора, воздухоподогревателя и системы каналов. Вентилятор предназначен для подачи воздуха, необходимого для организации процесса горения, в топку. Система каналов, по которым вентилятор подает воздух, называется воздухопроводами.
Паровой тракт парогенератора содержит барабан с сепарационными устройствами, нар 'Перегреватель с устройствами для регулирования температуры перегретого пара и паропровод для подачи пара к потребителям. В барабане парогенератора собирается пар, образовавшийся в экранных и конвективных поверхностях нагрева. В сепарационных устройствах происходит отделение капелек воды от пара перед поступлением его в пароперегреватель.
Для поддержания постоянного уровня в парогенераторе в него необходимо подавать воду в количестве, равном количеству выработанного пара. Однако вода, поступающая из источника водоснабжения, перед подачей в парогенератор проходит очистку от механических примесей в химическую обработку. Химически очищенная вода к возвратившийся от потребителей юра конденсат направляются для дегазации в деаэратор. Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней кислорода и углекислого газа. Из деаэратора вода забирается питательным насосом и по трубопроводам, называемым питательными линиями, подается в водяные экономайзеры парогенераторов. Нагревшись до определенной температуры, питательная вода из водяного экономайзера поступает в барабан парогенератора.
При сжигании твердого топлива образуются шлак и зола. Шлак выпадает в топке, а зола улавливается из продуктов сгорания золоуловителем. Для удаления шлака и золы за пределы здания служит система механизмов, называемая шлако-золоудаленпем.
Для обеспечения безопасной эксплуатации оборудования, регулирования количества пара и воды, а также отключения отдельных трубопроводов котельная установка имеет предохранительную, регулирующую и отключающую арматуру.
10
На производств:)
11
Систему ограждений топочной камеры и газоходов котлоагрегата от окружающей среды называют обмуровкой. Газо-'ходами называют каналы, по которым перемещаются продукты сгорания. Иод газовым трактом, или трактом продуктов сгорания, шшимаюг все газоходы котлоагрет ата, начиная от топки и 3 01X13/1 дымовой трубой.
Золоуловитель служит для очистки продуктов сгорания от мелкой летучей золы, выносимой за пределы топочной камеры и 1 азохедов парогенератора при сжигании твердого юп-л ива.
Дымосос осуществляет удаление продуктов сгорания из парогенератора и направляет нх в дымовую трубу, по которой они выбрасываются в атмосферу.
Воздушный тракт котельной установки состоит из вентилятора, воздухоподогревателя и системы каналов. Вентилятор предназначен для подачи воздуха, необходимого для организации процесса горения, в топку. Система каналов, по которым вентилятор подает воздух, называется воздухопроводами.
Паровой тракт парогенератора содержит барабан с сепарационными устройствами, пароперегреватель с устройствами для регулирования температуры перегретого пара и паропровод для подачи пара к потребителям. В барабане парогенератора собирается пар, образовавшийся в экранных и конвективных поверхностях нагрева. В сепарационных устройствах происходит отделение капелек воды от пара перед поступлением его в пароперегреватель.
Для поддержания постоянного уровня в парогенераторе в него необходимо подавать воду в количестве, равном количеству выработанного пара. Однако вода, поступающая из источника водоснабжения, перед подачей в парогенератор проходит очистку от механических примесей в химическою обработку. Химически очищенная вода и возвратившийся от потребителей ырс конденсат направляются для дегазации в деаэратор. Деаэратор служит для удаления из воды растворенных в ней кислорода и углекислого газа. Из деаэратора вода забирается питательным насосом и по трубопроводам, называемым питательными линиями, подается в водяные экономайзеры парогенераторов. Нагревшись до определенной температуры, питательная вода из водяного экономайзера поступает в барабан парогенератора.
При сжигании твердого топлива образуются шлак и зола. Шлак выпадает в топке, а зола улавливается из продуктов сгорания золоуловителем. Для удаления шлака и золы за пределы здания служит система механизмов, называемая шлако-золоудалением.
Для обеспечения безопасной эксплуатации оборудования, регулирования количества пара и воды, а также отключения отдельных трубопроводов котельная установка имеет предохранительную, регулирующую и отключающую арматуру.
10
11
Производственно-отопительные котельные Дополнительно к оборудованию, описанному при рассмотрении предыдущей схемы, имеют устройства для выработки и подачи потребителям горячей воды. На рис. 1-2 показана схема производственно-отопительной котельной, использующей природный газ.
Котельная предназначена для выработки пара и горячей воды, используемых для технологических потребителей и нужд теплоснабжения. Природный газ по газопроводу поступает на территорию предприятия и направляется в газорегуляторную установку (ГРУ). ГРУ предназначена для снижения давления газа перед газовыми горелками и поддержания его постоянным независимо от расхода. Обычно в ГРУ располагают контрольно-измерительные приборы для определения давления газа, его температуры и расхода. Из ГРУ газ по цеховому газопроводу поступает к горелкам парогенераторов.
Основные элементы парогенератора здесь такие же, как и в предыдущей схеме. Для получения горячей воды, расходуемой па нужды теплоснабжения, в котельной установлен пароводяной бойлер. Пар в бойлер поступает из общего сборного коллектора котельной по специальному паропроводу. Сетевая вода подается в бойлер и систему теплоснабжения сетевым насосом. Подпитка тепловой сети осуществляется подпиточным насосом, забирающим воду из деаэратора, общего для системы теплоснабжения и питания парогенератора. Конденсат пара из бойлера поступает в деаэратор.
Тепловая схема котельных с водогрейными котлами имеет свои особенности. Однако основным преимуществом котельных с водогрейными котлами является их более низкая стоимость по сравнению с парогенераторами. Сложность тепловой схемы отопительных котельных с водогрейными котлами зависит от вида сжигаемого топлива и системы теплоснабжения (открытая или закрытая). При открытой системе теплоснабжения дополнительно устанавливаются баки — аккумуляторы деаэрированной воды, что усложняет тепловую схему отопительной котельной.
Водогрейные котлы в настоящее время преимущественно работают на мазуте и природном газе, хотя разработаны проекты и имеется опыт эксплуатации этих котлов на твердом топливе. Мощность водогрейных котлов, выпускаемых промышленностью, доходит до 209 МВт.
Контрольные вопросы
1.	Каково назначение паровых 11 водогрейных котлов?
2.	Какие котельные относятся к централизованным источникам теплоснабжения п какие к децентрализованным?
3.	Из каких основных элементов состоит парогенерирующая установка?
4.	Каково назначение топки, пароперегревателя, водяного экономайзера и воздухоподогревателя?
5.	Каково назначение золоуловителя, дымососа и дымовой трубы?
6.	Из каких элементов состоит питательная установка и каково назначение каждого элемента?
12
7.	Из каких узлов состоит воздушный тракт котельной установки?
8.	Какие поверхности нагрева называются экранными?
9.	Указать назначение топливоподачи и пояснить ее принципиальную схему.
10.	Каково назначение ГРУ котельной установки?
11.	Чем отличаются производственно-отопительные котельные установки от производственных?
12.	Как осуществляется подогрев сетевой воды в котельной установке, показанной на рис. 1-2?
13.	В чем преимущество водогрейных котлов по сравнению с паровыми?
14.	На каких топливах работают в настоящее время водогрейные котлы?
ГЛАВА ВТОРАЯ
ТОПЛИВО
2-1. Классификация топлива
Вещества, способные в процессе каких-либо преобразований выделять энергию, которая может быть технически использована, принято называть топливом. В зависимости от принципа освобождения энергии, заключающейся в топливе, различают ядерное и химическое топливо. Ядерное топливо выделяет энергию в результате ядерных преобразований, а химическое — в результате окисления горючих элементов, входящих в его со став. Великий русский ученый Д. И. Менделеев дал такое опре деление химического топлива: «Топливом называется горючее вещество, умышленно сжигаемое для получения тепла».
Основными видами химического топлива (в дальнейшем просто «топливо») являются органические топлива: торф, горючие сланцы, угли, природный газ, продукты переработки нефти. В настоящее время принято классифицировать все топлива в зависимости от способа их получения и агрегатного состояния.
По способу получения различают естественное (природное) топливо, искусственное топливо и топливные отходы. В зависимости от агрегатного состояния топливо разделяют на твердое, жидкое и газообразное.
Естественным (природным) топливом называют топливо, используемое без переработки. Искусственным называют топливо, полученное при переработке естественного топлива. В процессе переработки естественного топлива в искусственное получают топливные отходы.
В табл. 2-1 приведена примерная классификация основных топлив по указанным признакам.
Топливо принято характеризовать химическим составом и теплотой сгорания. Теплотой сгорания называют количество
13
Классификация основных видов топлив
Таблица 2-1
Вид топлива		
Твердое	Жидкое	Газообразное
Дрова Торф Бурый уголь Каменный уголь Антрацит Горючие сланцы Брикеты Кокс	Естественное Нефть Искусственное Моторное топливо — продукты перегонки нефти Спирты	Природный газ Нефтепромысловый (попутный) газ Генераторный газ Газ подземной газифика-
Полукокс Т Отходы углеобогащения Кокс газовых заводов Металлургический иокснк Древесные отходы (щепа, опилки, корье)	Синтетическое жидкое топливо опливные отход Мазут Кислый гудрон	min углей Сжиженный газ Водород ы Доменный газ Коксовый газ Газы нефтепереработки
теплоты, выделяемое при полном сгорании единицы массы твер дого и жидкого топлива или единицы объема (при нормальных условиях) газообразного топлива. Для сравнения между собой массы различных топлив, отличающихся теплотой сгорания, введено понятие условного топлива. Под условным топливом понимают такое топливо, теплота сгорания которого составляет 29,4 МДж/кг.
2-2. Твердое топливо
Основными видами твердого топлива являются торф и различные ископаемые угли, которые образовались в процессе последовательной углефикации отмершей растительной массы. Твердое топливо происходит от высокоорганизованных растений (древесина, листья, хвоя и т. д.). Основой древесины является клетчатка. Кроме того, древесина состоит из азота, лигнина (связывающее вещество), смолистых веществ, древесного сока (раствор в воде различных органических и минеральных веществ) и влаги.
Отмершие части растений, богатые лигнином, разрушались грибками и под действием воздуха постепенно превращались в темно-бурую массу с пониженным содержанием кислорода и
14
повышенным содержанием углерода. Эта темно-бурая масса, называемая торфом, представляет собой рыхлую, рассыпчатую массу перегноя или так называемых гуминовых кислот. В этой массе также содержатся остатки неразложившихся частей растений (листья, стебли).
Торф в верхних слоях залежей — менее разложившийся, чем торф в низинных местах. Чем волокнистее строение торфа и меньше объемная масса, тем меньше степень его разложения. Скопления торфа при дальнейших преобразованиях превращаются в бурый уголь. В буром угле отсутствуют отпечатки элементов растений. Под воздействием высокого давления и температуры бурые угли в результате длительных преобразований превращаются в каменные угли, а затем в антрацит. Описанный процесс углеобразования характерен для углей гумусового происхождения (гумус — перегной).
Исходным веществом в процессе углеобразования также могут быть отмирающие микроскопические растительные и животные организмы, оседающие на дно заливов, озер, лиманов, застойных зон мелководных морей. Они образуют ил, который преимущественно состоит из органических веществ.
Под водой при слабом доступе воздуха в органических веществах под длительным воздействием микроорганизмов протекали процессы углефикации. Гниющий ил (сапропель) представляет собой торфяную стадию образования. При дальнейшей углефикации образуются сапропелевые угли. Они встречаются сравнительно редко и отличаются повышенным содержанием в органической массе водорода и пониженным содержанием кислорода. Разновидностью этих горючих ископаемых являются горючие сланцы, представляющие собой твердые минеральные породы (глинистая или мергелевая масса), пропитанные нефтеподобными органическими веществами сапропелевого происхождения.
Добытое твердое топливо состоит из углерода, водорода, кислорода, азота, серы, минеральных примесей и влаги.
Основным горючим элементом твердого топлива является углерод С, имеющий атомную массу, равную 12. Содержание углерода в твердом топливе колеблется от 50 до 94 %. Углерод представляет собой твердое вещество. При полном сгорании 1 кг углерода выделяет около 34 МДж. теплоты. Содержание углерода в твердом топливе увеличивается с его возрастом.
Водород Н, содержащийся в топливе, также является горючим элементом. В органической массе древесины по сравнению с другими твердыми топливами содержится максимальное количество водорода. Атомная масса водорода принимается равной 1. В древесине весь водород связан с кислородом. Это вызывает снижение теплоты сгорания топлива, следовательно, кислород является нежелательным элементом топлива. Снижение содержания кислорода в топливе может быть достигнуто только путем коксования топлива. Атомная масса кислорода 16.
И
В остальных твердых топливах водород частично находится в свободном состоянии.
Кислород О и азот N, содержащиеся в топливе, являются внутренним балластом топлива. Содержание кислорода с увеличением возраста топлива снижается. Так, в органической массе древесины содержится около 41 % кислорода, а в антраците 1,7—2,6 %.
Азота в твердом топливе содержится немного, до 2 %. При сжигании топлива азот выделяется в свободном состоянии, не принимая никакого участия в горении. Однако в зоне высоких температур азот может окисляться кислородом, что приводит к образованию окислов азота. Окислы азота весьма вредны, и выброс их в атмосферу загрязняет воздушный бассейн. Атомная масса азота 14.
Сера S является горючим элементом топлива. Содержание серы в твердом топливе незначительно, за исключением сланцев. При сжигании сера выделяет небольшое количество теплоты (теплота сгорания серы 9,3 МДж/кг). Сера содержится в топливе в трех видах: органическая Sop, колчеданная SK и сульфатная Sc. Органическая сера Sop и колчеданная SK составляют так называемую летучую серу. В горении участвуют только органическая и колчеданная сера. Поэтому при выполнении теплотехнических расчетов учитывают содержание в топливе только летучей серы Sn = Sop + SK. Сульфатная сера входит в минеральную часть топлива и в горении не участвует. При сжигании летучей серы образуются сернистый ангидрид SO2 и в небольшом количестве серный ангидрид SO3, которые загрязняют атмосферу. Кроме того, наличие серного ангидрида SO3 при определенных условиях приводит к коррозии металлических поверхностей нагрева агрегата. В связи с этим сера является вредной примесью в топливе. Атомная масса серы 32.
Минеральная часть топлива А представляет собой неорганические примеси, содержание которых колеблется в широких пределах, от 5 до 40 % и выше. Основными минеральными примесями являются силикаты, сульфиды, карбонаты, сульфаты, оксиды металлов, фосфаты, хлориды, соли щелочных металлов. В зависимости от происхождения минеральные примеси принято делить на три вида. Первичные примеси попали в топливо из углеобразователей и связаны с органической массой топлива. Этих примесей в топливе немного, они равномерно в нем распределены и не могут быть из него удалены. Вторичные примеси внесены в топливо в процессе его образования ветром и водой, как наносы. Они распределены в топливе менее равномерно, но также не могут быть удалены из него. Поэтому первичные и вторичные примеси являются внутренними примесями топлива. Третичные примеси попадают в топливо при добыче и представляют собой породы, попавшие в топливо от внешнего минерального окружения пласта. Они распределены в топливе неравномерно и легко отделяются.
16
Рис. 2-1. Определение температур, характеризующих золу топлива
1 — до нагрева; 2 — начало деформации (Zj); 3 —начало размягчения (6): 4 — начало жидкоплавкого состояния (t3)
Твердый негорючий остаток, получающийся после завершения преобразований в минеральной части топлива при выжигании его в лабораторных условиях, называется золой. Выжигание топлива осуществляется в муфельной печи при температуре 800 °C в воздушной среде. Обычно масса золы несколько меньше массы минеральных примесей, содержащихся в топливе. Хотя зола и неидентична минеральной части топлива, однако при различных теплотехнических расчетах широко пользуются содержанием золы в топливе.
Состав и характеристики золы топлива оказывают существенное влияние на условия работы котельного агрегата. Золу топлива принято характеризовать ее плавкостью и абразивностью. В соответствии с ГОСТ плавкость золы определяется нагреванием в специальной печи пирамидки из измельченной золы. Пирамидка должна быть трехгранной и иметь стандартные размеры: высоту 13 мм, основание в виде равностороннего треугольника со стороной 6 мм; одна из граней пирамидки перпендикулярна основанию.
В зависимости от состояния пирамидки при ее нагревании (рис. 2-1) различают: С — температуру начала деформации, при которой вершина образца оплавляется (пирамидка сгибается или вершина ее закругляется); — температуру начала размягчения, при которой пирамидка оплавляется, превращаясь в полусферу; t3— температуру начала жидкоплавкого состояния, при которой пирамидка растекается по пластинке.
В зависимости от температуры начала жидкоплавкого состояния золы различают угли с легкоплавкой золой (К< <1350 °C), с золой средней плавкости (С = 13504-1450 °C) и с тугоплавкой золой (г‘3> 1450 °C).
Влага топлива, являясь его балластом, не только уменьшает теплоту сгорания, но и создает трудности при транспортировке и сжигании топлива, так как для испарения влаги приходится затрачивать теплоту, выделяющуюся при горении топлива. Содержание влаги в топливе обозначают W.
Влагу топлива принято разделять на внешнюю и внутреннюю. Внешняя влага состоит из поверхностной и капиллярной. Поверхностная влага попадает в топливо при добыче, транспортировке и хранении. Чем мельче топливо, те^тЗольше на нем поверхностной влаги. Капиллярная влага — эго]'£лага, запол-
£	Г	' '
#	<	17
U.	г
няющая поры топлива. Чем старше топливо, тем меньше в нем пор, а значит, и капиллярной влаги. Внешняя влага может быть удалена из топлива тепловой сушкой и механическими средствами.
Внутренняя влага состоит из коллоидной и гидратной. Коллоидная влага физико-химически связана с органической массой топлива и распределяется в нем довольно равномерно. Количество коллоидной влаги падает с увеличением возраста топлива. Максимальное количество коллоидной влаги содержится в торфе, минимальное — в антраците. Содержание гидратной влаги, входящей в состав молекул некоторых минеральных примесей, невелико. При подсушке испаряется часть коллоидной влаги, а количество гидратной влаги остается практически неизменным. Удаление гидратной влаги происходит только при высоких температурах.
Твердое топливо с установившейся в естественных условиях влажностью называют воздушно-сухим. В процессе сушки топлива его важной характеристикой является гигроскопическая влажность.
Гигроскопической влажностью называют влажность топлива, доведенного при подсушке до равновесного состояния в воздухе, имеющем относительную влажность (65±5) % и температуру (20± 1) °C.
При использовании топлива и выполнении различных теплотехнических расчетов различают рабочее топливо, аналитическую пробу топлива, сухую, горючую и органическую массы топлива.
Рабочим называют как добытое топливо, так и топливо, поступившее к потребителю. Соответственно массу вещества (в процентах), из которого состоит рабочее топливо, называют рабочей массой:
Ср + Нр + Ор + Np + Spp+k + Др + Ц7Р = 100.	(2-1)
Пробу, взятую из воздушно-сухого топлива и поступившую для анализа в лабораторию, называют аналитической. Соответственно масса этой пробы (в процентах)
Са + На + Оа + Na + Sap+K + Aa + IT = 100.	(2-2)
Масса топлива, полностью лишенного влаги, называется сухой и выражается равенством (в процентах)
Сс + Нс 4- 0е + № + S:P+K + Дс = 100.	(2-3)
Условная масса топлива, лишенного влаги, золы и сульфатной серы, называется горючей и выражается равенством (в процентах)
Cr+Hr + Or + N'+S;p+K = 100.	(2-4)
1в
Горючая масса топлива без колчеданной серы называется органической и выражается равенством (в процентах)
С° + Н° + № + SoP --= 100.	(2-5)
В уравнениях (2-1) — (2-5) через С, Н, О, N, S, А и U7 с индексами «р», «а», «с», «г» и «о» обозначено процентное содержание углерода, водорода, кислорода, азота, серы, золы и влаги соответственно в рабочей, аналитической, сухой, горючей и органической массе топлива.
Пересчет состава топлива с одной массы на другую производится при помощи множителей, приведенных в табл. 2-2. Для пересчета из одной массы в другую каждый элемент заданной массы умножают на множитель, соответствующий искомой массе из табл. 2-2.
Среди характеристик твердого топлива существенное значение имеют выход летучих и свойства коксового остатка. Под выходом летучих понимают процентное содержание в горючей массе топлива водорода, углеводородов, оксида углерода, углекислого газа и водяных паров, выделяющихся при нагревании топлива.
Выход летучих определяют нагреванием пробы воздушносухого топлива массой 1 г без доступа воздуха при температуре 850 °C в течение 7 мин. Выход летучих подсчитывают как массу пробы за вычетом содержащейся влаги и относят к горючей массе топлива. Выход летучих у различных твердых топлив колеблется в больших пределах, от 3 до 70 %. Чем больше возраст топлива, тем меньше в нем летучих.
Коксом называют остаток, образовавшийся после отгонки летучих. Кокс состоит из углерода и минеральной части топлива. Кокс, образовавшийся после отгонки летучих, может быть порошкообразным, слипшимся, спекшимся, сплавленным. Свойства кокса оказывают существенное влияние на использование топлива. Спекшийся кокс обладает большой механической прочностью. Топлива, дающие спекающийся кокс, используются в металлургической промышленности, а неспекающийся — для сжигания в парогенераторах и водогрейных котлах.
Важнейшей характеристикой любого топлива, в том числе и твердого, является его теплота сгорания. Различают высшую и низшую теплоту сгорания топлива. Если образовавшиеся в результате полного сжигания единицы массы или единицы объема топлива водяные пары конденсируются, то выделившееся количество теплоты называют высшей теплотой сгорания. Количество теплоты, выделившееся при полном сгорании единицы массы или единицы объема топлива, за вычетом теплоты, затраченной на образование водяных паров, получающихся при горении, называется низшей теплотой сгорания. Кроме того, теплота сгорания может быть отнесена к рабочей, аналитической, сухой, горючей или органической массе топлива.
19
Множители для пересчета состава топлива
Соотношение между высшей и низшей теплотой сгорания рабочей массы топлива (в МДж/кг) имеет вид
Qp = Qb — 0,0251 (9НР Ч- Ц7р),	(2-6)
где 2,51 МДж/кг — значение энтальпии насыщенного водяного пара при атмосферном давлении.
Соотношение между высшей и низшей теплотой сгорания соответственно сухой и горючей массы топлива (в МДж/кг) можно определить по формулам:
QCH = QCB_0,226Не;	(2-7)
Q„ = Qb—0,226Нг.	(2-8)
Теплоту сгорания твердого топлива определяют экспериментально с помощью калориметрической установки. Она представляет собой стальной цилиндрический сосуд, называемый калориметрической бомбой. В бомбу помещают навеску топлива в 1 г и подают кислород при давлении 2,5—3,0 МПа. Затем бомбу погружают в водяной калориметр и по достижении установившегося температурного состояния в калориметре поджигают навеску топлива при помощи электрического запальника. По приросту температуры воды в калориметре и по массе пробы топлива вычисляют его теплоту сгорания. Определенная таким способом теплота сгорания обозначается Qe.
Высшая теплота сгорания вычисляется по теплоте сгорания, определенной в калориметрической установке, МДж/кг:
Q5 = Q6—9,43 - 10-2S6 —6,3 - 10-6Q6,	(2-9)
где 9,43-10-2 Sg — теплота, выделяющаяся при окислении продуктов сгоревшей в бомбе серы So от SO2 до SO3 и растворении SO3 в воде; 6,3-10-6Q6 — теплота образования азотной кислоты в бомбе для каменных и бурых углей.
Низшая теплота сгорания рабочей массы твердого топлива (МДж/кг) может быть ориентировочно определена по эмпирической формуле, предложенной Д. И. Менделеевым:
QS = O,339CP+1,O3HP — 0,109 (Ор—S?p+k) — 0,0251№р. (2-10)
При различных теплотехнических расчетах рекомендуется пользоваться теплотой сгорания, определенной в калориметрической установке.
Теплота сгорания горючей массы определенного сорта топлива является постоянной величиной. Поэтому при изменении зольности и влажности этого топлива теплота сгорания рабочей массы (МДж/кг) может быть определена по уравнению
Qp^Qp-1^,.(^+_^p) _O,o25WP.	(2.И)
21
20
еч
Множители для пересчета состава топлива
100—Sp—Гр—Лр	100—Sa—Га—Аа	100—S'— Ас	100—S,
20
Соотношение между высшей и низшей теплотой сгорания рабочей массы топлива (в МДж/кг) имеет вид
= Qp- 0,0251 (9НР + U?p),	(2-6)
где 2,51 МДж/кг — значение энтальпии насыщенного водяного пара при атмосферном давлении.
Соотношение между высшей и низшей теплотой сгорания соответственно сухой и горючей массы топлива (в МДж/кг) можно определить по формулам:
QCH = QCB_0,226Нс;	(2-7)
Qr„ = QrB_ 0,226Нг.	(2-8)
Теплоту сгорания твердого топлива определяют экспериментально с помощью калориметрической установки. Она представляет собой стальной цилиндрический сосуд, называемый калориметрической бомбой. В бомбу помещают навеску топлива в 1 г и подают кислород при давлении 2,5—3,0 МПа. Затем бомбу погружают в водяной калориметр и по достижении установившегося температурного состояния в калориметре поджигают навеску топлива при помощи электрического запальника. По приросту температуры воды в калориметре и по массе пробы топлива вычисляют его теплоту сгорания. Определенная таким способом теплота сгорания обозначается Qe-
Высшая теплота сгорания вычисляется по теплоте сгорания, определенной в калориметрической установке, МДж/кт:
Qp = Q6—9,43- 10-2S6 —6,3- 10“6Q6,	(2-9)
где 9,43-10~2 So — теплота, выделяющаяся при окислении продуктов сгоревшей в бомбе серы So от SO2 до SO3 и растворении SO3 в воде; 6,3-10_6Qo — теплота образования азотной кислоты в бомбе для каменных и бурых углей.
Низшая теплота сгорания рабочей массы твердого топлива (МДж/кг) может быть ориентировочно определена по эмпирической формуле, предложенной Д. И. Менделеевым:
QP = 0,339Ср + 1,03Нр - 0,109 (Ор - Spp+к) - 0,025 ПГ • (2-10)
При различных теплотехнических расчетах рекомендуется пользоваться теплотой сгорания, определенной в калориметрической установке.
Теплота сгорания горючей массы определенного сорта топлива является постоянной величиной. Поэтому при изменении зольности и влажности этого топлива теплота сгорания рабочей массы (МДж/кг) может быть определена по уравнению
qp = qp J0L"J4p+yp) _0,025IF".	(2-Ц)
21
Определение теплоты сгорания рабочей массы топлива по известной теплоте сгорания сухой массы (МДж/кг) производится по формуле
QP = Q' ———---------0,0251Гр.	(2-12)
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива QHip с содержанием влаги пересчитывается на массу с влажностью 1^2р по формуле
Qh2= (Q?j + 0,025W?)-^--^- -0,0251 U'?.	(2-13)
100— IFP
При одновременном изменении влажности и зольности для пересчета Q(Ip используется формула
QS2-	1-0,0251 Г?)-----------— •	(2-14)
100— Wp — Ар
Согласно действующему ГОСТ ископаемые угли делятся на три типа: бурые, каменные и антрацит. Переходным типом между каменными углями и антрацитом является полуантрацит. К бурым углям Б (обозначение марки угля) относят угли, имеющие неспекающийся кокс и высокий выход летучих (более 40 %), с высшей теплотой сгорания рабочей массы беззольного угля
qp----1Р2--<23,88 МДж/кг.
100-Ар
Бурые угли имеют высокую общую и гигроскопическую влажность, пониженное содержание углерода и повышенное содержание кислорода по сравнению с каменными углями. Бурые угли характеризуются также повышенной зольностью и соответственно невысокой теплотой сгорания рабочей массы (QHp= 10,5-4-15,9 МДж/кг).
В зависимости от содержания влаги бурые угли разделяются на три группы: Б1 с содержанием влаги Ц7₽^40 %; Б2 с W/p = = 30<40 %; БЗ F<30 %. Угли на воздухе легко теряют влагу и прочность, превращаясь в мелочь.
Ископаемые угли, имеющие высшую теплоту сгорания рабочей беззольной массы
qp----1°0-->23,88 МДж/кг
Юо-Ар
и выход летучих более 9 %, относятся к каменным углям. Каменные угли принято характеризовать выходом летучих, состоянием кокса и размером кусков. Классификация каменных
22
Таблица 2-3
Классификация каменных углей по выходу летучих и характеристике коксового остатка
Мдрка угле!!	Обозначение	Выход лет' '-их па гор юл'ю МсССу ГГ. %	Xс рйктеристики коксопог о ОСТ <11 к л
Длин:, оплаченный		.36 и более	От порошкообразного до слабо-
			спекшегося
Г асовый	г	35 п более	Спекшийся
Газовый жирный	гж	31-37	»
Жирный	ж	24—37	»
Коксовый жирный	кж	25—33	»
Коксовый	к	17—33	»
Отощенный спекаю-	ОС	14—27	
щийся			
I ощнй	т	9—-17	От порошкообразного до слабо-
			спекшегося
Слабосиекающийся	сс	17—37	То же
Примечание. Для дальневосточных углей марки Т выход летучих на горючую массу р'г = 8 -г- 20 %.
углей по выходу летучих и характеристике коксового остатка приведена в табл. 2-3, а по размеру кусков — в табл. 2-4.
К полуантрацитам (обозначаются ПА) и антрацитам (обозначаются А) относят угли, имеющие выход летучих менее 9 %.
В соответствии с приведенной классификацией обозначение угля производят следующим образом. К условному обозначению марки угля приписывают обозначение класса. Например, БР — бурый уголь рядовой; АО — антрацит орех; ДСП! — длиннопламенный семечко со штыбом.
Торф является наиболее молодым ископаемым твердым топливом. Он имеет высокий выход летучих (70 %) и высокую влажность (до 52 %). Большие запасы торфа имеются в Белорусской ССР, на Урале, в Сибири, в Ленинградской, Горьковской, Калининской и дру-	Таблица 2-4
ГИХ областях. В зависимо- Классификация ископаемых углей СТИ ОТ способа добычи раз- и горючих сланцев в зависимости
личают торф кусковой и фрезерный. Кусковой торф имеет вид кирпичей, а фрезерный представляет собой мелкую крошку. Добыча фрезерного торфа дешевле, чем кускового. Поэтому в настоящее время для сжигания используется в основном фрезерный торф.
от размера кусков
Класс угля	Обозначение	Размер кусков, мм
Плита	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	До 300
23
Горючие сланцы имеются в Эстонской ССР, в Куйбышевской, Саратовской и других областях. Сланцы характеризуются высокой зольностью (Лр = 504-60 %) и повышенной влажностью (1Г/р= 154-20 %). Низшая теплота сгорания рабочей массы сланцев не превышает 10 МДж/кг. Торф, сланцы и некоторые бурые игли (подмосковные, башкирские, украинские) целесообразно использовать в непосредственной близости от места добычи во избежание непроизводительных расходов на перевозку большой массы влаги и золы. Топлива, которые целесообразно использовать только в месте их добычи, называют местными.
2-3. Жидкое топливо
Природным жидким топливом является сырая нефть. Она представляет собой смесь жидких углеводородов различного состава, в которых могут быть растворены твердые углеводороды. Сырая нефть как топливо не используется. Для промышленных и водогрейных котельных агрегатов в качестве топлива применяется только отход переработки нефти — мазут.
Мазут состоит из углерода, водорода, кислорода, азота, серы, влаги и небольшого количества минеральных примесей. Мазут по своему составу мало отличается от сырой нефти. Содержание углерода в горючей массе составляет Сг = 85,54-87,8 %, водорода Нг= 10,04-11,7 %; кислорода, и азота Or + Nr = 0,64-1,0 %; серы SrOp+n = 0,54-3,5 %. Содержание влаги не превышает 3— 4 %, а минеральных примесей 0,5 %.
Наибольшие трудности при сжигании мазута вызываются содержащимися в его золе оксидами щелочных металлов и ванадия. Несмотря на малое содержание ванадия (не более 0,15 %) наличие его приводит к коррозии металла, если температура превышает 600 °C.
В мазуте имеются механические примеси, содержание которых в соответствии с ГОСТ допускается до 2,5 %. При сжигании мазута необходима его очистка от механических примесей. В зависимости от содержания серы в рабочей массе мазута различают малосериистый мазут при Sop+к <0.5 %, сернистый при 0,5 % <5ор+к <2,0 % и высокосернистый при 2,0 % <S,’;n , к <3,5 %.
Мазут принято характеризовать также вязкостью, плотностью, температурой застывания, вспышки и воспламенения. Вязкость мазута измеряют в градусах условной вязкости (°ВУ) или в мм2/с. Под условной вязкостью понимают отношение времени истечения из вискозиметра 200 см3 мазута, нагретого до 50 °C (для вязких мазутов до 80 °C), ко времени истечения такого же количества дистиллированной воды при 20 °C.
В качестве топлива для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов используется мазут марок 40 и 100, значительно реже — марки 200. Марка определяется предельной 24
вязкостью, составляющей 8°ВУ (59 мм2/с) для мазута 40 при 80 °C; 15° ВУ (ПО мм2/с) для мазута 100 при 80 °C; 9,5° ВУ (70 мм-’/с) для мазута 200 при 100 °C).
При понижении температуры мазут застывает и становится нетранспортабельным, превращаясь и твердый продукт. Тем-пературой застывания мазута называют ту температуру, при которой он в условиях опыта густеет настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° к горизонту уровень мазута остается неподвижным в течение 1 мин. Наиболее вязкие сорта мазута имеют температуру застывания 25—35 °C.
Воспламеняемость мазута принято характеризовать температурой вспышки и воспламенения, которые также позволяют судить о пожарной опасности мазута. Температурой вспышки называют такую температуру, при которой пары мазута, нагреваемого в определенных лабораторных условиях, образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Под температурой воспламенения понимают такую температуру, при которой нагреваемый в определенных лабораторных условиях мазут загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее установленного времени. Температура воспламенения превышает температуру вспышки на 10—40 °C. Для мазута температура вспышки составляет 80— 100 °C.
Пересчет состава мазута из одной массы в другую производится посредством множителей, приведенных в табл. 2-2. Соотношение между высшей и низшей теплотой сгорания выражается уравнениями (2-6)—(2-8).
Расчет высшей теплоты сгорания мазута по теплоте сгорания, определенной в калориметрической установке (МДж/кг), производится по формуле
Qb = Q6—9,43- 10-2S6 — 4,2- 10-cQ6,	(2-15)
где 4,2-10“6Q6—теплота образования азотной кислоты в бомбе для жидкого топлива.
Ориентировочное определение теплоты сгорания мазута может быть произведено по формуле (2-10), предложенной Д. И. Менделеевым.
2-4. Газообразное топливо
Газообразное топливо состоит из механической смеси горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы и пыли. К естественным газам относятся природный и попутный газ, выделяющийся при извлечении нефти на поверхность. Искусственные горючие газы являются топливом местного значения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газы. Генераторный газ получают путем неполного сжигания твердого топлива. Коксовый и доменный газы являются отходами коксовых и доменных печей.
25
В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах главным образом используются природные и попутные газы. Природные и попутные газы представляют собой смеси углеводородов метанового ряда и балластных негорючих газов. В природных газах значительно больше метана, чем в попутных. Содержание метана в некоторых природных газах доходит до 98 %. Попутные газы содержат меньше метана, по больше высокомолекулярных углеводородов. Углеводороды метанового ряда обычно называют предельными, в них использованы все четыре валентности углерода. Они имеют общую эмпирическую формулу С„Н2п+2- Основными представителями предельных углеводородов являются: метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Ню), пентан (C5Hi2) и т. д. При нормальных условиях (давление 101,08 кПа и температура 0 °C) первые члены ряда до бутана включительно представляют собой газы, не имеющие цвета и запаха, а последующие — жидкости.
Весьма важными свойствами газообразного топлива, влияющими на условия его использования, являются токсичность и взрываемость. Искусственные газы токсичны вследствие содержания в них оксида углерода (СО). Природные и попутные газы нетоксичны, однако высокомолекулярные предельные углеводороды при заметных концентрациях обладают наркотическими свойствами. Так, например, содержание в воздухе 10 % пропана или бутана вызывает при вдыхании головокружение.
В природных газах Среднего Поволжья, Башкирии и некоторых других нередко содержится сероводород (H2S). По своему действию на человека сероводород является сильным ядом, поражающим нервную систему. Он агрессивно действует также на металлы. Допустимая концентрация сероводорода в газе, поступающем в городские сети, не более 2 г на 100 м3.
Газ вместе с воздухом, при определенных концентрациях образует взрывные смеси, т. е. такие, которые способны воспламеняться при зажигании. Взрываемость газовоздушных смесей характеризуют нижним и верхним пределом воспламенения или взрываемости. Нижним пределом взрываемости называется минимальная концентрация газа в газовоздушной смеси, при которой возможно ее воспламенение. Верхним пределом взрываемости называется максимальная концентрация газа в газовоздушной смеси, при которой возможно ее воспламенение. Таким образом, воспламенение газа возможно только в определенных границах содержания его в воздухе. С точки зрения взрываемости более опасными следует считать те горючие газы, которые имеют самый низкий предел взрываемости или самый широкий диапазон пределов взрываемости. В табл. 2-5 приведены температуры воспламенения и пределы взрываемости отдельных горючих газов.
Состав газообразного топлива задается в процентах по объему, и все расчеты относятся к кубическому метру сухого газа при нормальных условиях (101,08 кПа и 0 °C). Содержание
26
Таблица 2-5
Температура воспламенения и пределы взрываемости газов в смеси с воздухом
Газ	Температура воспламенения, С	Пределы взрываемости	
		(объемных при 20 101,0S	газа в смеси давлении кПа)
		нижний	верхний
Ацетилен	305	2,0	82
Бутан	490	1,9	8,5
Бутилен	445	1,7	9,9
Водород	510	4,0	75
Метан	645	5,0	15
Окись углерода	610	12,5	75
Пропилен	455	2,0	9,7
Пропан	510	2,1	9,5
Пентан	309	1,3	8
Сероводород	290	4,3	45,5
Этан	530	3,1	12,5
Этилен	540	3,0	28,6
примесей (водяных паров, смолы, пыли) выражается в г/м3 сухого газа.
Теплота сгорания газообразного топлива принимается по данным калориметрических определений. При отсутствии таких данных теплота сгорания газа при нормальных условиях подсчитывается (МДж/м3) по формуле
= 0,01 [QHjSH2S + QcoCO+ QhH2 + S (QCmH„CmH„)], (2-16) где QHS, Qco и т. д. — теплота сгорания отдельных газов, входящих в состав газообразного топлива (определяется по данным табл. 2-6).
При содержании в топливе до 3 % непредельных углеводородов вида СиНгп их считают состоящими только из этилена СоН4.
Таблица 2-6 Теплота сгорания отдельных газов, входящих в состав газообразного топлива
Газ	Химически я формула	Низшая теплота сгорания Q , МДж/м3	Газ	Химическая формула	Низшая теплота сгорания Qn, МДж/м3
Водород	н2	10,83	Бутан	С4Н10	119,02
Оксид углерода	со	12,68	Пентан	csH12	146,54
Сероводород	H2S	23,46	Этилен	с,н4	59,25
Метан	сн.,	35,93	Пропилен	с3н6	86,27
Этан Пропан	с2н6 с3н3	63,95 91,54	Бутилен	С4Н8	113,87
27
2-5. Расчетные характеристики топлив СССР
Характеристики различных видов топлива, наиболее широко используемых в промышленных и отопительных котельных, приведены в табл. 2-7. Расчетные характеристики топлива, приведенные в этой таблице, являются усредненными и могут изменяться в зависимости от места и времени добычи. Характеристики твердого топлива в основном относятся к рядовому, необога-щенному и негрохоченому топливу, за исключением грохоченых антрацитов Донбасса. Кроме усредненных характеристик в таблице приведены зольность и влажность твердого топлива предельно пониженного качества, которые необходимо учитывать при проектировании паровых и водогрейных котлов.
В таблице также указаны приведенные влажность и зольность, используемые в упрощенных теплотехнических расчетах. Под приведенной влажностью понимают отношение массы влаги, содержащейся в топливе, к его низшей рабочей теплоте сгорания. Аналогично пользуются приведенной зольностью и приведенным содержанием серы,
Расчетные характеристики некоторых
				Состав рабочей		массы топлива, %				
Бассейн, месторождение	Марка топлива	Класс	Ц/Р	АР	SK	с₽	нР	№	СР	
Донецкий	д	р	13,0	21,8	3,0	49,3	3,6	1,0	8,3	
	г	р	8,0	23,0	3,2	55,2	3,8	1,0	5,8	
	т	р	5,0	23,8	2,8	62,7	3.1	0,9	1,7	
Кузнецкий	д	Р, сш	12,0	13,2	0,3	58,7	4,2	1,9	9,7	
Томусинскне,	1СС;	р	12,0	18,9	0,4	59,1	3,4	1,7	4,5	
Черниговский	2СС									
углеразрезы Экибастузский	СС	р	7,0	38,1	0,8	43,4	2,9	0,8	7,0	
Подмосковный	Б2	р	32,0	25,2	2,7	28 7	2.2	0,6	8,6	
Печорский	Ж	р	5,5	23,6	0,8	59,6	3.8	1,3	5,4	
Ки.зеловский	Г	Р, к, м	6,0	31,0	6,1	48,5	3,6	0,8	4,0	
Челябинский	БЗ	р	18,0	29,5	1,0	37,3	2,8	0,9	10,5	
Ирша-Боро-	Б2	р	33,0	6,0	0,2	43,7	3,0	0,6	13.5	
динское										
Сучанский	Т	р	5,0	22,8	0,5	64,6	2,9	0,8	3,4	
Артемовское	БЗ	Р, сш	24,0	24,3	0,3	35,7	2,9	0,7	12,1	
Сланец	—	Мел кий	13,0	40,0	2,6	24,1	2,1	0,1	3,7	
ЭССР										
Торф	—	Фрезер-	50,0	6,3	0,1	24,7	2,6	1,1	15,2	
		ный								
Мазут	Малосернистый		3,0	0,05	0,3	84,65	11,7	0,3		
	Сернистый		3,0	0,1	'А	83,80	11,2	0,5		
	Высокосернистый		3,0	0,1	2,8	83,00	10,4	J 0,7		
28
По данным лабораторных анализов можно подсчитать приведенные влажность, зольность, сернистость (кг- 102/МДж):
uzn - - rp/QC;
Ап ---- Ap/Qp; Sn-Sp/Qp,
(2-17)
(2-18)
(2-19)
где U7p, Лр, Sop+к —содержание влаги, золы и серы в рабочем топливе, %; Qpn — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, МДж/кг.
Средние характеристики природных газов основных газопроводов СССР приведены в табл. 2-8. В природных газах, поступающих в котельные, практически нет пыли, а содержание влаги можно считать соответствующим насыщению при температуре и давлении в газопроводе. При давлениях газа, применяемого в промышленных и отопительных котельных установках, влагосодержанием в газе можно пренебречь.
Таблица 2-7 твердых и жидких топлив
	Низшая	Максимальные		Температура ления золы		плав-сС	Приведенные		Выход
	теплота сгорания	влажность	ЗОЛЬНОСТЬ				влаж- ность	ЗОЛЬНОСТЬ Лп,	летучих на горючую массу,
	МДж/кг	макс’ %	Ас макс’ %	ti		6	кг-10! МДж	кг - Ю2 МДЖ	%
	19,59	18,0	31,5	1000	1200	1280	0,664	1,113	44,0
	22,02	—	31,5	1050	1200	1280	0,363	1,044	40,0
	24,20	8,0	31,5	1060	1200	1250	0,207	0,983	15,0
	22,82	13,5	25,0	ИЗО	1200	1250	0,526	0,578	42,0
	22,57	20,0	25,0	1120	1270	1300	0,532	0,837	25,0
	16,75			44,0	1300	1500	1500	0,418	2,275	30,0
	10,42	—	45,0	1350	1500	1500	3,071	2,418	50,0
	23,65	7,5	32,0	1140	1200	1250	0,232	0,998	33,0
	19,68	8,0	40,0	1200	1450	1500	0,305	1,575	42,0
	13,94	—	45,0	1150	1250	1300	1,291	2,116	45,0
	15,66	36,0	15,0	1180	1210	1230	2,107	0,383	48,0
	24,24	7,0	33,0	1100	1250	1280	0,206	0,940	19,0
	13,31	30,0	36,0	ИЗО	1300	1320	1,803	1,825	50,0
	10,93	—	—	1300	1400	1430	1,189	3,660	90,0
	8,12	55,0	23,0	1010	1150	1200	6,160	0,776	70,0
	40,28	—	—	—	—	—	—	—	—
	39,73	——	—	—	—•	—	—	—	—
	38,77	—	—	—	—	—	—	—	—
29
Ь’-С0’*СЧОООСЧОСЧО—<О СОСООЬ-СОООО’-^’*ОЗЬ-<ЭОЬ-ССЬ-Ь-Ь-Ь-Ь-Ь^Ь-Ь-Ь-Ь-Ь-Ь-
CO CO О 00 ’“' CO •—' CO CO CO О СЧ CO CO LQCOlO * LQ 04 CO CO LO CO 00 b- CO СОЬ-Ь-Ь-Ь-Ь-Ь-Ь’Ь-Ь-Ь-Ь-Ь-СО
o' o' o' О o' o“ сГ о* о o' о о* о” о* о сГ o' о" о” о* o' О* сГ о" о о" о*
30
Контрольные вопросы
1.	Что называется химическим топливом?
2.	Как принято классифицировать топлива в зависимости от способа их получения?
3.	Что такое теплота сгорания топлива?
4.	Что называется условным топливом?
5.	Перечислите основные виды твердого топлива и расскажите о его происхождении.
6.	Из каких основных элементов состоит твердое топливо? Дайте характеристику горючих элементов топлива.
7.	Что такое минеральная часть топлива?
8.	Что такое зола топлива и какое значение она имеет для работы котельной установки?
9.	Что такое плавкость «'абразивность золы?
10.	Что такое внешняя и внутренняя влага топлива?
11.	Что называется гигроскопической влагой топлива?
12.	Чем различаются между собой горючая и рабочая масса топлива?
13.	Что такое выход летучих и как определяется содержание летучих в топливе?
14.	Что называется коксом и как его принято характеризовать?
15.	Что такое высшая и низшая теплота сгорания топлива?
16.	Как определяется теплота сгорания твердого топлива?
17.	Как определяется теплота сгорания рабочей массы топлива, если известна теплота сгорания горючей массы?
18.	На какие типы принято делить ископаемые угли?
19.	Дайте сравнительную оценку каменных и бурых углей.
20.	Приведите классификацию каменных углей в зависимости от выхода летучих на горючую массу.
21.	В чем заключаются особенности торфа и сланцев по сравнению с каменными углями?
22.	Из каких химических элементов состоит мазут, и какие марки его используются в промышленных и отопительных котельных установках?
23.	Что понимают под условной вязкостью жидкого топлива?
24.	Что называется температурой застывания мазута?
25.	Какими параметрами принято характеризовать воспламеняемость мазута?
26.	Что собой представляет газообразное топливо?
27.	Укажите состав природного газа.
28.	В чем заключается токсичность газообразного топлива?
29.	Как принято характеризовать взрываемость газов?
30.	Что называется приведенной влажностью, зольностью, сернистостью?
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ГОРЕНИЕ ТОПЛИВА
3-1. Общие сведения о горении топлива
Горючие элементы топлива при соприкосновении с кислородом окисляются. В качестве окислителя чаще всего используется атмосферный воздух. Окисление горючих элементов
31
30
Контрольные вопросы
1.	Что называется химическим топливом?
2.	Как принято классифицировать топлива в зависимости от способа их получения?
3.	Что такое теплота сгорания топлива?
4.	Что называется условным топливом?
5.	Перечислите основные виды твердого топлива и расскажите о его происхождении.
6.	Из каких основных элементов состоит твердое топливо? Дайте характеристику горючих элементов топлива.
7.	Что такое минеральная часть топлива?
8.	Что такое зола топлива н какое значение она имеет для работы котельной установки?
9.	Что такое плавкость к*абразивность золы?
10.	Что такое внешняя и внутренняя влага топлива?
Н. Что называется гигроскопической влагой топлива?
12.	Чем различаются между собой горючая и рабочая масса топлива?
13.	Что такое выход летучих и как определяется содержание летучих в топливе?
14.	Что называется коксом и как его принято характеризовать?
15.	Что такое высшая п низшая теплота сгорания топлива?
16.	Как определяется теплота сгорания твердого топлива?
17.	Как определяется теплота сгорания рабочей массы топлива, если известна теплота сгорания горючей массы?
18.	На какие типы принято делить ископаемые угли?
19.	Дайте сравнительную оценку каменных и бурых углей.
20.	Приведите классификацию каменных углей в зависимости от выхода летучих на горючую массу.
21.	В чем заключаются особенности торфа и сланцев по сравнению с каменными углями?
22.	Из каких химических элементов состоит мазут, и какие марки его используются в промышленных и отопительных котельных установках?
23.	Что понимают под условной вязкостью жидкого топлива?
24.	Что называется температурой застывания мазута?
25.	Какими параметрами принято характеризовать воспламеняемость мазута?
26.	Что собой представляет газообразное топливо?
27.	Укажите состав природного газа.
28.	В чем заключается токсичность газообразного топлива?
29.	Как принято характеризовать взрываемость газов?
30.	Что называется приведенной влажностью, зольностью, сернистостью?
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ГОРЕНИЕ ТОПЛИВА
3-1. Общие сведения о горении топлива
Горючие элементы топлива при соприкосновении с кислородом окисляются. В качестве окислителя чаще всего используется атмосферный воздух. Окисление горючих элементов
31
топлива может происходить с различной скоростью. При медленном окислении процесс протекает в области низких температур. Так, например, молодые твердые топлива под воздействием воздуха при длительном хранении медленно окисляются. При быстром окислении процесс протекает в области высоких температур и сопровождается свечением различной яркости. При сверхбыстром окислении происходит весьма сложный, специфический процесс, называемый детонацией.
В промышленных огневых установках происходит процесс быстрого окисления горючих элементов топлива и развиваются высокие температуры. Этот процесс называют горением. В нем сочетаются сложные физические и химические явления. Сложность заключается в том, что два вещества, совершенно устойчивые в молекулярном отношении, должны прореагировать между собой так, чтобы развились высокие температуры и образовалось новое вещество, тоже устойчивое в молекулярном отношении. Образовавшееся новое вещество называют продуктом сгорания.
В ходе химических реакций между топливом и окислителем образуются промежуточные вещества, которые находятся в неустойчивом состоянии в виде атомов, радикалов, оксидов и пероксидов с относительно большой степенью ионизации. Промежуточные вещества реагируют между собой и с молекулами топлива и окислителя. При этом создаются последовательные и параллельно разветвляющиеся цепи промежуточных реакций с образованием активных центров. Активными центрами называются соединения со свободными валентностями.
Активностью промежуточных реагирующих веществ определяется скорость отдельных реакций. Если будет происходить перенакопление малоактивных комбинаций, то произойдет торможение или даже полное прекращение объемной химической реакции. В нормально работающих топочных устройствах скорости промежуточных реакций весьма значительны; соответственно этому толщина фронта пламени мала. Фронт горения представляет собой как бы тонкую оболочку объема, в котором протекают сложные подготовительные процессы.
Горение возможно только после того, как произойдет воспламенение горючей смеси. Для этого необходимо, чтобы в горючей смеси появились активные центры и происходило их накопление. Время, необходимое для накопления активных центров, называется периодом индукции. Период индукции соизмерим с временем протекания самой реакции.
Воспламенение горючей смеси может произойти самопроизвольно (самовоспламенение) или от постороннего источника (принудительное воспламенение). Самовоспламенение смеси происходит при повышении ее температуры до определенного значения, при котором исходным молекулы, теряя устойчивость, способствуют возникновению активных центров. Механизм принудительного воспламенения такой же, как и самовоспламене-
32
ния, но отличается тем, что в готовую или образующуюся горючую смесь вводится источник с высокой температурой (зажженный факел, раскаленное тело или элекфичсская искра). Если количество теплоты, внесенное посторонним источником, достаточно для поддержания необходимых температур, местное воспламенение способно самораспрострапяться по всему объему смеси.
Горелкой называется устройство, предназначенное для подачи готовой горючей смеси пли смеси, образующейся в самой горелке, а также для стабилизации фронта воспламенения. Устройство, предназначенное для завершения процесса горения и изоляции его от внешних условий, называется топочной камерой. Система горелок в сочетании с топочной камерой называется топочным устройством пли просто топкой. Непрерывный процесс подготовки, воспламенения и горения топлива осуществляется в горелке п топочной камере, через которые проходит ноток топлива, воздуха и продуктов горения.
Наука, изучающая движение газовых потоков н их взаимодействие, называется аэродинамикой. Законы аэродинамики играют важную роль в процессе горения. Кроме того, в топочной камере происходят процессы теплообмена между горящим топливом и ограждающими поверхностями. Таким образом, процесс горения зависит от большого числа различных факторов, взаимосвязанных и влияющих друг па друга. В зависимости от того, какие факторы являются определяющими, при горении различают две области протекания процесса: кинетическую и диффузионную.
При протекании горения в кинетической области определяющими являются химические явления: температура и концентрация топлива или окислителя в горючей смеси. Здесь продолжительность горения практически определяется временем, необходимым для завершения химических реакций.
При протекании горения в диффузионной области определяющими являются физические факторы, и прежде всего смесеобразование. Продолжительность горения в диффузионной области практически определяется временем, необходимым для завершения смессобразовательных процессов.
3-2. Элементы теории горения топлива
Согласно современной теории процесс горения имеет явно выраженный поточный характер и может быть расчленен на последовательные зоны.
При горении наиболее сложного твердого топлива зоны эти следующие: подготовка топлива к вводу в топку, создание первичной топливно-воздушной смеси, огневая газификация и образование истинной горючей смеси, способной немедленно вступить в процесс горения. При этом неоднородность состава первичной топливно-воздушной смеси, неравномерность распре-
2 Р, И, Эскрпш
33
Рис. 3-1. Аэродинамические схемы тонок: и— слоевая; б — факельная; в — вихревая
/ — первичный воздух; // — вторичный воздух; Т— топливо деления скоростей, концентраций и температур в объеме топки не позволяют четко выделить эти зоны в топочном пространстве. Они накладываются друг па друга по протяженности и в пространстве, т. е. имеют сложный, объемный характер. В зависимости от вида топлива и способа его сжигания отдельные зоны (стадии) горения могут отсутствовать.
В основу первичной классификации топочных устройств в настоящее время положен аэродинамический принцип организации процесса. Исходя из этого принципа все топочные процессы разделяются на три типа: слоевой, факельный и вихревой. На рис. 3-1 показаны аэродинамические схемы топок. В слоевой топке может сжигаться только твердое топливо, а в факельной и вихревой — любое (твердое, жидкое, газообразное). Рассмотрим отдельные зоны горения применительно к виду сжигаемого топлива и типу топки.
В зоне предварительной подготовки топлива к вводу в топку при сжигании твердого топлива производится сортировка по фракциям и дробление, а при факельном сжигании — дополнительно и размол. Эта зона бывает необходима для облегчения и ускорения газификации, так как увеличивается поверхность соприкосновения топлива с окислителем. При сжигании жидкого и газообразного топлива надобность в его предварительной подготовке отпадает.
Создание первичной газовоздушной смеси производится путем соединения двух потоков: топливного и воздушного. В слоевых топках эта зона состоит из кусочков различного размера, продуваемых воздухом, а в факельных при сжигании твердого топлива — из смеси топливной пыли с первичным воздухом. Первичным называется воздух, транспортирующий топливо, а вторичным — воздух, вдуваемый непосредственно в топочную камеру (на рис. 3-1 показаны цифрами / и II). При жидком топливе для создания первичной газовоздушной смеси топливо распыляется. При газе надобность в создании первпч-
34
ной газовоздушной смеси отпадает, так как газ и воздух могут немедленно образовать смесь.
Зона огневой газификации является одной из важнейших и определяет скорость всего поточного процесса горения. Огневая газификация представляет собой полное измельчение, до молекулярного состояния, и необходима для того, чтобы всю массу топлива подготовить к следующей зоне образования истинной горючей смеси. Наиболее сложные формы принимает газификация твердого топлива, поскольку она сопровождается возгонкой, окислительными и восстановительными реакциями. Газификация твердого топлива облегчается с увеличением содержания в нем летучих веществ.
Ускорение газификации может быть достигнуто повышением температуры и созданием среды с кислородсодержащими компонентами. Кислород в топливе облегчает его газификацию. Однако в промышленных топках факельного типа вследствие несовершенства смесеобразования в топочной камере зона газификации растягивается почти на всю длину факела.
Слой кускового топлива (рис. 3-1, а), лежащий неподвижно на решетке и продуваемый воздухом, имеет хорошо организованную зону газификации. В слое горящего топлива развиваются достаточно высокие температуры (1700—1800 °C). Это при наличии кислорода воздуха способствует интенсивной газификации топлива. Газообразные продукты неполной газификации поступают в топочную камеру, где происходит их сжигание факельным способом. Принято считать, что продуваемый воздухом слой топлива по ходу его движения состоит из двух зон: кислородной и восстановительной (газификационной). Кислородная зона имеет очень небольшую протяженность по высоте слоя. При этом чем больше в топливе летучих, тем меньше протяженность кислородной зоны, так как летучие облегчают процесс газификации. Кислородная зона служит огневым источником теплоты, обеспечивающим развитие газификационной стадии горения.
При сжигании жидкого и твердого топлива в факельных топках газификация капель и частиц происходит при умеренных количествах первичного воздуха, подаваемого в горелку. Теплота, необходимая для протекания газификационных процессов, поступает от следующих источников: пламени и раскаленной обмуровки топочной камеры, подогретого воздуха, топлива, а также от продуктов сгорания, искусственно возвращаемых из области активного горения продуктов газификации.
При сжигании газообразного топлива процесс газификации весьма своеобразен. Сложные углеводородные молекулы под воздействием высокой температуры разлагаются, в них происходят структурные изменения с активизацией молекул.
Образование истинной горючей смеси происходит путем смешения продуктов газификации с вторичным воздухом. Истинная горючая смесь способна немедленно вступить в окон-
2*
35
чательпый процесс горения. В этой зоне развиваются наиболее высокие температуры, несмотря па отвод теплоты экранными поверхностями нагрева, расположенными в топочной камере. Отвод теплоты заметно влияет па завершение горения в конце топочной камеры. Поэтому чаще всего область наиболее высоких температур располагается ближе к фронту пламени.
Наличие золы в топливе вызывает образование шлака, накопление которого в топке может заметно ухудшить нормальный процесс горения. Поведение шлака в топке зависит от зольности п свойств горючей массы топлива, качества золы, тугоплавкости и вязкости получающихся шлаков.
Из рассмотрения отдельных зон ясно, что первые две зоны являются подготовительными, а последние две — огневыми, в которых развивается н завершается непрерывный процесс сжигания топлива.
3-3. Материальный баланс горения
Под материальным балансом горения понимают равенство между массой участвующих в процессе горючих элементов топлива и окислителя и массой образовавшихся продуктов сгорания. При составлении материального баланса горения твердого, жидкого и газообразного топлива используют элементарные реакции окисления горючих элементов и газов, предполагая, что входящие в состав топлива горючие элементы полностью окисляются, превращаясь в инертные газы.
При сжигании твердого и жидкого топлива схемы реакций горения элементов могут быть представлены в виде:
при полном сгорании углерода
С 4- О3 = СО2;
12 кг4-32 кг = 44 кг
при горении водорода
2Н2 + О2 = 2Н2О;
4 Kr-f-32 кг —36 кг при горении серы
s + о2 so3.
32 кг-(-32 кг = 64 кг
Из уравнений материального баланса приведенных элементарных реакций определяются массовые расходы кислорода и продуктов сгорания на 1 кг горючего элемента. Зная плотность кислорода п продуктов сгорания, можно определить их объем при нормальных условиях (давление 101,08 кПа, температура 0 °C). Плотность различных газов при нормальных условиях приведена в табл. 3-1.
При сжигании газообразного топлива протекают реакции горения водорода, оксида углерода, сернистого газа, углеводородов. Реакция горения оксида углерода такова:
2СО4-О2 = 2СО2.
56 кгД-32 кг = 88 кг
36
Таблица 3-1
Молекулярная масса и плотность газов при нормальных условиях
Газ	Химическая формула	Молекулярная масса	Плотность, кг/м3
Кислород	Оа	32,00	1,429
Азот воздуха		28,01	1,257
Воздух		28,96	1,293
Диоксид углерода	со2	44,01	1,977
Оксид углерода	со	28,01	1,250
Водород	Н2	2,02	0,090
Водяной пар	Н2О	18,02	0,805
Сернистый ангидрид	so2	64,06	2,927
Сероводород	H2S	34,08	1,520
Метан	сн4	16,04	0,716
Этан		30,07	1,342
Пропан	CgHg	44,09	1,967
Бутан	QH10	58,12	2,598
Пентан	С5Н12	72,14	3,218
Этилен	с2н4	28,05	1,251
Пропилен	с3н6	42,08	1,877
Бутилен	С.,Н8	56,10	2,503
Реакция горения сероводорода имеет вид 2H2S + ЗО2 = 2Н,0 + 2SOa. 68 кг 4-96 кг — 36 кг 4~ 128 кг
Горение углеводородов CmHn {tn — число атомов углерода, п — число атомов водорода) может быть представлено уравнением
СтН
О3 = тСО, + — НоО
2
или для одного КИЛОМОЛЯ
(2m + /г) + 32	Н—= 44m -j- 9п.
Материальный баланс приведенных элементарных реакций при горении горючих газов, входящих в состав газообразного топлива, позволяет определить массовый расход кислорода и количество продуктов реакции, приходящееся на 1 кг газа. Расчеты, связанные с горением газа, ведутся на 1 м3 горючего газа при нормальных условиях. Зная плотность кислорода, продуктов реакции и горючего газа, можно определить их объем при нормальных условиях.
В качестве примера рассмотрим определение количества кислорода и воздуха, необходимого для горения сероводорода. Если для горения 68 кг сероводорода требуется 96 кг кислорода,
37
Таблица 3-2
Расход окислителя и количество продуктов сгорания твердого и жидкого топлива
Горючий элемент	Реакция горения	Количество кислорода на 1 кг элемента	
		кг/кг	м3/кг
Углерод			
		32	2,67
при сгорании	с + О2 ~= СО2	— = 2,67	= 1,868
до СО2		12	1,429
при сгорании	2С + О2 = 2СО	21 = 1,33	J2L = 0,931
до СО		24	1,429
Водород Н2	2Н2 + О2 = 2Н2О	21=8	-2— = 5,598
		4	1,429
Сера	S + О2 = so2	21=1	—-— = 0,699
		32	1,429
Продолжение табл. 3-2
Горючий элемент	Реакция горения	Количеств* воздуха на 1 кг элемента, м3/кг	Количество продуктов сгорания на 1 кг элемента	
			кг/кг	м3/кг
Углерод при сгорании до СО2 при сгорании до СО Водород Нг Сера	С 4- О2 = СО2 2С 4- О2 = 2СО 2Н2 4- О2 = 2Н3О S 4- О2 = SO2	22^ = 8,89 0,21 0,931 _ . 	= 4,43 0,21 22?! = 26>5 0,21 2299.= з,33 0,21	44 — = 3,67 12 21 = 2,33 24 21=9 4 2£=2 32	3,67 _ 	1,00 1,977 2а_=1>86 1,25 а J — П 18
				0,805 О — 0 683
				2,927
то для горения 1 кг сероводорода потребуется 96/68=1,41 кг кислорода. Объем кислорода, необходимый для горения 1 м3 сероводорода, составит 1,41-1,52/1,429=1,5 м3; соответственно объем воздуха 1,5/0,21 = 7,14 м3. Производя аналогичные расчеты для каждого горючего газа, получим расход окислителя и количество продуктов сгорания, приведенные в табл. 3-2 и 3-3.
3-4. Теоретический объем воздуха и продуктов сгорания
При сжигании топлива в топках паровых и водогрейных котлоагрегатов в качестве окислителя используется воздух. Зная количество воздуха, необходимое для горения 1 кг каждого 38
Расход окислителя и количество продуктов сгорания при сжигании газа
39
Таблица 3-2
Расход окислителя и количество продуктов сгорания твердого и жидкого топлива
Горючий элемент	Реакция горения	Количество кислорода на I кг элемента	
		кг/кг	м3/кг
Углерод			
		32	2,67	, „
при сгорании	с + О2 ~ СО2	— = 2,67	= 1,868
до СО2		12	1,429
при сгорании	2С + Оа = 2СО	— = 1,33	-1— = 0 931
до СО		24	1,429
Водород Н2	2Н2 + О2 = 2Н2О	21 = 8	—-— = 5,598
		4	1,429
Сера	S + О2 = SO2	^1=1	-2— = 0,699
		32	1,429
Продолжение табл. 3-2
Горючий элемент	Реакция горения	Количеств* воздуха иа 1 кг элемента, мэ/кг	Количество продуктов сгорания на 1 кг элемента	
			кг/кг	м3/кг
Углерод при сгорании до СО2 при сгорании до СО Водород Н? Сера	с + О2 = со2 2С + О2 = 2СО 2Н2 + О2 = 2Н3О S + О2 — SO2	1,868 = 8,89 0,21 °-931 - А до 	= 4,43 0,21 И?8- = 26,5 0,21 ^-=3,33 0,21	— = 3,67 12 — = 2,33 24 -86-=9 4 Л=2 32	3,67 _ 	= 1,00 1,977 2,33	, .. 	— 1,00 1,25 9 ~ 11 18
				0,805 2 — 0 683
				2,927
то для горения 1 кг сероводорода потребуется 96/68=1,41 кг кислорода. Объем кислорода, необходимый для горения 1 м3 сероводорода, составит 1,41-1,52/1,429=1,5 м3; соответственно объем воздуха 1,5/0,21 = 7,14 м3. Производя аналогичные расчеты для каждого горючего газа, получим расход окислителя и количество продуктов сгорания, приведенные в табл. 3-2 и 3-3.
3-4. Теоретический объем воздуха и продуктов сгорания
При сжигании топлива в топках паровых и водогрейных котлоагрегатов в качестве окислителя используется воздух. Зная количество воздуха, необходимое для горения 1 кг каждого 38
Расход окислителя и количество продуктов сгорания при сжигании газа
39
горючего элемента твердого и жидкого топлива (табл. 3-2.) или 1 м3 каждого горючего газа, входящего в газообразное топливо (табл. 3-3), можно определить теоретическое общее количество воздуха, необходимое для горения всех горючих элементов. Так как в 1 кг рабочей массы топлива содержится Ср/100 кг углерода, 11р/100 кг водорода, Sp.ri/100 кг серы (летучей) и О’’/IOO кг кислорода, то для сжигания твердого и жидкого топлива теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания (м3 иоздуха/кг топлива), определяется по формуле
V0-- 0,0889 (Ср-Ь 0,3755^ + 1’) -! 0,265Нр- 0,03330р,	(3-1)
а при сжигании газообразного топлива, состав которого задан процентным содержанием отдельных горючих газов,— по формуле (м3 воздуха/м3 газа)
Р’0 - 0,0476 ^0,5СО (-0,5Н2 г 1,5H2S-|-S (т -|—— О2 j •
(3-2)
Из приведенных уравнений ясно, что теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания 1 кг твердого и жидкого топлива или 1 м3 газообразного топлива, зависит только от его химического состава.
При полном сжигании топлива в теоретических условиях образуются продукты сгорания, представляющие собой газовую смесь, состоящую из СО2, SO2, N2, Н2О. Диоксид углерода и сернистый ангидрид принято объединять и называть «сухие трехатомные газы», обозначая через RO2, т. е. RO2 = CO2 + SO2.
Объем двуокиси углерода (Усо, ) н сернистого ангидрида (Vso) при сжигании 1 кг твердого и жидкого топлива в теоретических условиях может быть определен из табл. 3-2. Сопоставляя реакции горения углерода и серы, видим, что левые части их С + О2 и S-'rO2 выражаются одинаково и имеют вид: R + O2 = = RO2. Это позволяет упростить расчеты путем замещения серы эквивалентным количеством углерода:
Сэкв Sop+K = 0,375Sop+K.
Тогда суммарное количество углерода и серы в топливе будет R = С+ 0,375Sop+1(. Следовательно, теоретический (минимальный) объем трехатомных газов (м3/кг)
Ср -J- 0,375Sp , к
I/ = 1,866----------------
RO;	100
(3-3)
Объем азота в продуктах сгорания складывается из объема азота, содержащегося в подаваемом воздухе, и объема азота, содержащегося в топливе, т. е.
Vtn?
40
Объем азота, перешедший в продукты сгорания из теоретического количества воздуха, поданного для горения (м3/кг), определяется по формуле
VBNi - 0,791/°.	(3-4)
Объем азота, перешедший в продукты (м3/кг), определяется по формуле
сгорания из топлива
т Л1М. NP	NI>	п о NP
N, _ -----—----------------------_	—-—
Pn K)0pN 100-1,257	100
(3-5)
где TfN—масса азота, содержащегося в топливе, кг; pN — плотность азота воздуха, равная 1,257 кг/м3.
Теоретический объем азота в продуктах сгорания (м3/кг)
Vn. - 0,79V° -V 0,8	- •	(3-6)
100	v '
Наличие водяных паров в продуктах сгорания обусловлено (горением водорода и испарением влаги, содержащейся в топливе, а также влаги, поступающей вместе с воздухом. Теоретический объем водяных паров (м3/кг)
У?ыо - 0,111НР 0,01241VP ф 0,0161V".	(3-7)
В уравнении (3-7) влагосодержаипе воздуха принято равным dn — Ю г/кг.
При сжигании газообразного топлива теоретический объем трсхатомпых газов (м3/м3)
VRO == 0,01 (CO2 + CO + H2S -I- SmCmHj (3-8)
Теоретический объем азота (м3/м3)
V°,_ - 0,79V" +	•	(3-9)
Теоретический объем водяных паров (м!/м:)
Vh.o-0.01 (H,S + H3 + -[стН„ + о, 124dr,тл) 0,0161V".
(3-10)
где </г. то — влагосодержание газообразного топлива, г/м3.
3-5. Коэффициент избытка воздуха и действительный объем продуктов сгорания
В реальных топочных камерах для экономичного сжигания топлива приходится подавать воздуха больше, чем это теоретически необходимо. Отношение действительного количества воздуха (VA), поданного для горения, к теоретически необходи-
41
мому количеству воздуха (У0) называется коэффициентом избытка воздуха:
(3-11)
Коэффициент избытка воздуха в значительной мере характеризует совершенство организации процесса горения в реальных условиях по сравнению с теоретическими. Очевидно, что чем ближе действительный расход воздуха к теоретическому (а-* 1) без снижения экономичности сжигания топлива, тем совершеннее конструкция топочного устройства и экономичнее топочный процесс.
При эксплуатации и испытании топочных устройств коэффициент избытка воздуха определяют экспериментально, а при расчетах — принимают по нормативным данным. В современных топках в зависимости от способа сжигания топлива, его вида и конструкции топочного устройства коэффициент избытка -воздуха принимают в пределах от 1,05 до 1,60.
Коэффициент избытка воздуха на работающем котельном агрегате определяют по составу продуктов сгорания, анализ которых производят специальными средствами измерения, называемыми газоанализаторами. Прн полном анализе продуктов сгорания в них определяют содержание (объемн.%) RO2, О2, СО, Н2, С1Т4 по отношению к объему сухих газов, а прн упрощенном анализе — содержание только RO2 и О2. Следовательно, имеем
R0.2 = Vro^- • 100; О2 =	• 100;
Ve.r	Vc.r
CO J-CR- . 100; H2 — —• 100; CH4 =• 100,
Vc.r	Vc.r	Vc.r
где VRO , Vo, Vco, VH, VCH — парциальные объемы газов, входящих в состав сухих продуктов сгорания, м3/кг или м3/м3; V\ . г — действительный объем сухих газов, определяемый при неполном горении, когда в продуктах сгорания находятся СО, Н2, CIL,; при сжигании твердого и жидкого топлива (м3/кг)
СРфО,3755Рр + к — 1,ои------------•
RO.2 ! сосн4
при сжигании газа (м3/м3)
CO^ + COT+H2ST-|-SmCmHj
’ С. Г ' '	___________ _
(3-12)
(3-13)
RO2-|-CO + СН4
где Ср, SpOp+K — содержание углерода и серы в твердом и жидком топливе, %; СОТ2, СОТ, H2ST, CmHT„ — содержание углекислого газа, оксида углерода, сероводорода, углеводородов в сжигаемом газообразном топливе, %.
42
При сжигании топлива в теоретических условиях излишний кислород в продуктах сгорания отсутствует, а содержание RO2 максимально. Наибольшее возможное содержание RO2 в сухих продуктах горения зависит от состава сжигаемого топлива и является характеристикой его горючей части. Значение RO2MdKC можно подсчитать по составу топлива или продуктов сгорания. Так, для твердого и жидкого топлива, если известен его состав, имеем (объемн.%)
R()2aK
21 (СТ H-O,375Sgp+K)
2,37 (Нр — 0,126Ор) + Ср + 0,375Spp + к
(3-14)
При известном составе продуктов сгорания из анализа па газоанализаторе имеем (объемн.%)
RO2a,iC
______________ROa } СО + СН4____________________ 100 — 4,76 (О2 — 2СН4 — 0.5СО — 0,5112)
•100. (3-15)
Для всех топлив, содержащих азота менее 3 %, коэффициент избытка воздуха наиболее точно определяется по «азотной» формуле:
при полном горении
при неполном горении
N2 — 3,76 (О2 - 2СИ4 - 0,5СО — 0,5112)
При упрощенном анализе продуктов сгорания с определением только RO2 и О2 и полном горении коэффициент избытка воздуха может определяться по «кислородной» формуле
21
21-Оа
(3-18)
Для ориентировочной оценки коэффициента избытка воздуха при сжигании топлива постоянного состава при полном горении может использоваться «углекислотная» формула
Г) гчмакс
а-ЛД________.	(3-19)
ro2
Увеличение количества воздуха, подаваемого в топку, по сравнению с теоретически необходимым приводит к возрастанию объема продуктов сгорания относительно теоретического (минимального), рассчитанного на основании элементарных химических реакций. При этом избыточный воздух в процессе горения участия не принимает, а объем продуктов сгорания уве
43
личивается за счет двухатомных газов (азота и кислорода). Теоретический объем трехатомных газов (VROj) остается неизменным. Следовательно, действительный объем сухих газов при полном горении
vc.P=WV(“-о v°-	(3'2°)
Действительный объем водяных паров (м3/кг или м3/м3)
Ун<Д-По + °-0161.(а-“1)^.	(3-21)
Суммарный объем продуктов сгорания (м3/кг или м3/м3)
Vr = Vro.. + + (а-1) V° + V^.o + °’0161 (а~ D V°’ С3'22) где Vfi —теоретический объем азота, при сжигании твердого и жидкого топлива подсчитывается по формуле (3-6), а при сжигании газа — по формуле (3-9); о—теоретический объем водяных паров, при сжигании твердого и жидкого топлива подсчитывается по формуле (3-7), а при сжигании газа — по формуле (3-10).
3-6. Энтальпия воздуха и продуктов сгорания
Количество теплоты (кДж), содержащееся в воздухе или продуктах сгорания, называют теплосодержанием (энтальпией) воздуха и продуктов сгорания. При выполнении расчетов принято энтальпию воздуха и продуктов сгорания относить к 1 кг сжигаемого твердого и жидкого топлива и к 1 м3 (при нормальных условиях) газообразного топлива.
В учебнике энтальпия обозначена через I и i в соответствии с нормами теплового расчета котельных агрегатов. В настоящее время принято обозначать энтальпию газов и воздуха через И, а пара и воды — через h.
Энтальпия действительного количества воздуха, поданного для горения (кДж/кг или кДж/м3), определяется по формуле
(3-23)
где /в° — энтальпия теоретического количества воздуха, необходимого для горения, кДж/кг или кДж/м3; — удельная теплоемкость влажного воздуха, кДж/(м3-К), может приниматься равной удельной теплоемкости сухого воздуха; /п— температура воздуха, °C.
Энтальпию действительного объема продуктов сгорания определяют как сумму энтальпий теоретического объема продуктов сгорания и избыточного воздуха (кДж/кг пли кДж/м3):
/ - У" ‘ /Г6-	(3-24)
44
Энтальпия теоретического объема продуктов сгорания (кДж/кг или кДж/м3), представляющих собой смесь газов, при температуре й
/? —(Vro.Crq, 1 V^C-N, Г Ун.оСщо) А
: Vro, (Д)’)до,2 И Vn. (^A')n2 + Vh.,o (cfljrro- (3-25)
Lie (cO)Ktv (<"fl)N , (c i))H () соответственно энтальпия 1 м3 трехатомных газов, азота н водяных паров; О — температура продуктов сгорания, 1'С.
Энталышя избыточного воздуха в продуктах сгорания (кДж/кг или кДж/м3) при температуре Д
/Г -(а—1)/„- (а-1)У°(Д})в,	(3-26)
где (х — коэффициент избытка воздуха после соответствующего газохода парового или водогрейного котла.
Энтальпия 1 м3 трехатомных газов, азота, водяных паров и воздуха при различных температурах й приведена в табл. 3-4.
Таблица 3-4
Энтальпия воздуха и газообразных продуктов сгорания (кДж/м3) и золы (кДж/кг)
сс	(rf)RO2	(cS>N2	(Д0О2	(с!|)НгО	Щ)в	
100	170,5	130,2	132,3	151,2	132,7	81,1 169,7 264,6 361,2 459,9 562,0 664,4 769,4 877,8 987,0 1100,4 1209,6 1365,0 1587,6 1764,0 1881,6 2070,6 2192,4 2394,0 2520,0
200	358,7	260,8	268,0	305,3	267,1	
300	560,7	393,1	408,2	464,1	404,0	
400	774,5	528,4	552,7	628,3	543,5	
500	999,6	666,1	701,4	797,2	686,3	
600	1226,4	806,4	852,6	970,2	832,4	
700	1465,8	949,2	1008,0	1150,8	982,8	
800	1709,4	1096,2	1163,4	1339,8	1134,0	
900	1957,2	1247,4	1323,0	1528,8	1285,2	
1000	2209,2	1398,6	1482,6	1730,4	1440 6	
1100	2465,4	1549,8	1642,2	1932,0	1600Э	
1200	2725,8	1701,0	1806,0	2137,8	1759,8	
1300 1400	2986,2 3250,8	1856,4 2016,0	1969,8 2133,6	2352,0 2566,2	1919,4 2083,2	
1500	3515,4	2171,4	2301,6	2788,8	2247,0	
1600	3780,0	2331,0	2469,6	3011,4	2410,8	
1700	4048,8	2490,6	2637,6	3238,2	2574 6	
1800	4317,6	2650,2	2805,6	3469,2	2738,4	
1900	4586,4	2814,0	2977,8	3700 2	2906,4	
2000	4859,4	2973,6	3150,0	3939,6	3074 4	
2100	5132,4	3137,4	3318,0	4174,8	3242,4	
2200	5405,4	3301,2	3494,4	7774,4	341 ОД	__
45
При сжигании твердых1 топлив с высокой зольностью (ау„Дп> >1,4 • IО2 кг/МДж) учитывается энтальпия золы (кДж/кг)
/зл = 0,01ау11ДРс3Л	(3-27)
где аУн —доля золы топлива в уносе; сзл —удельная теплоемкость золы, кДж/(кг • К')-
Для промышленных паровых и водогрейных котлов, использующих топлива с невысокой зольностью, энтальпия золы мала и при расчетах может rf*3 учитываться.
3-7. Основные характеристики, используемые при тепловом расчете котельных агрегатов
При тепловом расчете паровых и водогрейных котлов определяются теоретически1*3 и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания, а тгакже их энтальпии.
Коэффициент избытка воздуха по мере движения продуктов сгорания по газох<оДам агрегата увеличивается. Это обусловлено тем, что .давление в газоходах (для котлов, работающих под разрежением) меньше давления окружающего воздуха и через неплотпости в обмуровке происходит присос атмосферного воздуха в газовый тракт агрегата. Обычно при расчетах температуру воздуха, присасываемого в газоходы, принимают равной 30 °'С.
Присос воздуха Act принято выражать в долях теоретического количества воздуха, необходимого для горения:
Аа = АУприс/уо,	(3-28)
где АКприс — количеств^ воздуха, присасываемого в соответствующий газоход агрегата, приходящееся па 1 кг сжигаемого твердого и жидкого топлива или на 1 м3 газа при нормальных условиях, м3/кг или м3/м3.
При тепловом расч*ете присосы воздуха принимаются по нормативным данным. Значения расчетных присосов воздуха для промышленных пафовых и водогрейных котлов приведены в табл. 3-5.
Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной камеры подсчитывается прибавлением к ат соответствующих гфисосов воздуха:
ctz = txT £ Асе,	(3-29)
где I —номер поверхности нагрева после топки по ходу продуктов горения; «т — коэсрфппиент избытка воздуха на выходе из топки.
46
Таблица 3-5
Расчетные значения присоса воздуха в топку и газоходы паровых и водогрейных котлов при номинальной нагрузке
Топочные камеры и газоходы
Присос воздуха
Топочные камеры пылеугольных котлов с твердым шлакоудале-нием и металлической обшивкой труб экрана То же, при наличии обмуровки и обшивки » без металлической обшивки Топочные камеры слоевых механических и полумеханических топок	0,05 0,07 0,07 0,1
Фестоп, ширмовой пароперегреватель, первый котельный пучок котлов производительностью D > 50 т/ч Первый котельный пучок конвективной поверхности нагрева котлов производительностью Л\50 т/ч Второй котельный пучок конвективной поверхности нагрева котлов производительностью D -лД 50 т/ч Пароперегреватель Водяной экономайзер котлов производительностью О > 50 т/ч (на каждую ступень) Водяной экономайзер котлов производительностью D сд 50 т/ч: стальной чугунный с обшивкой чугунный без обшивки	0 0,05 0,1 0,03 0,02 0,08 0,1 0,2
Воздухоподогреватели трубчатые (на каждую ступень): для котлов с О > 50 т/ч для котлов с D / 50 т/ч Золоуловители циклонные и батарейные Газоходы стальные (на каждые 10 м длины) »	кирпичные (па каждые 10 м длины)	0,03 0,06 0.05 0,01 0,05
Расчет действительных объемов продуктов сгорания по газоходам агрегата обычно сводится в таблицу, в которой указываются также объемные доли трехатомных- газов и водяных паров, необходимые в последующих расчетах. Форма расчетной таблицы применительно к промышленному парогенератору при сжигании твердого или жидкого топлива приведена в табл. 3-6. Здесь действительные объемы продуктов сгорания определяются по средним коэффициентам избытка воздуха в соответствующем газоходе. Средний коэффициент избытка воздуха подсчитывается как среднее арифметическое между коэффициентом избытка воздуха на входе в газоход (</) и на выходе из него (а").
Концентрация золы в продуктах сгорания, необходимая в последующих расчетах, определяется только при сжигании твердого топлива. Доля золы топлива в уносе принимается из табл. 5-1, 5-2 и 5-4 в зависимости от способа сжигания топлива и конструкции топки.
Расчет энтальпии продуктов сгорания при действительных коэффициентах избытка воздуха рекомендуется представлять в табличной форме. При этом расчет следует производить для
47
Таблица 3-6
Объемы продуктов сгорания
Теоретические объемы
4	VRO
VH 'I
Газоход
Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева
Формула (3-29), табл. 3-5
Топка, фес- ' ТОН	j	Пароперегреватель
	
Воздухоподогреватель
S

О
Средний избытка доходе нагрева
коэффициент
воздуха в га-поверхпостп
СП -I “
Ct1 Р	- ----------
Избыточное количество воздуха, м3/кг
Vй (асР — 1)
Объем водяных паров, м3/кг	Формула (3-21)						
Полный объем продуктов сгорания, м3/кг	Формула (3-22)						
Объемная доля трехатом-пых газов	Кро2 ’ R Оа	—						
Объемная доля водяных паров	г	СнаО гН2О						
Суммарная	объемная доля	Ci = rRO2 Л гНгО						
Концентрация золы в продуктах сгорания, г/м3	10 ЛР</ун В - Кг						
38
Таблица 3-7
Энтальпия продуктов сгорания / - f (Й), кДж/кг или кДж/м3
Поверхность нагрева	Температура после поверхности нагрева, С	/'>	Т11(Д)в	/0. см. (3-25)		/, см. (3-24)
Гоночная камера, зона ядра факела (ат)	2000 1900 1800 1700 1600 1500				
Верх топочной камеры, фестон (rzT)	1500 1400 1300 1200 1100 900				
Пароперегреватель (°П1 с)	900 800 700 600				
Конвективные пучки котла (ос[, ц, . . . )	700 600 500				
Водяной экономайзер («эк)	500 400 300 200				
Воздухоподогреватель (ай,,)	300 200 100				
Золоуловитель (азу)	200 100				
всех возможных температур после поверхностей нагрева, так как температуры эти неизвестны. Примерная форма расчета ^=/(0) представлена в табл. 3-7 для промышленного парогенератора при сжигании твердого топлива. При сжигании газа и мазута ввиду отсутствия золоуловителя последняя строка таблицы не заполняется.
4?
Данные табл. 3-7 позволяют в последующих расчетах по температуре продуктов сгорания определять их энтальпию
б1п„ М_ (^ИЗВ—М +
(3-30)
или наоборот, по энтальпии продуктов сгорания — их температуру
1$—- 'м
(3-31)
При этом производится линейная интерполяция в интервале изменения температуры 100 К- В формулах (3-30) и (3-31) /», /м — энтальпии, соответствующие большей и меньшей температуре искомого интервала температур, приведенных в табл. 3-7; ^изв — температура, для которой вычисляется энтальпия, °C; /м— температура, соответствующая меньшей энтальпии искомого интервала, °C; /!1зв — энтальпия, по значению которой определяется температура.
Контрольные вопросы
1.	Что называется горением топлива?
2.	Как происходит воспламенение смеси?
3.	Дайте характеристику горения в диффузионной и кинетической областях.
4.	Назовите основные зоны, на которые принято расчленять процесс горения твердого топлива.
5.	Какой принцип положен в основу классификации топочных устройств?
6.	Дайте характеристику зоны предварительной подготовки топлива.
7.	Дайте характеристику зоны огневой газификации.
8.	Каким путем происходит образование истинной горючей смеси?
9.	Что такое материальный баланс процесса горения и каков принцип его составления?
10.	Для чего и как составляется тепловой баланс процесса горения?
II.	Что такое теоретический объем воздуха, необходимый для организации процесса горения, и как он определяется?
12.	Из каких газов состоят продукты сгорания при полном и неполном горении?
13.	Как определяется теоретический объем продуктов сгорания?
14.	Из чего складывается теоретический объем азота в продуктах сгорания?
15.	Чем обусловлено наличие водяных паров и продуктах сгорания при сжигании топлива в теоретических условиях?
16.	Что называется коэффициентом избытка воздуха и какое он имеет значение для характеристики процесса горения?
17.	Из каких газов складывается действительный объем продуктов сгорания при полном горении топлива?
18.	Что называется энтальпией продуктов сгорания и как она вычисляется?
19.	Что такое присосы воздуха и в каких парогенераторах и водогрейных котлах они могут быть?
20.	Как влияют присосы воздуха на объем продуктов сгорэиня, покц дающих парогенератор или водогрейный котел?
$0
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ПАРОВОГО И ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА
4-1. Общее понятие о тепловом балансе
При работе парового или водогрейного котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или горячей воде, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозначают Qpp. Между поступившей в котельный агрегат теплотой (Qpp) и покинувшей его теплотой должно существовать равенство. Теплота, покинувшая котельный агрегат, представляет собой сумму полезной теплоты (Qi) и потерь теплоты, связанных с технологическим процессом выработки пара или горячей воды.
Тепловым балансом парового (водогрейного) котла называют равенство располагаемой теплоты сумме полезной теплоты и потерь теплоты, имеющихся при работе агрегата. Тепловой баланс составляется применительно к установившемуся тепловому режиму котла. Все статьи теплового баланса принято относить к 1 кг твердого и жидкого топлива или к 1 м3 газа при нормальных условиях:
QS = Qi+2Qo	(4-1)
где QPP — располагаемая теплота, кДж/кг или кДж/м3; Qi — полезная теплота, содержащаяся в паре или горячей воде, кДж/кг или кДж/м3; SQt — сумма всех потерь теплоты в паровом или водогрейном котле, кДж/кг или кДж/м3.
Потери теплоты в паровом или водогрейном котле складываются из потерь теплоты с уходящими газами (Q2), потерь от химической неполноты горения (Q3), от механической неполноты горения (Q4), от наружного охлаждения (Qs), потерь в виде физической теплоты шлака и потерь на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла (Qe):
= Q2 + Q3 + Q<~bQs4 Qe-	(4-2)
Потеря теплоты с уходящими газами (Q2) обусловлена тем, что температура продуктов сгорания, покидающих агрегат, значительно выше температуры окружающего атмосферного воздуха. Потеря теплоты от химической неполноты горения (Q3) появляется при наличии в уходящих продуктах сгорания горю
51
чих газов СО, Нг, СН4, т. е. при неполном горении. Потеря теплоты от механической неполноты горения (Q,() появляется только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках, кроме золы топлива, твердых горючих частиц. Потеря теплоты от наружного охлаждения (Qs) происходит потому, что обмуровка, изолированные и неизолированные элементы агрегата имеют температуру выше температуры окружающего воздуха. Потеря теплоты в виде физической теплоты шлаков и па охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла (QB) обусловлена тем, что шлак, удаляемый из тонки, имеет достаточно высокую температуру. Вода, охлаждающая балки и панели, нагревается до определенной температуры, и если опа после этого сбрасывается в канализацию, то теряется заметное количество теплоты.
Обычно принято потери теплоты в котельном агрегате выражать в процентах располагаемой теплоты:
qt - —-  100;	(4-3)
тогда
— д2~г 7»+ 71 + 75 + 7(4	(4-4)
где 72Ч-76 — соответствующие потери теплоты, выраженные в процентах располагаемой теплоты.
Для парового или водогрейного котла, находящегося в эксплуатации, тепловой баланс составляется по результатам испытаний котла, что позволяет проанализировать эффективность использования сжигаемого топлива. При тепловом расчете тепловой баланс составляется на основании нормативных данных.
4-2. Характеристика потерь теплоты
Потеря теплоты с уходящими газами является наибольшей из всех указанных выше потерь теплоты и зависит от вида сжигаемого топлива, нагрузки котлоагрегата, температуры и объема уходящих газов, температуры воздуха, забираемого дутьевым вентилятором.
Теплота, теряемая с уходящими газами, пропорциональна их энтальпии, т. е. произведению VTc+т. Ясно, что для снижения потери теплоты с уходящими газами следует стремиться к уменьшению их объема и температуры. Однако объем уходящих газов не может быть меньше теоретического, а температура — ниже температуры точки росы во избежание конденсации водяных паров из продуктов сгорания. Температурой точки росы называют температуру, при которой водяные пары в продуктах сгорания, находящиеся под определенным парциальным давлением, начинают конденсироваться.
Объем уходящих газов может быть равен теоретическому при условии сжигания топлива с ат=1 и отсутствии присосов
52
воздуха в газоходы агрегата. Следовательно, чем ближе коэффициент избытка воздуха в топке к единице и чем меньше присосы воздуха в газоходы котла, тем меньше потеря теплоты с уходящими газами. Кроме того, увеличение коэффициента избытка воздуха в уходящих газах приводит к перерасходу электроэнергии на привод дымососа и вентилятора. Теоретический объем продуктов сгорания зависит только от состава сжигаемого топлива. Наружные и внутренние загрязнения поверхности нагрева приводят к увеличению температуры уходящих газов и, следовательно, к повышению потери теплоты с уходящими газами. В связи с этим в эксплуатации необходимо следить за чистотой поверхностей нагрева.
Тепловой баланс агрегата принято составлять относительно температуры воздуха, забираемого дутьевым вентилятором; поэтому необходимо учитывать теплоту, вносимую с этим воздухом. Чем выше температура воздуха, забираемого вентилятором, тем меньше потеря теплоты с уходящими газами.
Потеря теплоты с уходящими газами для современных паровых и водогрейных котлов в зависимости от указанных выше факторов составляет 4—10 %.
Потеря теплоты от химической неполноты горения обычно обусловлена появлением в уходящих продуктах сгорания горючих газов СО, Н2, СП4. Более сложные горючие газы в условиях высоких температур, наблюдаемых при горении, успевают разложиться на указанные простейшие газы.
Потеря теплоты от химической неполноты горения зависит от вида топлива и содержания в нем летучих, способа сжигания топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воздуха в топке, от уровня и распределения температуры в топочной камере, организации смесеобразовательных процессов в топке (горелке и топочной камере).
Потеря теплоты от химической неполноты горения чаще всего наблюдается в топках с несовершенной организацией сме-сеобразовательных процессов (неправильное распределение и плохое перемешивание воздуха с топливом). Существенное влияние на полноту горения оказывает и уровень температуры в топочной камере. При температурах ниже 1000 °C происходит существенное замедление газификации и горения топлива.
При коэффициентах избытка воздуха, меныпих единицы, наблюдается резкое увеличение потери теплоты от химической неполноты горения. С увеличением коэффициента избытка воздуха до определенного значения потеря теплоты от химической неполноты горения уменьшается, а затем снова начинает возрастать. Это объясняется тем, что при заметном увеличении коэффициента избытка воздуха происходит существенное снижение уровня температуры в топочной камере.
Потеря теплоты от механической неполноты горения наблюдается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Оча
53
говые остатки в основном состоят из золы, содержащейся в топливе, и твердых горючих частиц, не вступивших в процессы газификации и горения. Считается, что твердые горючие частицы представляют собой практически чистый углерод.
Очаговые остатки покидают топку с провалом, шлаком и уносом. Под провалом понимают часть очаговых остатков, провалившуюся сквозь зазоры колосникового полотна. Часть очаговых остатков, организованно удаляемых из топки, называют шлаком. Часть очаговых остатков, которая выносится продуктами сгорания за пределы топочной камеры, называют уносом. Потеря теплоты от механической неполноты горения представляет собой сумму потерь теплоты с провалом, шлаком и уносом.
Вся зола (Лр), содержащаяся в топливе при слоевом сжигании, может перейти частично в провал, шлак и унос. Следовательно, если принять количество золы, введенное в топку, за 100 %, то золовой баланс топки может быть представлен уравнением	,
яПр + йшл + Оун—100,	(4-5)
где пПр, Ошл, %п — доля золы топлива, перешедшая в провал, шлак, унос, %.
Эти величины определяются (в процентах) по формулам: «пр=^^--100;	(4-6)
ашл= ЧОО;	(4-7)
аун=_А^_.юо;	(4-8)
где Л пр, %; СПр расход топлива При ствует 1 Пот« потеря вается i	, Лшл, Лун — содержание золы в провале, шлаке и уносе, , С1ПЛ, Gyn — расход провала, шлака и уноса, кг/с; В — топлива, кг/с; Лр — содержание золы в рабочей массе 1, %. сжигании топлива в факельных топках провал отсут-и золовой баланс упрощается: аШл + аун=Ю0. ;ря теплоты от механической неполноты горения, т. е. с провалом, шлаком и уносом (в процентах), подсчиты-ю формулам: ГпрЛР 32 760 <74пр = аПР		;	(4-9 100-Гпр Qp ГшлЛР 32 760 ?4ШЛ Ошл	,	(4-10) 100-Гшл Qpp ГунДР 32 760	,, , ?4ун ^ун	’	(4-41) 100-гун QR
где Гпр уносе, 1	, Лил, Ли— содержание горючих в провале, шлаке, %.
54
Потеря теплоты от механической неполноты горения зависит от вида сжигаемого топлива и его фракционного состава, форсировки колосниковой рещетки и топочного объема, способа сжигания топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воздуха. При слоевом сжигании топлива потеря <74 зависит также от зольности топлива, а при факельном сжигании — не зависит. Это обусловлено тем, что при факельном сжигании тонко измельченной пыли частицы золы и горючего обособлены, т. е. слипания взвешенных частиц золы и угля в топке практически не происходит.
Потери теплоты с уходящими газами, от химической и механической неполноты горения зависят от коэффициента избытка воздуха. При этом потеря с ростом коэффициента избытка воздуха увеличивается, а потери от химической и механической неполноты горения (в определенном интервале изменения и) снижаются. Следовательно, существует такой коэффициент избытка воздуха, при котором сумма потерь теплоты с уходящими газами, от химической и механической неполноты горения минимальна. Этот коэффициент избытка воздуха называют оптимальным, т. с. наиболее выгодным. Оптимальный коэффициент избытка воздуха при эксплуатации котельных агрегатов выбирается в результате испытаний.
Потеря теплоты от наружного охлаждения обусловлена передачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру. Потеря теплоты от наружного охлаждения зависит от теплопроводности обмуровки, ее толщины, поверхности стен, приходящейся на единицу паро-пронзводительности парового или теплопроизводительностп водогрейного котла.
Потеря в виде физической теплоты шлаков имеет место при жидком шлакоудалении, а иногда и при сухом, если сжигается высокозольное топливо. В некоторых конструкциях слоевых топок имеются панели и балки, охлаждаемые водой, которая не используется и сбрасывается в канализацию, что приводит к потере теплоты. У современных паровых и водогрейных котлов панели п балки, охлаждаемые водой, обычно включаются в циркуляционный контур котла. Поэтому в современных агрегатах эта потеря отсутствует.
4-3. Коэффициент полезного действия котельного агрегата
Коэффициентом полезного действия (КПД) парового пли водогрейного котла называют отношение полезной теплоты к располагаемой теплоте. Не вся полезная теплота, выработанная агрегатом, направляется к потребителям. Часть выработанной полезной теплоты в виде пара и электрической энергии расходуется на собственные нужды. Так, например на собственные нужды расходуется пар для привода питательных насосов, об-
«5
дуику поверхностей нагрева и т. д., а электрическая энергия — для привода дымососа, вентилятора, питателей топлива, мельниц системы пылеприготовлепия и т. д. Под расходом на собственные нужды понимают расход всех видов энергии на производство пара или горячей воды. Поэтому различают КПД агрегата брутто и нетто. Если КПД агрегата определяется по выработанной теплоте, то его называют брутто, а если по отпущенной теплоте — нетто. Разность между выработанной и отпущенной теплотой представляет собой расход на собственные нужды. КПД брутто агрегата характеризует степень его технического совершенства, а КПД нетто — коммерческую экономичность.
КПД брутто котельного агрегата (%) можно определить по уравнению прямого баланса:
Лбр^ —-100	(4-12)
или по уравнению обратного баланса, если известны все потерн:
Лбр- И00—( <?Г1 (?,.).	(4-13)
Определение КПД по уравнению прямого баланса применяется преимущественно при отчетности за длительный промежуток времени (декада, месяц), а по уравнению обратного баланса— при испытании котельных агрегатов. Определение КПД по обратному балансу значительно точнее, так как погрешности при измерении потерь тепла меньше, чем при определении расхода топлива, особенно при сжигании твердого топлива.
Приведенные данные показывают, что для повышения рентабельности парогенератора и водогрейного котла недостаточно стремиться к снижению тепловых потерь; необходимо также всемерно сокращать расход тепловой и электрической энергии па собственные нужды. Поэтому сравнение экономичности работы различных котельных агрегатов в конечном счете следует производить по их КПД нетто.
4-4. Составление теплового баланса котельного агрегата при тепловом расчете
При тепловом расчете парогенератора или водогрейного котла тепловой баланс составляется для определения КПД брутто и расчетного расхода топлива.
Расчет производится в следующем порядке.
1.	Определяется располагаемая теплота. Для твердого и жидкого топлива (кДж/кг)
Qp-QC I Q^bh + U + Qcl-Qk;	(4-14)
56
для газообразного топлива (кДж/м3)
Q’p- Q» I Qb.bh4 G,„	(4-15)
где Qu1’--низшая теплота сгорания рабочей массы твердого и жидкого топлива, кДж/кг, принимается по данным табл. 2-7, а при отсутствии данных — на основании анализа проб топлива; Qu,: — низшая теплота сгорания сухой массы газа, кДж/м3, принимается но данным табл. 2-8, а при отсутствии данных - на основании анализа проб газа; Qn. В|| теплота, внесенная в котельный агрегат воздухом про подогреве его вне агрегата отборным паром, отработанным паром или другим теплоносителем в калорифере, устанавливаемом перед воздухоподогревателем, кДж/кг или кДж/м3; iTJ— физическая теплота, внесенная топливом, кДж/кг или кДж/м3; (?ф— теплота, вносимая в агрегат при паровом распиливании жидкого топлива, кДж/кг; QK — теплота, затраченная на разложение карбонатов (учитывается только при сжигании сланцев).
В случае предварительного подогрева воздуха в калорифере теплота, внесенная воздухом, кДж/кг или кДж/м3,
Qb.bh = ₽’ (7вп-/х.в).	(4-16)
где /°вП — энтальпия теоретического объема воздуха при входе в воздухоподогреватель после предварительного подогрева в калорифере; определяется по температуре воздуха после калорифера /'вп линейной интерполяцией значений /°в из табл. 3-7; /°х.в — энтальпия теоретического объема холодного воздуха при его расчетной температуре.
Энтальпия холодного воздуха подсчитывается по формуле
/".b-H)bV°.	(4-17)
где (eft)в находится по температуре воздуха из табл. 3-4; при обычно принимаемой температуре холодного воздуха Д. » = = 30 °C формула (4-17) принимает вид /°х. в = 39,8 1/п.
Отношение количества воздуха на входе в котельный агрегат (воздухоподогреватель) к теоретически необходимому, входящее в формулу (4-16),
Р' = ат — Лат—Аапл-|-Аавп,	(4-18)
где Лат, Ланд, Аапп— присос воздуха в топку, систему пылепри-готовлення и воздухоподогреватель; принимается по данным табл. 3-5 и 5-9.
Физическая теплота топлива, кДж/кг или кДж/м3,
< i.:i ~= СтДтл,	(4-19)
где /тл — температура топлива, °C (для твердого топлива принимается 20 °C, для мазута в зависимости от его вязкости 90— 130 “С): сгЛ — удельная теплоемкость топлива, кДж/(кг-К).
57
Удельная теплоёмкость твердого топлива
стл = 0,042IV'1’ 4- <4 (1 — 0,01 IF).	(4-20)
Удельная теплоемкость мазута
с?л = 1,74 + 0,00254-	(4-21)
Здесь IV р — содержание влаги в рабочей массе топлива, %; сстл ---удельная теплоемкость сухой массы топлива, кДж/(кг - К), принимается для бурых углей 1, 13; каменных 1,09; углей типов А, ПА, Т—-0,92.
Физическую теплоту топлива следует учитывать при его предварительном подогреве от постороннего источника теплоты (паровой подогрев мазута, паровые сушилки для твердого топлива и т. д.).
Теплота, вносимая в агрегат через форсунку при паровом распыливании жидкого топлива, кДж/кг,
(Эф = 0,35 (и,—2520),	(4-22)
где (ф — энтальпия пара, расходуемого на распыливание топлива, определяется из таблиц для водяного пара по его параметрам, кДж/кг.
Теплота, затраченная на разложение карбонатов, кДж/кг,
QK = 40,746 (СОХ	(4-23)
где 6— коэффициент разложения карбонатов (при слоевом сжигании 0,7; при камерном 1,0); (СО2) рк — содержание диоксида углерода в карбонатах в рабочей массе, %.
Для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов при сжигании твердого топлива можно принимать Qp₽ = = QH₽, а при сжигании газа QPP = QHC. При сжигании мазута QpP-QhP + 4-
2.	Определяется (только при сжигании твердого топлива) потеря теплоты от механической неполноты горения. Значения потери от механической неполноты горения для различных топок и топлив приведены в табл. 5-1 — 5-4.
3.	Определяется потеря теплоты с уходящими газами (%)
?2 = IJyx.-a y^B)(100-^)	,	(4.24)
4
где /ух — энтальпия уходящих газов, определяется из табл. 3-7 при соответствующих значениях аух и выбранной температуре уходящих газов, кДж/кг или кДж/м3; /в° — энтальпия теоретического объема холодного воздуха, определяется при /в = 30 °C по формуле (4-17);	—коэффициент избытка воздуха в ухо-
дящих газах, определяется по формуле (3-29).
58
<

Для определения потери теплоты с уходящими газами необходимо произвести выбор температуры уходящих газов (tyx). Выбор производится на основе технико-экономического расчета по условию оптимального использования топлива и расхода металла на хвостовые поверхности нагрева. Однако во избежание низкотемпературной коррозии при температурах металла, меньших температуры точки росы, приходится выбирать повышенные температуры уходящих газов по сравнению с экономически выгодной или принимать специальные меры по защите воздухоподогревателя.
Избежать коррозии поверхности нагрева воздухоподогревателя (без специальных мер защиты) можно, если температура его металлической стенки будет примерно на 10 К выше температуры точки росы.
Для парогенераторов производительностью свыше 75 т/ч среднего и высокого давления обычно принимают меньшие температуры уходящих газов, чем для парогенераторов низкого давления. Для парогенераторов низкого давления с хвостовыми поверхностями нагрева температуру уходящих газов рекомендуется принимать не менее следующих значений (°C):
Угли с приведенной влажностью IV п 0,7 кг-102/МДж и природный
газ ..........................................................120—130
Угли с приведенной	влажностью IVn= 1-ь5 кг-102/МДж ............140—150
Мазут .........................................................150—160
Торф и древесные отходы при установке воздухоподогревателя . . . 170—190
При сжигании сернистых топлив в качестве специальных мер защиты от коррозии может применяться покрытие поверхности нагрева воздухоподогревателя кислотостойкой эмалью, изготовление воздухоподогревателя из неметаллических материалов (керамика, стекло и др.).
4.	Определяется потеря теплоты от химической неполноты горения. Значения этих потерь для различных топок и топлив приведены в табл. 5-1 — 5-4.
5.	Определяется потеря теплоты от наружного охлаждения (%) по формулам:
Чъ — 9бном ;	(4'25)
<75-к=?5в;оМ-^-.	(4-26)
N
где <7бном и <7|н“м — потери теплоты от наружного охлаждения при номинальной нагрузке парогенератора и водогрейного котла, определяются по табл. 4-1 и 4-2 соответственно; DH0M — номинальная нагрузка парогенератора, т/ч; D — расчетная нагрузка парогенератора, т/ч; Л^ом — номинальная мощность водогрейного котла, МВт; N— расчетная мощность водогрейного котла, МВт.
59
Таблица 4-1
Потеря теплоты от наружного охлаждения парогенератора
Номинальная производительность парогенератора, кг/с (т/ч)	Потеря теплоты ^ЗНОМ’		Номинальная производительность парогенератора, кг/с (т/ч)	Потеря теплоты 46ном' %	
	собственно парогенератор	парогенератор с хвостовыми поверхностями		собственно парогенератор	парогенератор с хвостовыми поверхностями
0,55 (2)	3,4	3,8	8,33 (30)			1,2
1,11 (4)	3,1	2,9	11,11 (40)	—	1,0
1,67 (6)	1,6	2,4	16,66 (6)	—	0,9
2,22 (8)	1,2	2,0	22,22 (80)	—	0,8
2,78 (10)	 > 	1,7	27,77 (100)	—	0,7
4 16 (15)	—	1,5	55,55 (200)	—-	0,6
5,55 (20)	—	1,3	83,33 (300)	—	0,5
Таблица 4-2
Потеря теплоты от наружного охлаждения водогрейного котла (ориентировочно)
Номинальная мощность котла, МВт	I	2	3	5	10	20	30	40	60	100
Потеря <75‘Ном> %	5	3	2	1,7	1,5	1,2	1,0	0,9	0,7	0,5
6.	Определяется потеря в виде физической теплоты шлаков и потеря от охлаждения балок и панелей топки, не включенных в циркуляционный контур котла, %,
= <7бшл + <7еохл-	(4-27)
При этом
?6шл -	(4.28)
7оохл -	,6-°Д- • 100,	(4-29)
Qnr
где — Цун — доля золы в топливе, перешедшей в шлак; «у„ принимается из табл. 5-1, 5-2 и 5-4 в зависимости от способа сжигания топлива; (с0)зл— энтальпия золы, кДж/кг; определяется из табл. 3-4 для температуры золы (шлака) 600 °C при сухом шлакозолоудалении; Нохл — лучевоспринима-ющая поверхность балок и панелей, м2 (для панелей в расчет принимается только боковая, обращенная в топку поверхность); Qnr и QB. к—полезная мощность парогенератора водогрейного котла (см. ниже).
60
Прн камерном сжигании с твердым шлакоудалением 1/еш.п может не учитываться при /U,>2,5Q111’'Ю 3. Учитывая, что промышленные паровые и водогрейные котлы, оборудованные слоевыми топками, работают на малозольных топливах, потерей теплоты и в этом случае можно пренебречь.
7.	Определяется КПД брутто парогенератора или водогрейного котла (%) из уравнения обратного теплового баланса
Пбр 100	(<?2 + + ~ Иб + <7в) •
(4-30)
8.	Определяется полезная мощность парогенератора или водогрейного котла (кВт) по формулам:
Qnr -- Ппе (zlb и z'n, в) D,
КИП Д. в)> (4'31)
Qb. к---GB (Д. в К. в)>
(4-32)
где Dae — расход выработанного перегретого пара, кг/с; Da. п — расход выработанного насыщенного пара и пара, отданного потребителям помимо пароперегревателя, кг/с; in. п, in. в, zH. п, zKI!1,— энтальпия перегретого пара, питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, насыщенного пара и кипящей воды в барабане парогенератора, кДж/кг; О„р — расход продувочной воды, кг/с; GB — расход воды через водогрейный котел, кг/с; zx. в, ir. в — энтальпии холодной и горячей воды (па входе и выходе водогрейного котла), кДж/кг;
Рпр = 0,01р(0пс + д,.п)	(4-33)
(здесь р — непрерывная продувка парогенератора, %, учитывается только при р^2 %).
9.	Определяется расход топлива (кг/с или м3/с), подаваемого в топку парогенератора или водогрейного котла;
Впг=- -91|Г—  100; ^рПбр
Вв. К -9п — - • 100.
^р4бр
(4-34)
(4-35)
10.	При сжигании твердого топлива определяется расчетный расход топлива (кг/с) с учетом потери тепла от механической неполноты горения
ВР
(4-36)
J
100
61
Расчетный расход топлива вносится во все формулы, по которым подсчитывается суммарный объем продуктов сгорания и количество теплоты. При подсчете удельных объемов продуктов сгорания (см. табл. 3-6) и энтальпий (табл. 3-7) поправка на потерю теплоты от механической неполноты горения не вносится.
11.	Для последующих расчетов определяется коэффициент сохранения теплоты
Ф-1--------(4-37)
‘Пбр “I 7s
Контрольные вопросы
1.	Что называется тепловым балансом парогенератора нлн водогрейного котла?
2.	Чем обусловлена и от каких факторов зависит потеря теплоты с уходящими газами?
3.	Что такое потеря теплоты от химической неполноты горения и какие факторы на нее влияют?
4.	При сжигании каких топлив появляется потеря теплоты от механической неполноты горения н чем она обусловлена? Какие факторы влияют на эту потерю?
5.	Что называется оптимальным коэффициентом избытка воздуха и как он определяется?
6.	Что такое потеря теплоты от наружного охлаждения и какие факторы на нее влияют?
7.	Чем обусловлена потеря в виде физической теплоты шлаков и в каких случаях она учитывается?
8.	Как производится определение КПД брутто парогенератора н водогрейного котла по прямому и обратному балансу?
9.	Что называется КПД нетто парогенератора или водогрейного котла и какие факторы влияют на него?
10.	Из чего складывается располагаемая теплота?
11.	Из каких соображений выбирается при тепловом расчете парогенератора нли водогрейного котла температура уходящих газов?
ГЛАВА ПЯТАЯ
ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА
5-1. Классификация топочных устройств
В настоящее время, как уже указывалось, различают три способа сжигания топлива: слоевой, факельный и вихревой (циклонный). Факельный и вихревой способы могут быть объединены в один, называемый камерным. Выбор способа сжигания топлива зависит от мощности и конструкции парогенератора и водогрейного котла, вида топлива и свойств его золы. Сжигание топлива производится в топочном устройстве (просто
62
в топке), представляющем собой сочетание системы горелок или механизмов с топочной камерой, которое предназначено для организации процесса горения. Горелки и топочная камера органически связаны между собой и воздействуют друг на друга.
Слоевые топки, применяемые только для сжигания твердого топлива под котельными агрегатами мощностью до 28 МВт, весьма многообразны по конструкции. Классифицировать слоевые топки можно по различным признакам: по характеру обслуживания, размещению и состоянию слоя топлива, направлению движения топлива и воздуха.
В зависимости от характера обслуживания слоевые топки разделяются на топки с ручным забросом топлива, полумеха-пические и механические. В настоящее время для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов топки с ручным обслуживанием практически не применяют.
Механической топкой называют слоевое топочное устройство, в котором все операции (подача топлива и удаление шлака, а при необходимости и шуровка слоя) выполняются механизмами. Если при обслуживании топки имеется доля ручного труда, то топку называют полумеханической.
В зависимости от размещения и состояния слоя топки можно разделить на топки с неподвижной колосниковой решеткой и неподвижно лежащим слоем топлива, топки с движущейся колосниковой решеткой и перемещающимся вместе с ней топливом, топки с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся по ней слоем топлива.
В зависимости от взаимного направления движения потоков топлива и воздуха различают топки со встречной, поперечной и параллельной схемой движения топлива и воздуха.
На рис. 5-1 приведены принципиальные конструктивные схемы слоевых топочных устройств. Топка с неподвижной колосниковой решеткой и ручной загрузкой топлива (рис. 5-1, а) является наиболее ранней, широко применявшейся для сжигания различных топлив под парогенераторами мощностью до 2МВт. Она состоит из колосниковой решетки 1, загрузочного отверстия 2, которое одновременно служит для шуровки слоя, и поддувального пространства 3, через которое воздух подается в топку. В настоящее время топки с ручной загрузкой топлива под промышленными парогенераторами практически не применяются.
Топка с забрасывателем на неподвижную колосниковую решетку (рис. 5-1, б) состоит из колосниковой решетки 1 и забрасывателя 4, осуществляющего непрерывный заброс и распределение топлива по колосниковой решетке. Подача воздуха осуществляется через поддувальное пространство 3. Удаление шлака производится через отверстия 5 шлакового бункера 6.
В топках с ручной загрузкой и с забрасывателями на неподвижную решетку осуществляется встречная схема движе-
63
Рис. 5-1. Принципиальные конструктивные схемы слоевых топочных устройств: а — топка с неподвижной колосниковой решеткой и ручной загрузкой топлива: б — топка с забрасывателем на неподвижную колосниковую решетку; в — топка с движущейся решеткой; г — топка с забрасывателем на движущуюся решетку; д — топка с шурующей планкой; е — топка с нижней подачей; ж— шахтная топка; з — топка скоростного горения ЦКТИ имени И. И. Ползунова системы В. В. Померанцева
/ — колосниковая решетка; 2 — загрузочное отверстие; 3 — поддувальное пространство; 4— забрасыватель; 5 — отверстие для удаления шлака; 6— шлаковый бункер; 7 — угольный ящик; 8 — регулятор толщины слоя; 9 — зоны для подачи воздуха; 10— шурующая планка; // — реторта; 12 — неподвижный колосник; 13— подвижный колосник; !4 — зажимающая решетка; 15 — предтопок; 16 — камера догорания; 17 — короб подачи первичного воздуха; /8 — короб подачи вторичного воздуха
ния топлива и воздуха. Воздух, проходя сквозь колосниковую решетку, движется вверх, а кусочки топлива по мере выгорания слоя оседают вниз. В этих топках происходит надежное зажигание свежих порций топлива и устойчивое его горение. Основным недостатком встречной схемы движения топлива и воздуха является нарушение поточности топочного процесса, так как невозможно организовать непрерывное удаление шлака. Поэтому топки с забрасывателями являются полуме-ханическими. В них механизирована только подача топлива, а удаление шлака требует ручного вмешательства.
В топках с движущейся решеткой (рис. 5-1, в) топливо из топливного бункера через угольные ящики 7 и регулятор толщины слоя 8 под действием собственного веса поступает на медленно движущуюся колосниковую решетку 1. Колосниковая решетка представляет собой, по существу, ленточный транспортер, что обеспечивает полную поточность процесса горения. По мере движения топлива вместе с решеткой оно постепенно прогорает и шлак сбрасывается в шлаковый бункер 6. Воздух через специальные зоны 9 подается под колосниковую решетку и движется в поперечном направлении по отношению к топливу. Воспламенение топлива происходит сверху и менее надежно, чем при встречной схеме движения топлива и воздуха. При сжигании спекающихся и заштыбленных топлив (большое число фракций размером менее 6 мм) происходит нарушение процесса горения и требуется ручное вмешательство для шуровки и разравнивания слоя.
В топках с забрасывателями на движущуюся колосниковую решетку (рис. 5-1, г) обеспечивается поточность процесса горения и смешанная (встречно-поперечная) схема движения топлива и воздуха. При этом преобладает встречная схема топочного процесса, так как решетка движется с небольшой скоростью. Характерным для этих топок является комбинированный факельно-слоевой процесс горения. Мелкие фракции, отвеиваемые забрасывателем, горят во взвешенном состоянии, а крупные, выпадая на решетку, сгорают в слое. Топки с забрасывателями на движущуюся колосниковую решетку получили широкое распространение и используются для сжигания каменных и бурых углей под парогенераторами и водогрейными котлами мощностью до 28 МВт.
На рис. 5-1, д показана топка с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся по ней слоем топлива, называемая топкой с шурующей планкой. В этой топке по неподвижной колосниковой решетке 1 перемещается трехгранная шурующая планка 10, которая, совершая возвратно-поступательное движение, производит подачу топлива и шуровку слоя. Схема движения топлива и воздуха в основном поперечная. Однако за счет шуровки слоя планкой происходит перемещение частиц топлива, что способствует его лучшему воспламенению и позволяет сжигать спекающиеся угли. В СССР были 66
разработаны оригинальные конструкции топок с шурующей планкой (например, системы Васильева, ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского и др.). Однако эти топки в настоящее время не применяются вследствие недостаточной приспособленности их к сжиганию различных углей, недостаточной надежности и экономичности при эксплуатации.
На рис. 5-1, е показана топка с нижней подачей. В этой топке топливо выдавливается из реторты 11 вверх и перемещается в одном направлении с воздухом, выходящим из боковых отверстий реторты. Затем топливо рассыпается по боковым колосникам 12, 13, на которых заканчивается горение и происходит образование шлака. Таким образом, в топке с нижней подачей начальные стадии горения топлива протекают при параллельной, а конечные — при поперечной схеме движения топлива и воздуха. В топках с нижней подачей топлива могут сжигаться слабоспекающиеся угли с высоким выходом летучих и зольностью на сухую массу до 20 %. Сжигание бурых углей практически невозможно вследствие плохого их воспламенения. В СССР эти топки не применяются из-за ограниченности ассортимента сжигаемых углей.
Для сжигания кускового торфа под парогенераторами и водогрейными котлами мощностью до 5,3 МВт применяются шахтные топки с наклонной колосниковой решеткой (рнс. 5-1,ж). В этих топках топливо под действием собственного веса по мере прогорания сползает сверху вниз, открывая доступ свежим порциям топлива.
Для сжигания древесных отходов могут применяться топки скоростного горения ЦКТИ имени И. И. Ползунова системы В. В. Померанцева (рис. 5-1, з) или шахтные топки с наклонной решеткой. Характерной особенностью топок скоростного горения является наличие зажимающей решетки 14, которая препятствует выносу мелких фракций из слоя, что позволяет значительно повысить форсировку процесса горения. Подача топлива па решетку и подвод воздуха производятся поперечно или параллельно. При этом топливо дополнительно прижимается к решетке набегающим потоком воздуха.
Факельные топки применяются для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива. При сжигании жидкого и газообразного топлива факельные топки используются для котлоагрегатов любой мощности, а твердого топлива — мощности более 20 МВт. Твердое топливо для сжигания в факельных топках должно быть предварительно превращено в мелкую пыль в пы--леприготовительной установке. Жидкое топливо предварительно распыляется на мелкие капли, а газ никакой предварительной подготовки к сжиганию не требует.
В факельных топках топливо сгорает во взвешенном состоянии, т. е. в объеме топочной камеры. Сжигание твердого, жидкого и газообразного топлива в факельных топках имеет свои особенности. В принципе факельный способ сжигания
Рис. 5-3. Схема вихревой топки ЦКТИ имени И. И. Ползунова
1 — щели для подачи газа; 2 — мазутная форсунка; 3. 4 — воздухопроводы первичного и вторичного воздуха; 5 — горелка; 6 — камера охлаждения; 7 — граница шипования; 8 — камера горения; 9 — шлакоприемник; /—экранирование ограждающих стен топки
Рис. 5'2, Принципиальная схема пылеугольной топки 1 — горелка; 2 — фронтовой экран; 3 — задний экран; 4 — холодная воронка
твердого топлива имеет ряд преимуществ перед слоевым. Факельные топки для твердого топлива, часто называемые пылеугольными, работают с низкими коэффициентами избытка воздуха, могут практически иметь любую мощность, позволяют сжигать самые разнообразные по качеству топлива (с высокой влажностью, зольностью и несортированные), обеспечивают непрерывность процесса горения, его полную механизацию и автоматизацию. Недостатками пылеугольных топок являются: расход электроэнергии на пылеприготовление, значительный унос золы продуктами сгорания, неустойчивость работы при пониженных нагрузках котлоагрегата (менее 60 % номинальной) .
Несмотря на указанные недостатки, факельный способ сжигания твердого топлива в настоящее время широко распространен и постепенно полностью вытесняет слоевой, который сохранился только для котлоагрегатов мощностью до 28 МВт.
На рис. 5-2 в качестве примера показана принципиальная схема факельной топки для сжигания твердого топлива.
Пылеугольные топки принято классифицировать по различным признакам: по способу удаления шлаков из топочной камеры, технологической схеме сжигания, расположению горелок и сопл вторичного воздуха, по конфигурации и числу топочных камер.
Для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов
68
применяются топки с твердым шлакоудаленнем, а для крупных энергетических парогенераторов — с жидким шлакоудаленнем. В этих топках шлак удаляется в жидком состоянии, что обеспечивает хорошее улавливание золы и уменьшение износа конвективных поверхностей нагрева, снижение коэффициента избытка воздуха и потерь от механической неполноты горения, большую компактность емкостей для накопления шлака.
Основным недостатком топок с жидким шлакоудаленнем является узкий диапазон нагрузок, при которых они устойчиво работают. При снижении нагрузки уровень температур в топочной камере падает, что препятствует получению шлака в жидком состоянии.
Топки с твердым шлакоудаленнем могут выполняться с прямым вдуванием пыли или с промежуточным бункером. Для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов в зависимости от вида сжигаемого топлива могут применяться обе схемы, но в настоящее время чаще применяется схема с прямым вдуванием пыли.
Вихревые топки могут применяться для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива. В вихревых топках создается циркуляционное движение топлива в газовоздушном вихре, что увеличивает время пребывания топлива в топочной камере и обеспечивает большую устойчивость горения. Твердое топливо перед сжиганием в вихревых топках предварительно превращается в грубую пыль, мазут распыляется форсунками, а газ не требует никакой предварительной подготовки.
Вихревое сжигание широко используется в циклонных пред-топках двухкамерных топок с жидким шлакоудаленнем, применяемых для энергетических парогенераторов большой мощности. Циклонные топки работают е высокими удельными нагрузками сечения и объема топочной камеры (см. § 5-2). В качестве примера на рис. 5-3 показана схема вихревой топки ЦКТИ имени И. И. Ползунова для сжигания угольной пыли, мазута и газа.
Для современных топочных устройств независимо от способа сжигания топлива характерно широкое применение поверхностей нагрева, расположенных на стенах топочной камеры. Такне поверхности нагрева, омываемые изнутри водой или пароводяной эмульсией, называются экранами. Экраны не только предохраняют стены топочной камеры от воздействия высоких температур, но и служат для охлаждения продуктов сгорания, воспринимая большое количество теплоты, излучаемой факелом или горящим слоем топлива.
5-2. Основные характеристики топочных устройств
В практике проектирования, эксплуатации и испытания топочных устройств пользуются итоговыми величинами, количественно характеризующими огневой процесс. К этим характе-
69
1
ристикам относятся,- мощность топки, форсировка топочного устройства, удельная нагрузка топочного объема.
Тепловой мощностью топки называют количество теплоты, выделяемой при сжигании топлива в топке в единицу времени. Мощность топки (кВт или МВт) определяется по формуле

(5-1)
где В — расход топлива, кг/с'или м3/с; QPH — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг или кДж/м3.
Под форсировкой топочного устройства понимают удельную нагрузку сечения топки. Удельной нагрузкой сечения топки называют количество теплоты, выделяемой при сжигании топлива на одном квадратном метре сечения топки в единицу времени. Единицей удельной нагрузки сечения топки является кВт/м2 или МВт/м2.
При слоевом сжигании твердого топлива за характерное сечение топки принимается площадь горящего слоя. Форсировку топки характеризуют удельной нагрузкой зеркала горения. Удельной нагрузкой зеркала горения называют количество теплоты, выделяемой при сжигании топлива на одном квадратном метре активной части колосниковой решетки в единицу времени. Удельная нагрузка зеркала горения (кВт/м2 или МВт/м2) определяется по формуле
Q BQ?
q3r-~R-~~lT
(5-2)
где R— площадь активной части колосниковой решетки, м2.
При факельном и вихревом сжигании топлива форсировку топки характеризуют удельной нагрузкой наиболее характерного для данной конструкции сечения (с площадью F) топочной камеры (кВт/м2 или МВт/м2):
Q	BQ?
Qf — ~~ F	F
(5-3)
Удельной нагрузкой топочного объема называют количество теплоты, выделяемое при сжигании топлива в 1 м3 объема топки (VT) за единицу времени. Эта величина (кВт/м3 или МВт/м3) определяется по формуле
_ Q _ BQP qv~	Ут
(5-4)
Удельной нагрузкой топочного объема принято характеризовать работу всех топок (слоевых, факельных, вихревых).
Удельные нагрузки зеркала горения, сечения топочной камеры и топочного объема являются итоговыми характеристик
70
71
ристикам относятся: мощность топки, форсировка топочного устройства, удельная нагрузка топочного объема.
Тепловой мощностью топки называют количество теплоты, выделяемой при сжигании топлива в топке в единицу времени. Мощность топки (кВт или МВт) определяется по формуле
Q-BQE,	(5-1)
где В — расход топлива, кг/с'или м3/с; QPH — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг или кДж/м3.
Под форсировкой топочного устройства понимают удельную нагрузку сечения топки. Удельной нагрузкой сечения топки называют количество теплоты, выделяемой при сжигании топлива на одном квадратном метре сечения топки в единицу времени. Единицей удельной нагрузки сечения топки является кВт/м2 или МВт/м2.
При слоевом сжигании твердого топлива за характерное сечение топки принимается площадь горящего слоя. Форсировку топки характеризуют удельной нагрузкой зеркала горения. Удельной нагрузкой зеркала горения называют количество теплоты, выделяемой при сжигании топлива на одном квадратном метре активной части колосниковой решетки в единицу времени. Удельная нагрузка зеркала горения (кВт/м2 или МВт/м2) определяется по формуле
П __ Q BQv	(5-2)
R ~ R '
где R— площадь активной части колосниковой решетки, м2.
При факельном и вихревом сжигании топлива форсировку топки характеризуют удельной нагрузкой наиболее характерного для данной конструкции сечения (с площадью F) топочной камеры (кВт/м2 или МВт/м2):
Q	BQ?
Цр — ~— =	~
F F
(5-3)
Удельной нагрузкой топочного объема называют количество теплоты, выделяемое при сжигании топлива в 1 м3 объема топки (Ут) за единицу времени. Эта величина (кВт/м3 или МВт/м3) определяется по формуле
Q BQ?
qv =-----—-------•
v Ут Ут
(5-4)
Удельной нагрузкой топочного объема принято характеризовать работу всех топок (слоевых, факельных, вихревых).
Удельные нагрузки зеркала горения, сечения топочной камеры и топочного объема являются итоговыми характеристи-
70
* Числитель — для топок, не оборудованных средствами уменьшения уноса, знаменатель — для топок с острым дутьем и возвратом уноса.
71
Таблица 5-3
Расчетные характеристики слоевых топок с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода
* Меньшее значение — для парогенераторов производительностью D > 10 т/ч. ** Числитель — для топок, не оборудованных средствами уменьшения уноса, знаменатель — для топок с острым дутьем и возвратом уноса.
Расчетные характеристики шахтных топок с наклонной решеткой и топок скоростного горения
Величина	Шахтные топки с. наклонной решеткой		Топки скоростного горения	
	Торф кусковой, Wp -- 40 %; Лр 0,6	Древесные отходы. 1ГР =50	Рубленая щепа, Ц7р = 50 %	Дробленые отходы и опилки, 1Тр =50 %
Удельная нагрузка зеркала горения*, кВт/м2 Удельная нагрузка топочного объема, кВт/м3	1280	580 230	5800—6960 -350	2320—4640
Коэффициент	избытка воздуха на выходе из топки Потеря теплоты от неполноты горения, %	1,4	1,4	1,2	1,3
химической	2	2	1	1
механической **	2	2	2	4/2
Давление воздуха под решеткой, Па Температура дутьевого воздуха, °C	600	800 200	700 —250	1000
* Меньшее значение — для парогенераторов с D 10 т/ч.
** Числитель — для топок, не оборудованных средствами уменьшения уноса.
ками топочного процесса в целом, и хотя они весьма важны, но не характеризуют хода процесса, его последовательного развития и тепловыделения в различных частях топки. В объеме топочного пространства существуют участки с весьма различным тепловыделением, температурами, избытками воздуха, и усреднение этих показателей производится только при инженерно-технических расчетах. Суждение об истинном протекании процесса должно базироваться на изучении распределения температур, концентраций и скоростей продуктов сгорания в объеме топочной камеры.
При обработке результатов испытаний топочных устройств при сжигании различных топлив выявлены допустимые удельные нагрузки зеркала горения, сечения топочной камеры и топочного объема. Эксплуатация топки с удельными нагрузками выше допустимых, как правило, приводит к снижению экономичности ее работы. Так, например, сжигание твердого топлива при повышенных удельных нагрузках зеркала горения приводит к увеличению потерь теплоты от механической неполноты горения со шлаком и уносом.
72
73
Расчетные характеристики слоевых топок с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода
*Меньшее значение — для парогенераторов производительностью D > 10 т/ч. ** Числитель — для топок, не оборудованных средствами уменьшения уноса, знаменатель — для топок с острым дутьем и возвратом уноса.
72
Таблица 5-3
Расчетные характеристики шахтных топок с наклонной решеткой и топок скоростного горения
	Шахтные топки с. наклонной решеткой		Топки скоростного горения	
Величина	Торф кусковой, №р -- 40 %; Лр = 0,6	Древесные отходы, И/Р =50 %	Рубленая щепа, IV р = 50 %	Дробленые отходы и опилки, IV р =50 %
Удельная нагрузка зеркала горения*, кВт/м2 Удельная нагрузка топочного объема, кВт/м3 Коэффициент	избытка воздуха на выходе из топки Потеря теплоты от неполноты горения, % химической механической ** Давление воздуха под решеткой, Па Температура дутьевого воздуха, °C	1280 1,4 2 2 600	580 230 1,4 2 2 800 200	5800—6960 -350 1,2 1 2 700 —250	2320—4640 1,3 1 4/2 1000
* Меньшее значение — для парогенераторов с D 10 т/ч.
** Числитель — для топок, не оборудованных средствами уменьшения уноса.
ками топочного процесса в целом, и хотя они весьма важны, но не характеризуют хода процесса, его последовательного развития и тепловыделения в различных частях топки. В объеме топочного пространства существуют участки с весьма различным тепловыделением, температурами, избытками воздуха, и усреднение этих показателей производится только при инженерно-технических расчетах. Суждение об истинном протекании процесса должно базироваться па изучении распределения температур, концентраций и скоростей продуктов сгорания в объеме топочной камеры.
При обработке результатов испытаний топочных устройств при сжигании различных топлив выявлены допустимые удельные нагрузки зеркала горения, сечения топочной камеры и топочного объема. Эксплуатация топки с удельными нагрузками выше допустимых, как правило, приводит к снижению экономичности ее работы. Так, например, сжигание твердого топлива при повышенных удельных нагрузках зеркала горения приводит к увеличению потерь теплоты от механической неполноты горения со шлаком и уносом.
тз
В нормативном методе расчета котельных агрегатов обобщены результаты многочисленных исследований и испытаний различных топочных устройств при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива и на базе этого разработаны расчетные характеристики топок. В табл. 5-1—5-4 по данным нормативного метода приведены расчетные характеристики топочных устройств, применяемых для промышленных парогенераторов. Эти данные могут быть использованы и для расчета топок водогрейных котлов соответствующей мощности.
По допустимым удельным нагрузкам зеркала горения и топочного объема можно определить площадь зеркала горения и объем топочной камеры. Так, например, объем топочной камеры (м3)
/7Д0П
(5-5)
где дфоп—допустимая удельная нагрузка топочного объема, кВт/м3 (принимается из табл. 5-1 -—5-4).
Площадь зеркала горения определяется по формуле, аналогичной (5-5).
Таблица 5-4
Расчетные характеристики камерных топок при сжигании газа, мазута и пылевидного топлива с твердым шлакоудалением
Топливо		Коэффициент избытка	Удельная кВт/м3, для		нагрузка топочного объема, парогенераторов производительностью (т ч)		
		на выходе из топки*	25	35		50	75—400
Антрацитовый штыб полуантрациты	И	1,2—1,25			—•		140
Тощие угли							160
Каменные угли Бурые угли Фрезерный торф		1,2	255 290 255	210 245 210		185 210 185	175 185 160
Мазут Природный газ		1,1	405 465				350 350
74
Продолжение табл. 5-4
Топливо	Потерн теплоты от неполноты горения, %					Доля золы топлива в уносе, %
	механической** для парогенераторов производительностью (т/ч)				химической ***	
	25	35	50	75—400		
Антрацитовый штыб и полуантрациты Тощие угли	—			6—4 2	0	95
Каменные углн Бурые угли Фрезерный торф	5	3	2—3	1 — 1,5	0—0,5	
	3	1,5—2	1—2	0,5—1		
Мазут Природный газ	0				0,5	—
* Большой коэффициент избытка воздуха принимается при транспортировании пыли горячим воздухом.
** Меньшие потери теплоты от механической неполноты горения принимаются при сжигании полуантрацитов и топлив с Ап < 1,4.
*** Большие потери теплоты от химической неполноты горения принимаются для парогенераторов с D < 75 т/ч.
5-3. Слоевые топки с неподвижной решеткой и неподвижным слоем топлива
К топкам с неподвижной колосниковой решеткой и неподвижным слоем топлива относятся топки с ручной загрузкой топлива и полумеханические топки с забрасывателями. Топки с ручной загрузкой топлива в настоящее время практически не применяются.
Топки с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками типа ПМЗ-РПК в настоящее время сняты с серийного производства. Эти топки в первое время устанавливались под котлами паропроизводительностыо до 10 т/ч, а в последнее время — до 6,5 т/ч. Топки ПМЗ-РПК, выпущенные в предыдущие годы, еще длительное время будут находиться в эксплуатации.
Топка состоит из горизонтальной решетки с поворотными колосниками и одного или нескольких пневмомеханических забрасывателей, которые производят заброс топлива на решетку. Общий вид топочного устройства показан на рис. 5-4.
75
Рис. 5-4. Топка с пневмомеханическими забрасывателями и решеткой с поворотными колосниками 1 решетка длиной L с поворотными колосниками; 2 —чугунный фронт; 3— пневмомеханический забрасыватель; 4 — угольный ящик; водное устройство забрасывателей; 6— дверца для обслуживания решетки при удалении шлака; 7 — дверца в шлаковый бункер; для поворота колосников; 9 — воздухопровод для подачи воздуха под решетку; 10 — шлаковый ‘бункер
76
Основными элементами пневмомеханического забрасывателя (рис. 5-5) являются: ротор с лопастями 8, цилиндрический лоток 3, воздушная фурма 2, боковые воздушные сопла 1, разгонная передвижная плита с приводом 4, плунжерный, пластинчатый или скребковый питатель 5, редуктор и кулисный механизм. Топливо из бункера поступает в каскадно-лотковый угольный ящик, конфигурация которого выбрана так, чтобы
Рис. 5-5. Пневмомеханический забрасыватель
1 — сопло; 2— фурма; 3 — цилиндрический лоток; 4 — привод разгонной передвижной плнты; 5 — пластинчатый питатель; 6 — люк для осмотра питателя; 7 — каскадно-лотковый ящик; 8 — лопасти ротора забрасывателя
77
уменьшать застревание влажного топлива. Для этого боковые стенки угольного ящика выполнены вертикальными, а внутри ящика расположены лотки, имеющие переменный угол наклона.
Подача топлива на, разгонную плиту осуществляется пластинчатым питателем. Разгонная плита, по которой скатываются и рассыпаются слипшиеся комки топлива, предохраняет ротор забрасывателя от перегрузки. Это способствует хорошему распределению топлива по колосниковой решетке. Разгонная плита имеет угол наклона 45° и может передвигаться, что при неизменной скорости вращения ротора забрасывателя позволяет менять дальность заброса топлива. Регулирование производительности пластинчатого питателя осуществляется путем изменения его хода при помощи кулисного механизма.
Ротор забрасывателя вращается по часовой стрелке, что предотвращает его поломку при попадании с топливом металла. Ротор состоит из полого барабана, к которому прикреплены два ряда сплошных волнообразных лопастей. Благодаря этому топливо разбрасывается веерообразно. Угол веера заброса топлива 40°. Цилиндрический лоток (корпус забрасывателя) имеет среднюю часть, откидывающуюся на шарнирах, что позволяет производить осмотр ротора. Со стороны топки лоток заканчивается фурмой, через которую подается воздух. Фурма набрана из отдельных колосников. По обе стороны забрасывателя в горизонтальной плоскости установлены под углом друг к другу два сопла, через которые подается воздух.
Выпускаются три типоразмера забрасывателей различной производительности, имеющих рабочую ширину 350, 400 и 600 мм. Один забрасыватель шириной 350 мм обеспечивает работу парогенератора с производительностью 7 т/ч, шириной 400 мм — 8 т/ч и шириной 600 мм — 12 т/ч. Один забрасыватель в зависимости от типоразмера может осуществить разброс топлива по ширине колосниковой решетки от 1100 до 1300 мм. Минимальная ширина решетки для одного забрасывателя 900 мм.
Неподвижная колосниковая решетка с поворотными колосниками (РПК) имеет живое сечение для прохода воздуха около 5%. Живым сечением колосниковой решетки называется отношение суммарной площади отверстий для прохода воздуха к площади всей решетки, выраженное в процентах. Колосники решетки набираются так, что колосники одного типа накрывают своими скосами колосники другого типа. Этим достигается отсутствие провала топлива в зазоры между колосниками. Поворотные колосники имеют ручной привод, расположенный со стороны фронта топки. Колосники поворачиваются на угол 60°. Решетка набирается из отдельных секций шириной от 900 до 1300 мм. Предусмотрена раздельная подача воздуха в каждую секцию, обслуживаемую одним забрасывателем.
В топках ПМЗ-РПК совмещен механический и пневматический принцип заброса. Механический заброс осуществляется
78
ротором, а пневматический — воздухом, подаваемым через фурмы и сопла пневмозаброса. Механический заброс ротационным забрасывателем обеспечивает сортировку топлива по фракциям по длине решетки. При этом крупные частицы летят значительно дальше мелких частиц, которые оседают около фронта топки вследствие торможения воздухом. Таким образом при чисто механическом забросе достигается однородная структура поперечного сечения слоя. При чисто пневматическом забросе, наоборот, мелкие частицы располагаются в конце решетки, а крупные — около фронта топки. Совмещение механического заброса с пневматическим, как это предусмотрено в топках с пневмомеханическими забрасывателями, обеспечивает наиболее удовлетворительное распределение топлива по длине решетки.
Многочисленные испытания топок ПМЗ-РПК, выполненные ЦКТИ, показали, что горение протекает в тонком слое (в среднем 25—50 мм поверх шлаковой подушки). Это обеспечивает быструю подготовку, воспламенение и горение топлива, а также получение слабо сплавленного, легко ломающегося шлака, что весьма существенно для удаления его вручную при помощи поворотных колосников.
Небольшой запас топлива на колосниковой решетке позволяет гибко регулировать мощность топки. При этом необходимо тщательно регулировать подачу топлива и воздуха. Недостаточное количество воздуха или слишком большая подача топлива приводят к обильному дымообразованию, спеканию и шлакованию слоя.
5-4. Слоевые топки с движущейся колосниковой решеткой
Механизация слоевого процесса сжигания топлива начала осуществляться с применения цепных решеток (появление цепных решеток относится к 1841 г.).
В зависимости от типа колосников используемые в настоящее время цепные решетки разделяются на следующие виды: 1) ленточные цепные решетки, у которых колосники непосредственно соединяются друг с другом штырями; 2) бимсовые решетки, имеющие пластинчатые или плитчатые колосники, набираемые на специальные балки (бимсы); 3) плитчатые решетки, имеющие колосники в виде длинных поперечных плит; 4) чешуйчатые решетки, имеющие тонкие поперечные колосники, перекрывающие друг друга подобно чешуе.
В настоящее время отечественной промышленностью выпускается чешуйчатая цепная решетка прямого хода (направление движения решетки — от фронта к задней стене топки) типа ЧЦР.
Ыа рис. 5-6 показана топка с чешуйчатой цепной решеткой (заводская маркировка ТЧ). Она состоит из фронтового кожуха 1, переднего вала 2, угольного ящика 3, колосникового
79
Рис. 5-6. Топка с чешуйчатой решеткой
80
полотна 4, рамы решетки 5, рольганга 6, заднего вала 7 и шла-коснимателя 8.
Топливо из бункера поступает в угольный ящик, в котором расположен секторный затвор, отсекающий топливо, и регулятор слоя. Укладка колосников при переходе их из нижнего положения в верхнее осуществляется специальной пружиной. Колосниковое полотно состоит из держателей, роликов, колосников, соединительных стержней, замыкающих болтов, пластинчатых цепей и пальцев.
Поддержание нижней ветви полотна осуществляется рольгангом, по ширине которого размещается два ряда роликов. Рольганг располагается горизонтально, и решетка в нижнем положении не провисает.
Для увеличения времени пребывания шлака в топке на конце решетки установлен шлакосниматель. Задержание шлака в топке способствует лучшему выжигу из него горючих элементов топлива.
Привод решетки осуществляется четырехскоростным электродвигателем через редуктор с двумя скоростями. Таким образом, решетка имеет восемь скоростей движения в пределах от 2 до 16 м/ч.
Основной особенностью работы топки с цепной решеткой является непрерывное движение топлива вместе с решеткой. Это обеспечивает непрерывность топочного процесса и четкое распределение фаз, характеризующих горение. При этом фазы протекают одновременно, но раздельно по длине решетки. Поэтому в топках с цепными решетками столь эффективным оказался позонный подвод воздуха, позволяющий распределять его количество по длине решетки в соответствии с характером протекания отдельных фаз процесса горения. Как видно из рис. 5-6, в топке с чешуйчатой цепной решеткой предусмотрен подвод воздуха в четыре зоны с самостоятельной регулировкой расхода на каждую зону.
Топливо из угольного ящика поступает на чистое холодное колосниковое полотно и по мере продвижения вместе с решеткой начинает прогреваться за счет излучения пламени и обмуровки топочной камеры. Постепенно вследствие прогревания топлива начинается выделение летучих и их воспламенение. С этого момента прогрев топлива ускоряется и идет интенсивная газификация с распространением горения на всю толщину слоя. Летучие быстрее выделяются из мелких частиц топлива (до 200 мкм). Для крупных частиц (более 500 мкм) воспламенение летучих начинается около поверхности, потому что диффузионный обмен с газовым объемом протекает недостаточно интенсивно.
В начальной стадии процесса выгорание летучих и кокса может протекать одновременно. Однако исследования показали, что для не очень крупных частиц основная масса летучих выделяется и сгорает до начала горения кокса. Таким образом,
81
Рис. 5-6. Топка с чешуйчатой решеткой
80
полотна 4, рамы решетки 5, рольганга 6, заднего вала 7 и шла-коснимателя 8.
Топливо из бункера поступает в угольный ящик, в котором расположен секторный затвор, отсекающий топливо, и регулятор слоя. Укладка колосников при переходе их из нижнего положения в верхнее осуществляется специальной пружиной. Колосниковое полотно состоит из держателей, роликов, колосников, соединительных стержней, замыкающих болтов, пластинчатых цепей и пальцев.
Поддержание нижней ветви полотна осуществляется рольгангом, по ширине которого размещается два ряда роликов. Рольганг располагается горизонтально, и решетка в нижнем положении не провисает.
Для увеличения времени пребывания шлака в топке па конце решетки установлен шлакосниматель. Задержание шлака в топке способствует лучшему выжигу из него горючих элементов топлива.
Привод решетки осуществляется четырехскоростиым электродвигателем через редуктор с двумя скоростями. Таким образом, решетка имеет восемь скоростей движения в пределах от 2 до 16 м/ч.
Основной особенностью работы топки с цепной решеткой является непрерывное движение топлива вместе с решеткой. Это обеспечивает непрерывность топочного процесса и четкое распределение фаз, характеризующих горение. При этом фазы протекают одновременно, но раздельно по длине решетки. Поэтому в топках с цепными решетками столь эффективным оказался позониый подвод воздуха, позволяющий распределять его количество по длине решетки в соответствии с характером протекания отдельных фаз процесса горения. Как видно из рис. 5-6, в топке с чешуйчатой цепной решеткой предусмотрен подвод воздуха в четыре зоны с самостоятельной регулировкой расхода на каждую зону.
Топливо из угольного ящика поступает на чистое холодное колосниковое полотно и по мере продвижения вместе с решеткой начинает прогреваться за счет излучения пламени и обмуровки топочной камеры. Постепенно вследствие прогревания топлива начинается выделение летучих и их воспламенение. С этого момента прогрев топлива ускоряется и идет интенсивная газификация с распространением горения на всю толщину слоя. Летучие быстрее выделяются из мелких частиц топлива (до 200 мкм). Для крупных частиц (более 500 мкм) воспламенение летучих начинается около поверхности, потому что диффузионный обмен с газовым объемом протекает недостаточно интенсивно.
В начальной стадии процесса выгорание летучих и кокса может протекать одновременно. Однако исследования показали, что для не очень крупных частиц основная масса летучих выделяется и сгорает до начала горения кокса. Таким образом,
81
при рассмотрении процесса можно считать, что летучие быстро выделяются и сгорают в начальной стадии, а затем идет горение кокса. Процесс горения кокса протекает на задней половине решетки и заканчивается, превращая кокс в шлак, на некотором расстоянии от шлакоснимателя. Однако из-за неоднородности даже сортированных топлив зоны горения могут накладываться одна на другую, и около шлакоснимателя может продолжаться выгорание горючих из кокса. В соответствии с описанным развитием процесса горения необходимо регулировать количество воздуха, поступающего в каждую зону, в зависимости от фракционного состава и качества топлива (зольность, влажность, температура плавления золы), а также форсировки тонки. В первую зону (по направлению движения решетки) воздух подается в небольшом количестве (около 10 %) или совсем не подается. В последнюю зону при пониженных форсировках топки подается 5—10 % воздуха, а при повышенных— до 20%. Распределение воздуха по зонам цепной решетки выбирается для конкретных условий эксплуатации в результате испытаний топки.
В топках с чешуйчатыми цепными решетками прямого хода рекомендуется сжигать сортированные антрациты марок АС и AM с приведенной зольностью не более 0,5 кг - 102/МДж. Для сжигания заштыбленных антрацитов и антрацитов с легкоплавкой золой топки с цепными решетками не приспособлены. Сжигание этих антрацитов протекает с большими затратами физического труда (требуется шуровка слоя вручную) и малой экономичностью даже при низких удельных нагрузках зеркала горения, не превышающих 700 кВт/м2.
Улучшение сжигания топлив с большим содержанием мелочи (до 60 % частиц размером 0—6 мм) в слоевых топках достигается применением цепных решеток с пневмомеханическими забрасывателями. При этом лучшие результаты получаются в топках с пневмомеханическими забрасывателями и ленточными цепными решетками обратного хода (решетка движется от задней стены топки к фронтовой).
На рис. 5-7 показана топка с пневмомеханическими забрасывателями и ленточной цепной решеткой обратного хода, выпускаемая отечественной промышленностью, типа ТЛЗ. Топка состоит из ленточной цепной решетки 1, фронтового кожуха 2, чугунного фронта <3, пневмомеханических забрасывателей 4, угольного ящика 5, рольганга 9, заднего уплотнения решетки 8, устройства для привода решетки 6, устройства для привода пневмомеханического забрасывателя 7.
Полотно ленточной решетки набирается из колосников пяти типов. Верхняя и боковая поверхности колосников имеют зубцы, что предохраняет колосники от коробления при нагревании и от выворачивания их отдельных частей в случае поломки. Полотно решетки практически полностью беспровальное и имеет живое сечение для прохода воздуха около 5 %.
32
при рассмотрении процесса можно считать, что летучие быстро выделяются и сгорают в начальной стадии, а затем идет горение кокса. Процесс горения кокса протекает на задней половине решетки и заканчивается, превращая кокс в шлак, на некотором расстоянии от шлакоснимателя. Однако из-за неоднородности даже сортированных топлив зоны горения могут накладываться одна на другую, и около шлакоснимателя может продолжаться выгорание горючих из кокса. В соответствии с описанным развитием процесса горения необходимо регулировать количество воздуха, поступающего в каждую зону, в зависимости от фракционного состава и качества топлива (зольность, влажность, температура плавления золы), а также форсировки топки. В первую зону (по направлению движения решетки) воздух подается в небольшом количестве (около 10 %) или совсем не подается. В последнюю зону при пониженных форсировках топки подается 5—10 % воздуха, а при повышенных— до 20%. Распределение воздуха по зонам цепной решетки выбирается для конкретных условий эксплуатации в результате испытаний топки.
В топках с чешуйчатыми цепными решетками прямого хода рекомендуется сжигать сортированные антрациты марок АС и AM с приведенной зольностью не более 0,5 кг-102/МДж. Для сжигания заштыбленных антрацитов и антрацитов с легкоплавкой золой топки с цепными решетками не приспособлены. Сжигание этих антрацитов протекает с большими затратами физического труда (требуется шуровка слоя вручную) и малой экономичностью даже при низких удельных нагрузках зеркала горения, не превышающих 700 кВт/м2.
Улучшение сжигания топлив с большим содержанием мелочи (до 60 % частиц размером 0—6 мм) в слоевых топках достигается применением цепных решеток с пневмомеханическими забрасывателями. При этом лучшие результаты получаются в топках с пневмомеханическими забрасывателями и ленточными цепными решетками обратного хода (решетка движется от задней стены топки к фронтовой).
На рис. 5-7 показана топка с пневмомеханическими забрасывателями и ленточной цепной решеткой обратного хода, выпускаемая отечественной промышленностью, типа ТЛЗ. Топка состоит из ленточной цепной решетки 1, фронтового кожуха 2, чугунного фронта 3, пневмомеханических забрасывателей 4, угольного ящика 5, рольганга 9, заднего уплотнения решетки 8, устройства для привода решетки 6, устройства для привода пневмомеханического забрасывателя 7.
Полотно ленточной решетки набирается из колосников пяти типов. Верхняя и боковая поверхности колосников имеют зубцы, что предохраняет колосники от коробления при нагревании и от выворачивания их отдельных частей в случае поломки. Полотно решетки практически полностью беспровальное и имеет живое сечение для прохода воздуха около 5 %.
3?
5iH
83
Фронтовой кожух решетки состоит из сварного каркаса, обшитого листовым железом. Нижний лист для облегчения сборки и разборки колосникового полотна выполнен съемным. На верхнем листе установлены топочные дверцы.
Пневмомеханические забрасыватели и угольный ящик конструктивно выполнены аналогично описанным выше для топок с неподвижной колосниковой решеткой, только сопла для пневмозаброса не устанавливаются.
Рольганг служит для поддержания нижней ветви колосникового полотна решетки. Заднее уплотнение решетки предохраняет от выбрасывания частиц топлива за пределы колосникового полотна. Оно состоит из наклонных плитчатых колосников, подвешенных к специальным кронштейнам. Защита плитчатых колосников от перегрева производится слоем шлака, который образуется в момент растопки и обновляется при дальнейшей работе топки.
Привод решетки осуществляется четырехскоростным электродвигателем через редуктор с двумя скоростями. Это позволяет иметь восемь скоростей движения колосникового полотна' в пределах от 2 до 14 м/ч.
Совмещение пневмомеханического заброса с движением слоя вместе с цепной решеткой обеспечивает полную непрерывность процесса горения, улучшает условия воспламенения топлива, позволяет удовлетворительно сжигать спекающиеся каменные и бурые несортированные угли без ручного вмешательства обслуживающего персонала.
На начальном участке (вблизи задней степы топки) происходит верхнее зажигание топлива. Однако на заднюю часть решетки попадает только небольшая часть всего забрасываемого топлива, н тем самым облегчается его подготовка для горения. Основная часть топлива забрасывается на всю решетку, где протекает активный процесс горения. При этом чем меньше скорость движения решетки, тем меньше начальный участок, на котором происходит верхнее зажигание.
Опыт показывает, что при нормальных скоростях решетки в пределах 2—7 м/ч зажигание топлива в большинстве случаев достаточно надежное. При этом процесс горения аналогичен горению в топке с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой. Толщина активного слоя на начальном участке решетки около 50 мм, а в части интенсивного горения около 25 мм. При этом повышение влажности топлива, как правило, приводит к утолщению слоя и ухудшению выжига шлака, что особенно заметно при влажности рабочей массы угля более 30 %.
Как показали исследования, зольность топлива оказывает заметное влияние на условия его сжигания и экономичность работы топки. С повышением зольности топлива приходится увеличивать скорость движения решетки, что приводит к повышению потери теплоты от механической неполноты горения. При
84
сжигании каменных углей с повышенной зольностью наблюдается более сильное сплавление шлака. Кроме того, активный слой поверх шлаковой подушки получается толще, что при одинаковых форсировках приводит к увеличению температур в слое и недопустимо при легкоплавкой золе, у которой температура жидкоплавкого состояния менее 1070 °C. Важен п характер распределения золы в топливе. Зола, входящая в структуру угля, оказывает большее влияние, чем отдельные включения тугоплавкой пустой породы.
С уменьшением выхода летучих толщина слоя на решетке увеличивается, что приводит к возрастанию температур в слое и его шлакованию.
Существенное влияние на работу слоевых топок оказывают процессы смесеобразования и горения в топочной камере летучих и мелких фракций топлива. На воспламенение, смесеобразование и горение в топочной камере влияют ее конфигурация, подача вторичного воздуха и возврат уноса.
Для трудновоспламеняемых топлив (антрацит и бурые угли), сжигаемых на цепных решетках прямого хода, устанавливается задний, низко опущенный над решеткой свод. Задний свод отжимает поток продуктов сгорания в направлении фронтовой стены топочной камеры, что способствует лучшему воспламенению свежего топлива на передней части решетки и перемешиванию струй газов, выходящих из разных ее частей. Однако для интенсивного перемешивания в образовавшуюся горловину топочной камеры подают вторичный воздух, называемый острым дутьем. Исследования показали, что сопла для подачи вторичного воздуха следует устанавливать в заднем своде (см. рис. 7-8).
Переднюю часть топки следует выполнять открытой (без всякого свода). Однако, если по условиям компоновки топочная камера имеет выступающую часть, то ее следует располагать как можно выше относительно цепной решетки, так как основным источником теплоты для подготовки и воспламенения топлива является факел над слоем. При установке пневмомеханических забрасывателей совместно с цепными или неподвижными решетками своды не требуются и топка выполняется открытой, поскольку в этом случае одновременно с верхним происходит также и нижнее зажигание топлива. В то же время применение острого дутья совместно с возвратом уноса весьма эффективно.
Для возврата уноса, осевшего в газоходах парогенератора или водогрейного котла, применяется специальное устройство. Оно состоит из высоконапорного вентилятора, системы трубопроводов с эжекторами и сопл, через которые унос вместе с воздухом поступает в топку. Возврат уноса и острое дутье по данным ЦКТИ позволяет снизить потерю от механической неполноты горения с уносом на 3—5 %.
В табл. 5-5 приведены типоразмеры механических топочных устройств.
85
Таблица 5-5
Типоразмеры механических топочных устройств, выпускаемых промышленностью
Наименование и типоразмер топки	Размеры колосникового полотна, мм		Площадь зеркала горения, м2	Масса, т
	Ширина	Длина		
Топки с чешуйчатой цепной решеткой: ТЧ-2,7/6,5	2700	6500	15,5	26,4
ТЧ-2,7/8,0	2700	8000	19,5	31,4
ТЧ-3,07/5,6	3070	5600	14,8	29,0
Топки с пневмомеханическим забрасывателем и цепной решеткой обратного хода: ТЛЗ-2,7/3,0	2700	3000	6,4	15,6
ТЛЗ-2,7/4,0	2700	4000	9,1	18,0
ТЧЗ-2,7/5,6	270.0	5600	13,4	25,5
ТЧЗ-2,7/6,5	2700	6500	15,8	28,3
Топки с пневмомеханическим забрасывателем и моноблочной ленточной цепной решеткой обратного хода: ТЛЗМ-1,87/3,0	1870	3000	4,4	1,2
ТЛЗМ-2,7/3,0	2700	3000	6,4	1,5
В последнее время для повышения надежности работы ленточных цепных решеток в ЦКТИ разработана конструкция моноблочной решетки. Моноблочная ленточная цепная решетка имеет более жесткую раму, полностью собирается и обкатывается на заводе. Поставка решетки в собранном виде сократит время монтажа и повысит его качество.
5-5. Топки с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся слоем топлива
Из различных конструкций топок с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся по ней слоем топлива в настоящее время применяются шахтные топки с наклонной колосниковой решеткой и топки скоростного горения ЦКТИ системы В. В. Померанцева.
Шахтная топка с наклонной колосниковой решеткой (см. рис. 5-1, ж) применяется для сжигания влажного кускового торфа и древесных отходов под парогенераторами производительностью до 6,5 т/ч. Топка состоит из воронки для загрузки топлива, двух рядов наклонных колосников, верхнего и нижнего горизонтальных колосников, опорных балок, охлаждаемых водой, и воздухопроводов зонного дутья. Кусковой торф, загружаемый через воронку, поступает в шахту и по наклонным колосникам под действием собственного веса сползает
86
вниз, попадая на горизонтальные колосники. Сюда торф поступает в значительной мере подсушенным, что обеспечивает его активное горение. Наиболее активное горение протекает на верхних горизонтальных колосниках, а на нижних происходит догорание кокса. При движении по наклонным колосникам топливо подсушивается за счет излучения продуктов сгорания и раскаленной обмуровки, а также небольших огневых очагов, возникающих на наклонных колосниках.
Основное количество воздуха подается под верхние горизонтальные и нижние наклонные колосники. Топки работают устойчиво при влажности рабочей массы кускового торфа Ц7р = 40-н 4-45 % и содержании мелких фракций торфа не более 15%.
Балки, на которые опираются колосники, охлаждаются водой во избежание их перегрева. В эксплуатации необходимо следить за температурой воды, выходящей из балок, не допуская ее нагрева выше 60 °C.
Основными недостатками шахтных топок являются: необходимость шуровки слоя при нарушении его движения, удаление шлака вручную и малая универсальность топок, т. е. возможность использования их только для сжигания кускового торфа и древесных отходов.
Эффективное сжигание предварительно измельченных до 50—100 мм древесных отходов производится в топках скоростного горения ЦКТИ системы В. В. Померанцева. Так как в серийных топках скоростного горения при высокой влажности древесных отходов (Ц7р>50%) наблюдается зависание топлива в шахте, она в последнее время была модернизирована Ю. Н. Корчуновым и др. (авторское свидетельство № 361358 от 27.05.1970 г.). Усовершенствование конструкции (схема ее показана на рис. 5.-1, з) связано с созданием оптимальной конфигурации тракта схода топлива, предотвращающей его застревание в шахте.
Топка состоит из предтопка и камеры догорания. Предтопок представляет собой шахту специальной конфигурации с пережимом и зажимающей решеткой. Зажимающая решетка выполнена из труб с приваренными к ней шипами. Трубы, образующие решетку, являются одновременно фронтовым экраном топочной камеры.
Принцип скоростного сжигания топлива заключается в том, что благодаря зажимающей решетке воздух, подаваемый в предтопок, не выносит топлива из шахты и не разрушает находящегося в ней слоя, а прижимает его к решетке. Это обеспечивает высокую форсировку топки (примерно в 10 раз больше, чем у шахтных топок) без заметного уноса из нее мелких, не успевших сгореть фракций топлива. Подача воздуха по высоте шахты производится в три зоны. При этом наибольшее количество воздуха подается в первую и во вторую зоны, расположенные в нижней части шахты. Вторичный воздух подается в топочную камеру, обеспечивая полное дожигание летучих и
87
несгоревших мелких частиц топлива. В шахте происходит интенсивная подсушка топлива за счет движения снизу вверх навстречу топливу части образовавшихся продуктов сгорания.
При расчете тонки для сжигания древесных отходов (№р = = 50%) принимается, что каждый метр ширины топки в свету обеспечивает производительность парогенератора 5 т/ч. За расчетную площадь зеркала горения принимается площадь зажимающей решетки, определяемая как произведение длины активной части решетки и ширины предтопка в свету.
5-6. Свойства и характеристика угольной пыли
Угольная пыль состоит из частиц размером до 300 мкм с преобладанием мелких фракции. Больше всего в угольной пыли частиц размером от 20 до 50 мкм в зависимости от тонкости помола. Пылинки имеют неправильную форму, которая зависит главным образом от рода топлива. Угольная пыль сыпуча и легко растекается под влиянием легких толчков. В смеси с воздухом при больших концентрациях пыли (25: 1) она образует подвижную эмульсию, легко перекачиваемую, как вода. Это свойство пыли используется при ее транспорте на большие расстояния.
Пыль, особенно углей, богатых летучими, склонна к самовозгоранию, что является одной из главных причин взрывов в системах пылеприготовления. Опасность самовозгорания пыли возрастает с повышением температуры среды и при соприкосновении с горячими поверхностями. Наиболее взрывоопасной является пыль, содержащая частицы менее 200 мкм. Взвешенная в воздухе пыль угля, сланца, торфа образует взрывоопасную смесь, которая, воспламенившись, может взорваться. Источником воспламенения пыли чаще всего являются тлеющие отложения пыли. Взрыхление тлеющей пыли весьма опасно, так как приводит к ее интенсивному горению и может вызвать пожар или взрыв.
При превращении угля в пыль расходуется определенное количество энергии, зависящее от твердости топлива. Для характеристики размольных свойств топлива пользуются так называемым лабораторным относительным коэффициентом размоло-способности топлива. Под ним понимают отношение удельных расходов электроэнергии при размоле (в стандартной лабораторной мельнице) эталонного и исследуемого топлива. При этом размол производится от одинаковых начальных размеров до одинаковых размеров готовых пылинок.
В СССР принято определять лабораторный коэффициент размолоспособности по методу ВТИ (&лТИ), в котором за эталонное топливо принят антрацитовый штыб. Значение лабораторного коэффициента размолоспособности приводится в размольных характеристиках углей Советского Союза. Так, например, для тавричанского бурого угля это 0,85, для назаровского
бурого угля 1,1, для эстонского сланца 2,5. Чем больше коэффициент размолоспособности, тем мягче топливо.
Качество пыли, получаемой в пылеприготовптельных установках, принято характеризовать тонкостью помола, определяемой рассевом пробы на ситах с различным размером отверстий. Для рассева берут пробу пыли массой 25—50 г и производят рассев на полном комплекте из 8—10 сит с размером отверстий на ситах от 50 до 1000 мкм. Однако обычно пользуются двумя ситами: для каменного угля — с отверстиями 90 и 200 мкм, для бурого- 90 и 1000 мкм или 200 и 1000 мкм. В результате рассева определяется остаток пыли на указанных ситах, который и характеризует тонкость размола. Обычно остаток на сите принято обозначать Д с индексом, соответствующим размерам отверстий сита (например, Rzoo — остаток на сите с отверстиями 200 мкм).
По данным рассева может быть построена зависимость остатка на разных ситах от размера частиц (размер отверстий сита), которая называется зерновой характеристикой пыли. Значения остатков на ситах 90 и 200 мкм позволяют судить о равномерности пыли. Очевидно, что чем равномернее пыль, тем меньше электроэнергии приходится затрачивать на ее приготовление. Чем больше разность между остатками на ситах 90 и 200 мкм, тем пыль равномернее по своему составу.
При расчете и эксплуатации систем пылеприготовления, кроме остатков на ситах 90 и 200 мкм, существенными характеристиками являются плотность и влажность пыли.
Различают насыпную и кажущуюся плотность пыли. Под насыпной плотностью понимают отношение массы пыли к ее общему объему (суммарный объем, состоящий из объема твердой фазы частиц, пор внутри частиц и воздушных промежутков между частицами). Под кажущейся плотностью пыли понимают отношение массы пыли к суммарному объему, занимаемому твердой фазой частиц пыли и порами внутри частиц. Насыпной плотностью пользуются при расчете емкости пылевых бункеров для хранения пыли. Кажущаяся плотность используется при расчете устройств для подачи пыли, сепараторов и циклонов. Насыпная плотность пыли колеблется в значительных пределах, 500—700 кг/м3, а кажущаяся — для определенного состава топлива стабильна. Так, например, кажущаяся плотность для АШ равна 1500, тощего угля—1350, подмосковного бурого — 1000 кг/м3.
Влажность готовой пыли влияет на условия ее воспламенения и протекание процесса горения. Чем меньше влажность пыли, тем легче она воспламеняется и быстрее сгорает. Обычно подсушка пыли осуществляется с таким расчетом, чтобы влажность ее была близка к гигроскопической влажности топлива (№гп, ем. § 2-2). Более глубокая сушка не допускается, так как пыль становится взрывоопасной. Из условий взрывобезопасно-сти разрешается иметь для разных топлив следующую влаж
89
ность пыли (IFnjl): бурый уголь при 1Р™<0,4 IFP может иметь №пл>№™; каменные и бурые угли при №ги>0,4УГр могут иметь №пл5>0,5 Г™, а у фрезерного торфа 1Г1,Л>25 %.
5-7. Схемы пыпеприготовпения
Подготовка твердого топлива для сжигания его в факельных топках производится в пылеприготовительных установках. Для превращения твердого топлива в пыль необходимо осуществить следующие операции: первичную обработку, сушку, размол, отделение готовой пыли от неготовой, требующей дополнительного размола.
Первичная обработка топлива заключается в удалении из него металлических предметов и щепы, грохочении и дроблении. Удаление металлических предметов производится для предотвращения поломки механизмов системы пылеприготовлепия. Для удаления металлических предметов (болтов, гаек, железнодорожных костылей и т. д.) применяются магнитные сепараторы. Щепоуловители служат для удаления из топлива древесной щепы, попадающей в него при добыче. При попадании щепы в пылеприготовительную установку она забивает элементы системы древесной «ватой».
Грохочение применяется для отделения крупных кусков топлива от мелких. Для этого топливо пропускают сквозь качающиеся сита — решетки с размером отверстий 10—15 мм. Куски более 10—15 мм направляются в дробилки, а меньшего размера— мимо дробилок. Качество дробления определяют путем рассева дробленого топлива на сите с размером ячеек 5x5 мм. Обычно дробление топлива производят так, чтобы остаток на сите с указанными ячейками составлял примерно 20 %.
Дробление топлива производят в молотковых или валковых дробилках. В молотковой дробилке дробление топлива происходит за счет удара вращающихся молотков, шарнирно укрепленных на роторе. Валковые дробилки выполняют в виде вращающихся навстречу друг другу двух валов с насаженными на них шипами-зубьями.
Предварительное дробление топлива повышает эффективность его сушки и превращения в пыль. Чаще всего процессы сушки и размола совмещают, производя их в устройствах, называемых мельницами.
Отделение готовой пыли в процессе размола топлива осуществляется в сепараторах. Это необходимо потому, что при размоле образуются мелкие (готовые) и крупные (неготовые) пылинки. Если готовые пылинки своевременно не удалить из мельницы, то они будут переизмельчаться, излишне загружая мельницу. При этом производительность мельницы снизится, а расход электроэнергии возрастет.
Пылеприготовительные установки мегут иметь различные технологические схемы. Различают центральные и инднвидуаль-90
Рис. 5-8. Индивидуальная схема пылеприготовления с молотковыми мельницами и прямым вдуванием пыли в топку
/ — топливный бункер; 2 — весы; 3 — гравитационный сепаратор; 4 ~ амбразура или горелка; 5 — топка парогенератора; 6— дуи.евой вентилятор; 7 — воздухоподогреватель: а — воздухопровод горячего воздуха; р — воздухопровод холодного воздуха’ Ю — короб вторичного воздуха; // — молотковая мельница; 12— мигалка;
13 — питатель топлива
ныс системы пылеприготовле-ния. При центральной системе пылеприготовления пыль готовят на пылезаводе для всей котельной, а при индивидуальной системе — только для определенного котлоагрегата. Соответственно при индивидуальной системе все устройства для приготовления пыли располагают в непосредственной близости к котлоагрегату. Для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов применяют только индивидуальные системы пылеприготовления. Такне системы могут быть с прямым вдуванием или с пылевым промежуточным бункером. В первом случае пыль из мельниц вместе с отработанным сушильным агентом направляется в горелки. Во втором — пыль собирается в пылевом бункере и из него направляется в горелки.
Схема пылеприготовления может быть замкнутой или разомкнутой. При замкнутой схеме сушильный агент вместе с пылью сбрасывается в топку, а при разомкнутой отработанный сушильный агент сбрасывается в атмосферу. Схема с прямым вдуванием топлива всегда замкнутая, а с промежуточным пылевым бункером может быть и замкнутой, и разомкнутой. В промышленных и отопительных котельных установках, как правило, применяются только замкнутые схемы, т. е. схемы со сбросом сушильного агента в топку.
В промышленных и отопительных котельных установках преимущественно применяются индивидуальные схемы пылеприготовления с прямым вдуванием пыли как более простые и дешевые. Индивидуальные схемы пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером применяются для энергетических парогенераторов большой мощности при сжигании антрацитов и тощих углей с малым выходом летучих (6—15 %). Эти схемы сложны и дороги.
Выбор схемы и расчет пылеприготовительного оборудования производится в соответствии с «Нормами расчета и проектирования пылеприготовительных установок», разработанными ВТИ и ЦКТИ.
На рис. 5-8 и 5-9 в качестве примера показаны принципиальные схемы пылеприготовления, широко применяемые в промышленных и отопительных котельных установках.
91
Рис. 5-9. Схема пылеприготов-леиия с мельиицами-веитиля-торами и сушкой продуктами сгорания
/ — дутьевой вентилятор; 2 — воздухоподогреватель; 3 — воздухопровод горячего воздуха; 4 — короб вторичного воздуха; 5 — пылеуголь-иая горелка; б — распределитель пыли; 7 — сепаратор пыли; 8~ мельница-вентилятор; 9 — взрывной клапан; 10 — клапан присадки холодного воздуха; 11 — отключающий шибер; /2 — устройство для нисходящей сушки; 13 — водяная форсунка; /4 — мигалка; /5 —питатель угля; 16 — отсекающий шибер; /7 — бункер угля; 18 — смесительная камера; 19 — воздухопровод для присадки горячего воздуха; 20 — окно для забора продуктов сгорания; 21 — парогенера-
тор
Для размола бурых углей и фрезерного торфа в молотковых мельницах единичной производительности до 20 т/ч применяется схема с гравитационным сепаратором и прямым вдуванием пыли через амбразуры (рис. 5-8). Топливо из бункера через отсекающий шибер подается питателем в устройство для нисходящей сушки (рис. 5-9) и затем в мельницу. В мельнице происходит размол и окончательная сушка топлива. Горячий воздух после воздухоподогревателя подается в устройство для нисходящей сушки и в мельницу. Кроме того, предусмотрена подача горячего воздуха непосредственно в топочную камеру. Воздух, поступающий в мельницу и транспортирующий готовую пыль, называется первичным, а подаваемый непосредственно в топочную камеру или пылеугольные горелки — вторичным.
При размоле бурых углей в молотковых мельницах единичной производительности более 20 т/ч в схеме, показанной на рис. 5-8, несколько видоизменяется конструкция сепаратора пыли и пылеугольных горелок. Применяется инерционный сепаратор и турбулентные пылеугольпые горелки, которые имеют заметное сопротивление проходу пылевоздушной смеси. В связи с этим система пылепрнготовления работает под избыточным давлением до 2500 Па, что требует ее уплотнения, включая питатель топлива. По сравнению с бурыми углями при сжигании каменных углей, требующих для экономичного сжигания более тонкой пыли, в схеме, показанной на рис. 5-8, изменяется тип применяемых мельниц и сепаратора пыли. В этом случае могут использоваться среднеходовыс валковые мельницы с центробежным сепаратором пыли.
При сжигании высоковлажных мягких бурых углей используются схемы пылеприготовления с мельницами-вентиляторами. Одна из таких схем приведена на рис. 5-9. В этой схеме сушка топлива производится продуктами сгорания, отбираемыми из топки. Топливо из бункера питателем направляется в устрой
92
ство для нисходящей сушки, а из него— в мельницу-вентилятор. Горячий воздух после воздухоподогревателя направляется в горелку и частично в смесительную камеру, где смешивается с продуктами сгорания, отбираемыми из топки. Смесь продуктов сгорания и воздуха поступает в устройство для нисходящей сушки, а затем — в мельницу-вентилятор. Из мельницы аэросмесь (смесь пыли с воздухом и продуктами сгорания) поступает в сепаратор и из него в горелки. В этой схеме осуществляется двухступенчатая подсушка топлива. Первая ступень осуществляется в шахте с нисходящим потоком смеси топочных газов и горячего воздуха, а вторая ступень — в мельнице.
Из рассмотрения приведенных схем пылеприготовительных установок ясно, что схема и конструкция применяемого оборудования прежде всего зависят от характеристики сжигаемого топлива (влажности, твердости, выхода летучих) и мощности парогенератора или водогрейного котла.
5-8. Пылеприготовитепьные установки
Превращение топлива в пыль производится в мельницах, которые принято классифицировать по принципу измельчения топлива и скорости вращения подвижной части. В системах пылеприготовления промышленных и водогрейных котлов наиболее часто применяют молотковые мельницы, мельницы-вентиляторы, реже среднеходовые валковые мельницы и довольно редко шаровые барабанные мельницы.
Молотковые мельницы измельчают топливо в основном за счет удара молотков, шарнирно закрепленных на вращающемся роторе. Частота вращения ротора до 1000 об/мин. При вращении молотков, называемых билами, происходит также раздавливание и истирание кусков топлива, попадающих в пространство между билами и корпусом мельницы. В молотковых мельницах может достаточно экономично размалываться большинство углей, добываемых в СССР, за исключением очень абразивных типа антрацита или очень влажных (1ЕР>50 % ), а также сланцы, фрезерный торф.
Производительность современных молотковых мельниц достигает 100 т/ч на буром угле и 50—60 т/ч на каменном. Тонкость помола пыли в мельнипах может изменяться от 10 до 60 % остатка на сите 90 мкм. Выпускаемые в настоящее время мельницы различаются по способу подвода сушильного агента (горячего воздуха или топочных газов). Если воздух в мельницу подводится с торцов вдоль вала, то ее называют мельницей с аксиальным подводом и обозначают М.М.А (мельница молотковая с аксиальным подводом воздуха). Прн подводе воздуха по касательной к боковой поверхности ротора (по всей его длине) мельницу называют мельницей с тангенциальным подводом, обозначая М.М.Т. Три последующие за этими обозна
93
чениями цифры указывают диаметр ротора (мм), длину ротора (мм) и частоту вращения (об/мин). Например, типоразмер ММА 1000/350/980 означает: молотковая мельница с аксиальным подводом воздуха, диаметр ротора 1000 мм, длина ротора 350 мм, частота вращения 980 об/мин.
В качестве примера на рис. 5-10 показана одна из конструкций молотковых мельниц. Корпус мельницы выполняется сварным из стального листа толщиной 10—20 мм. Изнутри корпус выложен стальными или чугунными плитами, что предохраняет его от износа. Двери мельницы, предназначенные для замены бил, с внутренней стороны имеют броню. На валу ротора мельницы установлены диски, несущие билодержатели и била. Вал мельницы опирается на самоустанавливающиеся роликовые подшипники качения. В случае работы мельницы под давлением предусмотрена установка сальникового или лабиринтового уплотнения в месте прохода вала сквозь корпус мельницы. Установка уплотнения предотвращает пыление мельницы. Вал мельницы охлаждается проточной водой, что обеспечивает отвод теплоты от подшипников и вала.
Крепление бил на билодержателях производится ступенчатыми пальцами, что обеспечивает наименьшие затраты труда при замене бил.
Основными характеристиками молотковых мельниц являются производительность, потребляемая мощность и тонкость выдаваемой пыли. Отношение потребляемой мощности к производительности мельницы (3 = N/B, кВт-ч/т), являясь одним из показателей работы мельницы, характеризует экономичность измельчения топлива. Зависимость потребляемой мощности от производительности мельницы называют ее рабочей характеристикой. Второй важной характеристикой мелышцы является зависимость удельного расхода электроэнергии на размол от ее производительности. На рис. 5-11 по данным испытаний приведены указанные характеристики для одной из конструкций молотковой мельницы при различной тонкости пыли.
Показатели работы молотковой мельницы зависят от ее конструктивных особенностей и свойств размалываемого топлива. Конструктивными параметрами мелышцы являются длина и диаметр ротора, число бил на роторе, линейная скорость вращения, тип сепаратора и конструкция корпуса. К параметрам, характеризующим свойства размалываемого топлива и режим работы мельницы, относятся коэффициент размолоспособности топлива, тонкость пыли, крупность топлива, поступающего в мельницу, его влажность, расход сушильного агента и его температура.
Производительность молотковой мельницы определенного типоразмера при постоянной скорости вращения зависит от коэффициента размолоспособности топлива, .тонкости помола, крупности исходного топлива и его влажности, расхода сушильного агента и его температуры. Наибольшее влияние на работу
94
молотковой мельницы оказывает тонкость помола и коэффициент размолоспособности топлива.
Под оптимальной производительностью мельницы понимают такую производительность, при которой расход электроэнергии
Рис. 5-10. Молотковая мельница с аксиальным подводом воздуха
/ — вал; 2 — патрубок подвода воздуха; 3 — била; 4 — билодержатели; 5 — диски; 6 — подшипники; 7 — корпус мельницы
95
Рис. 5-11. Характеристики работы молотковой мельницы при различной топкости помола ныли: а — зависимость мощности, потребляемой мельницей, от ее производительности; б — зависимость удельного расхода электроэнергии па размол от производительности мельницы
/ — остаток на Rso = 2O %: 2 — /?Sj = 27 %;
3 — R9o = 38 %
сит от многих конструктивных Паспортная производительность
на размол минимален. Увеличение или уменьшение производительности мельницы по сравнению с оптимальной вызывает повышение удельного расхода электроэнергии на размол. Оптимальная производительность мельницы зави-и технологических факторов, мельницы обычно принимается
за оптимальную.
Под максимальной производительностью мельницы понимают такую производительность, при которой сохраняется баланс между подачей в нее топлива и выдачей готовой пыли, т. с. мельница может устойчиво работать достаточно дол
гое время.
Одним из важнейших показателей, характеризующих экономичность работы молотковых мельниц и их пригодность для размола различных углей, является абразивный износ мелющих органов — бил. Износ бил зависит от многих факторов, главными из которых являются абразивность размалываемого топлива, износостойкость металла бил, удельная производительность мельницы, тонкость помола пыли, конструкция бил.
Износ бил мельницы заметно влияет на ее производительность. Так, по данным ЦКТИ износ бил на 40 мм при испытании мельницы на канском буром угле снизил ее производительность на 10—15% по сравнению с производительностью при новых билах. В молотковых мельницах, выпускаемых в СССР, радиальный зазор равен 25—30 мм, причем считают, что этот зазор является оптимальным с точки зрения экономичности работы мельницы.
На рис. 5-12 показаны распространенные типы бил, устанавливаемых на молотковых мельницах. Основным недостатком П-образных бил (рис. 5-12, а) является небольшая степень использования металла (0,25—0,30) и значительное снижение производительности по мере износа бил. Под степенью использования металла бил понимают отношение массы изношенного
металла к массе нового била.
96
Отличительной особенностью С-образных бил является тонкая (20-40 мм) длинная лопасть (рис. 5-12,6). Степень использования металла у С-образных бил составляет 0,40—0,45, что объясняется большой допустимой высотой износа бил. Основным недостатком бил, как показал опыт их эксплуатации, является недостаточная прочность. При попадании в мельницу металла вместе с углем происходят частые поломки бил, что снижает надежность работы мельниц. Для увеличения прочности С-образиых бил ОРГРЭС предложена конструкция с двумя ребрами жесткости, расположенными с задней стороны била (рис. 5-12, в). Установка ребер жесткости заметно повысила прочность бил, но при этом несколько увеличился износ бил.
В настоящее время наиболее распространенным методом повышения износостойкости металла бил является наплавка их сплавом Т-620 или сормайтом. В зависимости от способа наплавки и толщины наплавленного слоя износостойкость наплавленных бил по сравнению с износостойкостью бил, выполненных из СтЗ, увеличивается в 1,5—4,5 раза.
Отделение крупных частиц пыли от мелких, готовых для сжигания, производится в сепараторах, являющихся неотъемлемой частью системы пылеприготовления. С молотковыми мель-свойств сжигаемого топлива и произ-применяются гравитационные, инерционные и центробежные сепараторы.
На рис. 5-13 показан гравитационный сепаратор. Он представляет собой шахту прямоугольного сечения. От-037
ницами в зависимости от водителыюсти мельницы
4
Р. И. Эсчррллн

Рис. 5-12. Типы бил для молотковых мельниц: а — П-образное; б — С-об-разпое; а — радиальное конструкции Л®	ОРГРЭС
97
Рис, 5-13. Схема установки молотковой мельницы с гравитационным сепаратором / — молотковая мельница; 2 — течка топлива; 3 — гравитационный сепаратор (шахта); 4— амбразура; 5 — верхние сопла; 6 — нижиие сопла;
7 — отключающий шибер
деление крупных частиц от мелких происходит в сепараторе под деп-ствием гравитационных сил. Поперечное сечение шахты, как правило, больше поперечного сечения ротора мельницы, поэтому скорость потока пыли с воздухом, поступившим из мельницы в сепаратор, падает. Вследствие этого крупные частицы пыли под действием гравитационных сил выпадают из потока и возвращаются в мельницу. Так, например, при средней скорости потока в шахте 1,5—3,0 м/с
из него выносятся пылинки с максимальным размером 0,3—0,7 мм, а более крупные выпадают из потока и возвращаются в мельницу. Поле скоростей в шахте весьма неравномерно. Для выравнивания поля скоростей требуется иметь высоту шахты 8—12 диаметров ротора мельницы, что обеспечивает довольно равномерный состав пыли. Качество пыли, выдаваемой гравитационным сепаратором, в основном определяется средней скоростью пылевоздушной смеси в шахте и ее высотой. С увеличением скорости в шахте происходит выдача более грубой пыли. При увеличении высоты шахты происходит выдача более равномерной по составу пыли.
Изменение тонкости помола в сепараторе достигается регулированием количества воздуха, подаваемого в мельницу (первичный воздух). Увеличение количества первичного воздуха при неизменной подаче топлива приводит к возрастанию скорости в шахте и угрублению помола. Соответственно при уменьшении количества воздуха, подаваемого в мельницу, сепаратор выдает более тонкую пыль. Однако при этом производитель
ность мельницы уменьшается.
Основным недостатком гравитационного сепаратора являются большиег габариты. Поэтому гравитационные сепараторы применяются с молотковыми мельницами производительностью до 20 т/ч (по подмосковному углю) для получения грубой пыли (/?90 = 45 %) при размоле бурых углей, сланцев и фрезерного торфа. Средняя скорость в шахте для бурых углей составляет 1,6—3,3 м/с, сланцев 2,2—3,4 м/с и фрезерного торфа 3,5— 4,5 м/с.
В настоящее время вместо гравитационных сепараторов при сжигании бурых углей, торфа и сланцев широкое распростра-
98
Рис. 5-14. Схема инерционного сепаратора конструкции ВТИ
1 — воздух; 2 — топливо; 3 — разделительная камера; 4 — козырек; 5 — выходной патрубок; 6 — поворотная камера; 7 — языковый поворотный шибер; 8 — перегородка; 9—входной канал сепаратора; 10 — отбойная плита; // — ротор мельницы; /2 —течка возврата
Рис. 5-15. Схема центробежного сепаратора ЦКТИ для молотковых мельииц
/ — подвод сушильного агента; 2 — ввод топлива; 3 — контур сепаратора; 4 — выходной патрубок; 5 — телескопическая насадка; 6 — регулирующие лопатки; 7 — внутренний конус; 8 — мигалки; 9 — отбойная плита; 10 — входной патрубок; //—течка возврата
нение получили инерционные сепараторы. Схема инерционного сепаратора конструкции ВТИ показана на рис. 5-14. Сепарация пыли в нем осуществляется за счет сил инерции. Поток пыли с воздухом, выходящий из мельницы, отклоняется отбойной плитой к разделительной перегородке. Наиболее крупные частицы отскакивают от отбойной плиты и возвращаются в мельницу. Затем пылевой поток поступает в верхнюю часть поворотной камеры и вследствие удара раздваивается. Одна часть потока отклоняется вниз, создавая циркуляционный вихрь, а другая поступает в разделительную камеру сепаратора. Поток, поступивший в разделительную камеру, ударяется о противоположную стенку. При этом мелкая пыль выносится из сепаратора, а крупная через течку возврата поступает в мельницу.
Регулирование тонкости пыли, выдаваемой сепаратором, производится языковым поворотным шибером, который может устанавливаться под различными углами. Увеличение угла поворота потока путем прикрытия шибера приводит к получению более тонкой пыли. Регулирование тонкости помола пыли за счет изменения положения шибера, т. е. поворота его на угол
4*
99
20° от вертикального положения, осуществляется в следующих пределах остатка на сите 90 мкм: 16—20 % при размоле мягких топлив (й®ти=1,8) и 12--16% при размоле более твердых (&®ти= 1,4-е-1,8).
Инерционные сепараторы применяются с молотковыми мельницами производительностью более 20 т/ч (по подмосковному углю) для получения пыли с остатком на сите 90 мкм 40—60 % при размоле бурых углей, сланцев, фрезерного торфа и другого твердого топлива.
Для получения пыли с Ддо<25% на молотковых мельницах устанавливаются центробежные сепараторы, применяемые также на шаровых барабанных и среднеходных мельницах. Схема центробежного сепаратора и направление движения пыли в нем показаны на рис. 5-15. Аэросмесь из мельницы поступает в расширяющийся патрубок и затем в пространство между наружным и внутренним конусами сепаратора. За счет снижения скорости в этом пространстве происходит выпадение из потока наиболее крупных и тяжелых фракций пыли. Торможение потока производится также отбойной плитой, устанавливаемой в нижней части внутреннего конуса центробежных сепараторов молотковых мельниц. Оставшиеся частицы выносятся потоком в верхнюю часть сепаратора, где установлены поворотные лопатки, регулирующие тонкость пыли. Поток аэропыли в верхней части сепаратора поворачивает и попадает в межлопаточные каналы, образованные регулирующими лопатками. В результате закрутки потока в регулирующих лопатках, обычно устанавливаемых под углом 20—45° к соответствующему радиусу сепаратора, из потока выпадают наиболее крупные фракции пыли. Выпадение крупных фракций происходит под действием центробежной силы, отбрасывающей крупные пылинки к стенкам внутреннего конуса, по которым они оседают вниз и через течку возврата уноса снова поступают в мельницу. Готовая пыль подхватывается потоком и, повернув на угол 180°, отводится через центральный патрубок сепаратора. Если телескопическая насадка опущена, то поток аэросмеси делает дополнительный поворот вниз перед поступлением в центральный патрубок. Это обеспечивает получение пыли более тонкого помола. Одним из основных недостатков центробежных сепараторов при установке их на молотковых мельницах является неравномерный износ бил по длине ротора, а также увеличение габаритов мельничной установки при использовании мельниц, имеющих отношение длины ротора к его диаметру больше единицы.
Изменение тонкости помола пыли в достаточно большом диапазоне достигается изменением положения лопаток. Прикрытие лопаток увеличивает крутку потока, что ведет к утонению пыли, выдаваемой сепаратором. Наиболее тонкая пыль получается при установке регулирующих лопаток под углом 45—55° по отношению к радиусу сепаратора. При поднятом те-100
Рис. 5-16. Общий вид мельницы-вентилятора
/ —ршор вентилятора; 2 — била; 3 — корпус мельницы, бронированный изнутри; 4 — шахта нисходящей сушки топлива; 5 — инерционный сепаратор
лескопическом патрубке и радиальной установке лопаток получается наиболее крупная пыль.
Мельницы-вентиляторы используются для размола мягких влажных бурых углей. Обычно с мельницами-вентиляторами устанавливаются инерционные сепараторы. На рис. 5-16 показана мельница-вентилятор с инерционным сепаратором. Размол топлива в мельнице двухступенчатый: в предвключениой части— билами и затем в мелющем колесе вентилятора. Топливо, частично размолотое билами, отбрасывается от центра к периферии ротора и с сушильным агентом равномерно поступает в колесо мелющего вентилятора. Это предотвращает удар топлива о диск и обеспечивает равномерную загрузку лопаток вентилятора.
В системах пылеприготовления с мельницами-вентиляторами подсушка топлива обычно двухступенчатая: нисходящим потоком сушильного агента (смесь топочных газов с воздухом) в шахте перед мельницей и в самой мельнице. При этом температура сушильного агента перед мельницей (после сушильной шахты) не должна превышать 450—500 °C. Мельница-вентилятор создает напор 1—2 кПа, который расходуется на преодоление сопротивления сушильного тракта, сепаратора, пылепрово-дов и горелок.
В среднеходных валковых мельницах размол топлива происходит путем раздавливания кусков угля на вращающемся столе коническими валками. На рис. 5-17 показана валковая мельница. Она состоит из вращающегося размольного стола
101
1153 15°
Таблица 5-6
Основные характеристики мельниц, применяемых в промышленных и отопительных котельных

CJ * •=.
<_ с 2
=" “
5 я
Типоразмер мельницы и тип сепаратора	Производительность при размоле угля, т/ч			Остаток на сите, %	Мощность электродвигателя, кВт	Удельный расход электроэнергии, кВтч/т	Габаритные размеры, мм		
	подмосковного Б2	башкирского	черемховского				ширина	длина	высота
Молотковые мельницы с тангенциальным									
подводом и инерционным сепаратором:					40	4 1	1780	3148	1 ’,32
ММТ 1000/470/980	3,3				70	4,0	1780	3480	1332
ММТ 1000/710/980	5,0			СК	1П0	4.1	1780	3945	1.42
ММТ 1000/950/980	6.6	—			160	5 0	2160	5285	1700
ММТ 1300/1310/735	10.8				200	5.0	2160	6230	1701’
ММТ 1300/2030/735	16,7				320	5.8	2480	6620	1896
ММТ 1500/1910/735	23,4								
Молотковые мельницы с аксиальным									
подводом и инерционным сепаратором:					40	4 3	1570	3315	1336
ММА 1000/350/980	2,7				40	4,3	1570	3480	1336
ММА 1000/470/980	3,5			55	70	4,2	1570	4160	1336
РАМА 1000/710/980	5,				125	5,1	1798	4780	1632
ММА 1300/950/735	8.1				°00	5,9	1965	5820	1900
ММА 1500/1190/735	14,5				320	5 9	1965	6670	1900
ММА 1500/1670/735	20.4								
Мельницы-веитиляторы с инерционным се-									
паратором:		о А			40	6,4	2000	2000	120п
МВ-950/210/1470		,>,О А О			75	9,2	2200	3500	1500
МВ-1100/260/1470		7 О		60	125	8,5	2200	3800	1500
МВ-1100/350/1470	—	1 1 а			200	9,8	3200	5000	2300
МВ-1600/400/980 МВ-1600/600/980		11-0 17,2			320	9,0	3200	5300	2300
Валковые мельницы с центробежным се-									
паратором:			4 8		75	9,2	2220	3650	250S
МВС-90А			7 7		125	9.0	2550	4152	4230
MBC-I05A			13,0	32	200	8,7	2760	4770	4SI0
МВС-125А			18,0		320	8,6	3250	5265	5690
М ВС-140 А											
ппчмечания 1 В обозначении молотковых мельниц первое число - диаметр ротора, мм; второе - длина ротора, мм ; третье - частота „ращения об/мин 2 В обозначении мельниц-вентиляторов первое число - диаметр ротора, мм; второе - ширина лопаток, мм; третье - частота вращения, об/мин. 3. В обозначении валковых мельниц число указывает диаметр ствола, см.
Ь1 о
W ж E
Основные характеристики мельниц, применяемых в промышленных и отопительных котельных


Таблица 5-6
Типоразмер мельницы и тип сепаратора	Производительность при размоле угля, т/ч			Остаток на сите. %	Мощность электродвигателя, кВт	Удельный расход электроэнергии, кВт-ч/т	Габаритные размеры, мм		
	подмосковного Б2	башкирского	черемховского				ширина	длина	высота
Молотковые мельницы с тангенциальным									
подводом и инерционным сепаратором:					40	4 1	1780	3148	1 U2
ММТ 1000/470/980	3,3				70	4,0	1780	3480	1332
ММТ 1000/710/980	5,0			55	100	4,1	1780	3945	13 32
ММТ 1000/950/980	6,6	—~			160	5 0	2160	5285	1700
ММТ 1300/1310/735	10,8				200	5,0	460	6230	170П
ММТ 1300/2030/735	16,7				320	5.8	2480	6620	1896
ММТ 1500/1910/735	23,4								
Молотковые мельницы с аксиальным									
подводом и инерционным сепаратором:					40	4,3	1570	3315	1336
ММ А 1000/350/980	2,7				40	4’3	1570	3480	1336
ММ А 1000/470/980	3,5			55	70	4,2	1570	4060	1336
ММА 1000/710/980	5,2				125	5,1	1798	4780	1632
ММА 1300/950/735	8.1				200	5,9	1965	5820	1900
ММА 1500/1190/735	14,5				320	5,9	1965	6670	1900
ММА 1500/1670/735	20.4								
Мельницы-вентиляторы с инерционным се-									
паратором:		7 А			40	6,4	2000	3000	120(1
МВ-950/210/1470		о. О А 0			75	9,2	2200	3500	1500
МВ-И 00/260/1470				60	125	8,5	2200	3800	1500
МВ-1 100/350/1470		1 1 ft			200	9,8	3200	5С09	2300
МВ-1600/400/980 МВ-1600/600/980		11-0 17,2			320	9,0	3200	5300	2300
Валковые мельницы с центробежным се-									
паратором:			4 8		75	9,2	2220	3650	3508
М ВС-90 А			7.7		125	9,0	2550	4152	4230
МВС-105А			13,0	32	200	8,7	2760	4770	440
МВС-125А			18,0		320	8,6	3250	5265	5690
МВС-140А									—
Ппимечания 1 В обозначении молотковых мельниц первое число - диаметр ротора, мы; второе - длина ротора, мм ; третье - частота „ращения об/мин 2 В обозначении мельниц-вентиляторов первое число - диаметр ротора, мм; второе - ширина лопаток, мм, третье - частота вращения- об мин 3 В обозначении валковых мельниц число указывает диаметр ствола, см.
Рис. 5-18. Дисковый питатель
/ -- течка к мельнице; 2 — нож;  -- г. .одной надрубок; •/--телескопическая гр?ба; 5 — диск; о— электродвигатель
(тарелки), по которому катятся два конических валка, сидящие на неподвижных осях. Вследствие вращения тарелки топливо затягивается под валки. Сила давления на валки создается пружинами и колеблется от 2 до 500 кН. Линейная скорость тарелки посредине обода составляет примерно 3 м/с. Поддержание определенного слоя топлива на тарелке и предотвращение соскальзывания угля с нее производится подпорным кольцом, высота которого выбирается в зависимости от сорта топлива.
Мельничный агрегат состоит из мельницы с редуктором, центробежного сепаратора пыли, вентилятора и электродвига
теля. Один конец вала электродвигателя через редуктор соединен с мельницей, а другой — с валом мельничного вентилятора. Пыль, получаемая в мельнице, отсасывается через центробежный сепаратор мельничным вентилятором.
Среднеходные валковые мельницы с частотой вращения тарелки 50—80 об/мин применяются в промышленных парогенераторах и водогрейных котлах, сжигающих каменные угля, имеющие лабораторный коэффициент размолоспособности не менее 1,15 и влажность не более 16 % при необходимости получения пыли е /?9о<2О %.
Измельчение топлива в шаровых барабанных мельницах происходит за счет падающих по параболе сверху вниз шаров на практически неподвижное относительно шаров топливо, а также путем истирания топлива перекатывающимися шарами. Шаровая барабанная мельница представляет собой цилиндрический стальной барабан, покрытый изнутри броневыми плитами-волнистой формы. Барабан на 15—30 % своего объема за-
104
Рис. 5-19. Скребковый питатель
/ — металлический стол; 2 — нож; 3 — входной патрубок; 4 — цепь питателя; 5 — звездочка
полнен стальными ша-рами диаметром от 25 до 75 мм. Барабан приводится во вращение от электродвигателя через редуктор. Частота вращения барабана составляет 17—23 об/мин.
Шаровые барабан-	5 мельницу
ные мельницы применяются для размола твердых углей с лабораторным коэффициентом размолоспособности 0,95—1,0 и низким выходом летучих (4—12 %). Эти угли требуют тонкого размола с 7?90 = 74-4-10 %. В промышленных установках шаровые барабанные мельницы применяются крайне редко.
В табл. 5-6 приведены основные размеры и показатели работы мельниц, применяемых в промышленных и отопительных котельных при сжигании твердых топлив, характерных для этих установок.
Удельный расход электроэнергии в молотковых мельницах составляет 4—12 кВт-ч/т (по сырому углю), в мельницах-вентиляторах 7—10 кВт-ч/т и в валковых мельницах — около 10 кВт • ч/т.
Подача топлива в мельницы производится питателями топлива. Тип и конструкция питателя, применяемого для подачи топлива, зависят от его влажности. Для подачи сухих углей применяются дисковые питатели, а влажных — скребковые.
На рис. 5-18 показана конструкция дискового питателя. Топливо из бункера поступает во входной патрубок 3 и из него — на вращающийся диск 5. Диск приводится во вращение от электродвигателя 6 через редуктор. За счет центробежной силы топливо, попавшее на вращающийся диск, отбрасывается от центра к периферии и ножом 2 сбрасывается с диска в выходной патрубок питателя, направляясь в мельницу. Количество топлива, подаваемого питателем, регулируется положением ножа, который может устанавливаться под различным углом, и толщиной слоя топлива на диске путем изменения положения телескопической трубы. Питатели выпускаются производительностью от 6,4 до 64 м3/ч.
Конструкция скребкового питателя показана на рис. 5-19. Топливо из бункера через входной патрубок 3 поступает на металлический стол /, по которому движутся скребки, прикреп-
105
ленные к двум цепям 4, перекинутым через звездочки 5. Звездочки сидят на валах, из них один, ведущий, приводится во вращение от электродвигателя постоянного тока. Регулирование производительности питателя производится изменением числа оборотов электродвигателя и толщины слоя посредством ножа 2. Скребки, перемещая топливо по столу, сбрасывают его в выходной патрубок, присоединенный к течке мельницы. В настоящее время выпускаются питатели для угля типа СПУ произво-. дительностью от 0,4 до 160 т/ч и для торфа типа СПТ производительностью от 0,8 до 60 т/ч.
5-9. Пылеугольные топки
Пылеугольная топка состоит из пылеугольных горелок и топочной камеры. Пылеугольная горелка предназначена для организованного ввода угольной пыли и воздуха в топочную камеру. В настоящее время применяются два типа горелок: вихревые и прямоточные. В топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов применяются как прямоточные, так и вихревые горелки.
Из различных конструкций прямоточных горелок наиболее распространены: открытая амбразура, амбразура с горизонтальным рассекателем, эжекционная амбразура, горелка МЭИ (Московский энергетический институт) с системой плоских параллельных струй.
Открытые амбразуры (см. рис. 5-13) обычно применяются с гравитационными сепараторами. Открытая амбразура представляет собой окно прямоугольной формы, через которое пылевоздушная смесь из гравитационного сепаратора поступает в топку. Над амбразурой устанавливаются сопла для подачи вторичного воздуха. Скорость пылевоздушной смеси на выходе из амбразуры составляет 4—6 м/с, вторичного воздуха на выходе из сопл 20—30 м/с. Открытые амбразуры весьма просты по конструкции, удобно компонуются с гравитационными сепараторами, но не обеспечивают достаточно экономичного сжигания топлива. Зона воспламенения при открытых амбразурах растянута, а подача вторичного воздуха в топку над и под амбразурами, изолируя поток пыли от воздействия горячих продуктов сгорания, снижает концентрацию пыли и ухудшает условия воспламенения.
Для стабилизации зажигания и повышения устойчивости горения применяется амбразура с горизонтальным рассекателем (см. рис. 5-29). Рассекатель разделяет пылевоздушный поток на две струи, что приводит к образованию между ними вихря горячих продуктов сгорания, способствующего более быстрому воспламенению смеси. Шибер, расположенный перед рассекателем, служит для регулирования количества смеси, поступающей в нижнюю и верхнюю часть рассекателя. Это совместно с вторичным воздухом, подаваемым через сопла, позволяет из-106
Рис. 5-20. Эжекционная амбразура ЦКТИ
1 — сопла, направленные вверх; 2 —сопла, направленные вниз
менять положение факела по высоте топочной камеры. Однако горизонтальные рассекатели практически так же несовершенны, как и открытая амбразура.
Заметное улучшение в работе топки получается при установке эжек-цпонных амбразур ЦКТИ (рис. 5-20). В этих амбразурах подача вторичного воздуха производится через две пряди
плоских сопл, расположенных в выходной части шахты. Скорость выхода воздуха из верхней пряди сопл 15—20 м/с, из нижней 25—30 м/с. Струи вторичного воздуха, выходящие из сопл, улучшают смесеобразование и заполнение топочной камеры, разделяя на два потока пылевоздушную смесь, поступающую в топку из амбразуры. Процесс горения пыли стабилизируется за счет обратного тока горячих продуктов сгорания в зону между прядями верхних и нижних сопл.
Переход от амбразур к щелевым горелкам МЭИ с системой плоских параллельных струй обеспечил дальнейшее совершенствование работы топок с молотковыми мельницами и прямым вдуванием топлива. Щелевая горелка с плоскими параллельными струями (рис. 5-21) представляет собой два канала с выходным сечением в виде вертикальных щелей. По оси щелей установлены сопла вторичного воздуха. Каналы с установленными в них соплами образуют эжектор, в котором за счет энергии вытекающего из сопл вторичного воздуха пылевоздушная смесь со скоростью 20—40 м/с через щели горелки поступает в топочную камеру. Вследствие малой ширины плоских струй и высокой концентрации пыли происходит быстрое распространение пламени с периферии к оси факела. Повышенные скорости истечения из горелки и высокие температуры окружающих топочных газов приводят к заметной разности скоростей и температур в поперечном сечении плоских параллельных струй. Это способствует ускоренному воспламенению и создает благоприятные условия для интенсивного выгорания пыли. В показанной на рис. 5-21 горелке возможно также сжигание газа, т. е. горелка является комбинированной пылегазовой. Газ подается через сопла в газораспределительных коллекторах.
107
Рис, 5-21. Щелевая горелка МЭИ с плоскими параллельными струями /-—верхняя часть гравитационного сепаратора; 2 — воздухопровод подачи воздуха при сжигании газа; 3 — сопло вторичного воздуха; 4 — выходное сечение горелки; 5 — каналы аэросмеси; 6 — газовый коллектор
На рис. 5-22 показана плоскофакельная горелка для сжигания низкореакционных углей. Принцип работы плоскофакельных горелок основан на использовании эффекта соударения двух струй воздуха, направленных под углом друг к другу. Дальнобойность факела плоскофакельных горелок меньше, чем у прямоточных. Между струями вторичного воздуха и горелкой образуется «треугольник», в который подается топливо, воспламеняемое эжектируемыми в него раскаленными продуктами сгорания. В результате раздавливания круглых (или иной формы) струй после соударения образуется плоская струя, обладающая большой поверхностью. Вследствие расширения
108
Рис. 5-22.. П.чоскофакельная горелка для !] изкореакционных углей
1 — jdiuniiio-janii.ibiioe vcrpoitciBo; 2 — лючок; 3 — подача мазута; 4 — подача газа; ' 5 — вторичный воздух; 6 — пыле-воздушная смесь
МЛ
струи в одной плоскости и интенсивной эжекции ею продуктов сгорания снизу и сверху скорость струи резко падает. Наклон факела регулируется изменением соотношения расходов вторичного воздуха, подаваемого в верх-
ние и нижние сопла. Это свойство горелки используется при изменении качества сжигаемого топлива, а также нагрузки котлоагрегата или режима его работы. Плоскофакельные горелки являются двухтопочными по воздуху и по пылевоздушной смеси. Для горелок мощностью 25—35 МВт скорость пылевоздушной смеси выбирается равной 22—28 м/с, а вторичного воздуха 30—40 м/с.
Из различных конструкций вихревых горелок для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов для сжигания пыли в топках с молотковыми мельницами и мельницами-вентиляторами применяется вихревая прямоточно-улиточная горелка, показанная на рис. 5-23. Пылевоздушная смесь подается по центральной трубе, на конце которой установлен диффузор и конический рассекатель, обеспечивающий большой угол раскрытия потока. Вторичный воздух получает закрутку в улиточном закручивателе и, выходя по кольцевому каналу в топку, перемешивается с потоком пылевоздушной смеси. Скорость пы-левоздушной смеси на выходе из горелки составляет 14—16 м/с, а скорость вторичного воздуха 18—21 м/с.
Вихревые горелки обеспечивают устойчивое воспламенение пылевоздушной смеси, поэтому преимущественно применяются при сжигании топлива с малым выходом летучих. Система пылеприготовления при установке вихревых прямоточно-улиточных горелок находится под избыточным давлением до 2500 Па. В связи с этим требуется тщательное уплотнение системы пылеприготовления включая питатели топлива.
Топочные камеры факельных топок обычно выполняются в виде прямоугольного параллелепипеда, покрытого экранными поверхностями нагрева. Верхняя часть топочной камеры примыкает к газоходу, по которому продукты сгорания направляются к пароперегревателю или в конвективные поверхности нагрева. Нижняя часть топочной камеры переходит в шлаковую воронку. На вертикальных стенах топочной камеры располагаются пылеугольные горелки. Стена топочной камеры со стороны фронта обслуживания называется фронтовой, противоположная ей —
109
Рис. 5-23. Вихревая прямоточно-улиточная горелка
1 — выходной кольцевой канал пылевоздушной смеси; 2--конус с приводной шгангой;
3 — обмуровка; 4 — выходной кольцевой канал вторичного воздуха; 5 — штурвал для перемещения конуса; 6 — патрубок подвода пылевоздушной смеси; 7 — улитка вторичного воздуха; в —порожек для выравнивания потока после колена патрубка 6
задней, остальные две стены называются боковыми. Соответственно систему труб, расположенных на фронтовой стене, называют фронтовым экраном, на задней стене — задним экраном и на боковых стенах — левым и правым экранами. Если экранные трубы разделяют топочную камеру на отдельные секции, то такой экран называют двусветным.
Задний экран топочной камеры в верхней части топки переходит в так называемый фестон — разведенные в несколько рядов экранные трубы. Шлаковую воронку топки, покрытую экранными трубами, называют холодной воронкой. Экранные трубы соответствующего экрана (фронтового, заднего, боковых) в нижней части вварены в общую сборную трубу, называемую нижним коллектором, а верхней частью введены непосредственно в верхний барабан или верхний коллектор, соединенный с барабаном.
Экранные трубы, расположенные в зоне наиболее высоких температур, воспринимают в основном теплоту за счет лучеиспускания, поэтому их называют лучевоспринимающими поверхностями нагрева. Экранные трубы, воспринимая теплоту, излучаемую продуктами сгорания и горящим факелом, одновременно защищают стены топочной камеры (обмуровку) от воздействия высоких температур.
На рис. 5-24—5-26 показаны типы экранных поверхностей нагрева, применяемые в современных парогенераторах и водогрейных котлах. Гладкотрубный экран (рис. 5-24) состоит из стальных цельнотянутых труб наружным диаметром 38—• 60 мм. Расстояние между осями экранных труб называют шагом, который обычно составляет 1,05—1,2 наружного диаметра труб. Экранные трубы обычно располагают вплотную к стенам топочной камеры или на небольшом расстоянии (50—100 мм) от них.
Шиповой экран (рис. 5-25) применяется для утепления топочной камеры в зоне расположения пылеугольных горелок при сжигании трудновоспламеняемых топлив (например, антрацит). Шиповой экран состоит из гладких труб и приваренных к ним штырей (шипов). На шипы наносят огнеупорный материал, который образует в зоне установки горелок пояс, называемый зажигательным. Зажигательный пояс имеет высоту 2—
110
Рис. 5-24. Гладкотрубиый экран 1 — экранные трубы; 2 — обмуровка
Рис. 5-25. Шиповой экран
/ — экранные трубы; 2 —шнпЫ;
3 — огнеупорная масса
4 м и закрывает экранные трубы на уровне установки горелок, что приводит к повышению температур в этой области и улучшает условия воспламенения пыли.
Плавниковый экран (рис. 5-26) представляет собой сплошную экранную поверхность за счет соединения соседних экранных труб ребрами (плавниками), сваренными между собой. Такая конструкция обеспечивает плотное отделение обмуровки от продуктов сгорания, что позволяет эксплуатировать топку под избыточным давлением по отношению к атмосферному, т. е. под наддувом.
В настоящее время для более интенсивного охлаждения продуктов сгорания в топочной камере стремятся разместить как можно больше экранных поверхностей нагрева. Это достигается применением двусветных экранов и ширмовых поверхностей нагрева. Двусветными экранами называют поверхности нагрева, получающие теплоту, излучаемую факелом с двух сторон. Дву-
Рпс. 5-26. Плавниковый экран
/ — плавники ребристых труб; 2 —обмуровка; 3 — экранные ребристые трубы
111
Рис. 5-27. Двусветный экран: а — при сжигании твердых топлив, с двумя холодными воронками в топке; б — в топках газомазутных котлоагрегатов / — холодная воронка; 2 — развилки в нижней части двусветного экрана; 3— двусветный экран; 4 — боковые экраны; 5 — верхний коллектор двусветного экрана; 6 — барабан; 7 — обмуровка топки
Рис, 5-28. Шпрмовыс поверхности нагрева и их крепление: а — вертикальная ширма; б — горизонтальная ширма
/ — крепежные планки; 2 — потолочное перекрытие газохода; 3 — крепежные трубы, включенные в циркуляционный контур котла
светный экран разделяет топку на две части (рис. 5-27). Установка двусветных экранов выравнивает поле температуры по фронту котла, но усложняет эксплуатацию котлоагрегата, так как требует равномерного распределения теплоты по обеим половинам топки (одинаковый расход топлива и воздуха).
В топках для сжигания твердого топлива двусветный экран образует два ската холодных воронок при помощи развилок (рис. 5-27,а).
Двусветный экран представляет собой вертикальную панель, выполненную из одного ряда труб. В газомазутных топ-
112
Рие. о-29. Тонка с молотковыми мельницами, гравитационным сепаратором и амбразурами с горизонтальным рассекателем
/ — молотковая мельница с аксиальным подводом воздуха; 2 — гравитационный сепаратор; 3 — течка угля в мельницу; 4 — скребковый питатель; 5 — растопочный муфель-
шибер для отсечки топлива; 7 — открытая амбразура с горизонтальным рассекателем; о — короб вторичного воздуха; 9 — сопла вторичного воздуха; 10 — трубы фронтового экрана; // — пол весной свод; /2 — топочная камера: 13 — трубы заднего экрана; 14 — воздухопровод горячего воздуха; /5 —шлаковая шахта; 16 - канал гидро-золоудаления
ИЗ
Рис. 5-30. Топка с мельпицами-вентиля-торами
1— мельпица-веп I иля! ор; 2— сушильная камера; 3 — течка топлива; 4 — питатель топлива; 5 — газоход; 6 — воздухопровод горячего воздуха; 7 — газозаборное окно; 8 — воздухопровод вторичного воздуха; 9—вихревая горелка; 10 — иылепровод
ках (рис. 5-27, б) двусветный экран пересекает низ топки па стыке скатов пода. Двусветные экраны могут работать как испарительные поверхности нагрева или использоваться для начального перегрева пара.
Ширмовые поверхности нагрева, или просто ширмы, представляют собой панели, выполненные из гладких труб или труб с плавниками (в виде сварных типа). Ширмы располагают го
ризонтально или вертикально (рис. 5-28) в выходной части топки или в горизонтальном газоходе. Ширмы могут использоваться как испарительные поверхности нагрева и для перегрева пара. При сжигании газа и мазута ширмы могут располагаться в конвективном газоходе. Расстояние между ширмами в зоне высоких температур должно быть не менее 700 мм. При сжигании газа и мазута и в зоне низких температур шаг между ширмами не должен быть меньше 550 мм.
На рис. 5-29 показана топка с молотковыми мельницами, гравитационным сепаратором и амбразурами с горизонтальным рассекателем. Топливо питателем 4 подается в течку и по ней в молотковую мельницу 1. Пылевоздушная смесь, пройдя гравитационный сепаратор, через амбразуру с горизонтальным рассекателем поступает в топочную камеру. Горячий воздух поступает по воздухопроводу 14 в мельницу и через короб 8 — к верхним соплам. Шибер в шахте служит для отключения мельницы от топки при замене бил. Топочная камера полностью покрыта гладкотрубными экранными поверхностями нагрева.
На рис. 5-30 показана топка с мельницами-вентиляторами, предназначенная для сжигания высоковлажных бурых углей и фрезерного торфа. В топке предусмотрена глубокая подсушка топлива в системе пылеприготовления путем отбора продуктов сгорания из топочной камеры. Мельница-вентилятор создает разрежение, и продукты сгорания из топочной камеры отбираются через специальное окно в газоход. В этот же газоход по воздухопроводу 6 может поступать горячий воздух, присадка которого к продуктам сгорания позволяет регулировать температуру сушильного агента. Сушильный агент (смесь продуктов
114
сгорания с горячим воздухом) по газоходу 5 поступает в сушильную камеру, а затем в мельницу. В сушильную камеру питателем 4 по течке подается топливо, которое, пройдя предварительную подсушку в сушильной камере, затем направляется в мельницу. Из мельницы-вентилятора через сепаратор готовая пыль в потоке отработанного сушильного агента подается в центральный канал вихревой прямоточно-улиточной горелки 9. Вторичный воздух в вихревую горелку поступает по воздухопроводу 8. Количество продуктов сгорания, отбираемых на сушку, должно быть возможно меньшим, а их температура — возможно более высокой.
Глубокая подсушка топлива обеспечивает надежное воспламенение пыли и устойчивую работу топки. Температура продуктов сгорания, отбираемых из топки, составляет 900— 1000 °C.
5-10. Вихревые топки
В 30-х годах для сжигания фрезерного торфа А. А. Шершневым была разработана оригинальная вихревая топка. В этой топке сжигание фрезерного торфа производится без предварительной подсушки и размола.
На рис. 5-31 показана топка ЦКТИ системы А. А. Шершнева. Топочная камера этой топки имеет специальную конфигурацию: в передней части топки расположен порог, на который направлен поток вторичного воздуха, выходящий из сопл, размещенных в нижней части топки. Топливо подается питателем в щель или щелевую горелку вместе с первичным воздухом. Топливо, падая на передний скат топки, встречается с потоком вторичного воздуха и как бы сортируется по размерам фракций. Мелкие фракции сразу же подхватываются воздухом и, воспламенившись, сгорают в верхней части топочной камеры во взвешенном состоянии. Крупные фракции скатываются по передней стенке воронки, но, дойдя до ее устья, подхватываются потоком воздуха и направляются к порогу. Подсушенные, более легкие частицы выбрасываются в среднюю часть топочной камеры и сгорают во взвешенном состоянии. Влажные тяжелые частицы возвращаются к устью воронки и снова подхватываются потоком воздуха. Таким образом крупные частицы многократно циркулируют вверх и вниз, размельчаясь и подсыхая. Циркуляция этих частиц происходит до тех пор, пока поток воздуха не выбросит их в среднюю часть топочной камеры, где они сгорают. Комочки и куски топлива, которые не были подхвачены потоком воздуха, догорают на решетке с поворотными колосниками, расположенной под воронкой.
Первичный воздух подается в количестве 10%, вторичный в сопла — около 80 % и под решетку — около 10%. Скорость выхода вторичного воздуха из сопл 20—25 м/с. Топки системы А. А. Шершнева применяются для парогенераторов производительностью до 35 т/ч.
115
Рис. 5-31. Вихревая топка ЦКТИ системы А. Л. Шершнева /—топочная камера; 2 — барабанный питатель; 3 — воздушные сопла; 4 — воздухопровод. 5 — подвод воздуха к дожигательной решетке; 6 — дожита тельная решетка
116
Вихревой метод сжигания используется в настоящее время в циклонных топках с горизонтальными или вертикальными циклонами. Для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов применяются циклонные топки с горизонтальными циклонами при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива.
Основными преимуществами циклонных топок, особенно важными для промышленных и отопительных котельных установок, являются: возможность работы с удельными нагрузками топочного объема до 2000 кВт/м3; сжигание топлива с низкими коэффициентами избытка воздуха при использовании простых средств автоматического регулирования процесса горения; уменьшение уноса несгоревших частиц топлива, что способствует снижению загрязнения конвективных поверхностей нагрева.
Циклонные топки различных конструкций состоят из двух камер: вихревой высокофорсировапной камеры горения и камеры охлаждения. Камера горения представляет собой цилиндр с тангенциальным сосредоточенным или рассредоточенным вводом топлива и воздуха. Камера охлаждения имеет призматическую форму. Стены циклонной камеры горения выполняются из ошипованных экранов, покрытых огнеупорной обмазкой, а стены камеры охлаждения имеют неутепленные гладкотрубные или плавниковые экраны.
В результате выполнения комплекса исследовательских и конструкторских работ в ЦКТИ разработана высокофорспро-ванная вихревая топка для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива, принципиальная схема которой показана на рис. 5-3. Топка состоит из вихревой камеры горения и камеры охлаждения, соединенных между собой диффузором или каналом прямоугольного сечения.
Вихревая камера горения представляет собой горизонтальный охлаждаемый цилиндр, выполненный из ошипованных экранных труб, покрытых огнеупорной карборундовой обмазкой. Подвод топлива и воздуха производится через прямоточные горелки, расположенные тангенциально. В нижней части топки находится устройство, называемое лёткой, для удаления шлака в жидком состоянии. Камера охлаждения имеет прямоугольное сечение и полностью покрыта цельносварными экранными панелями, что позволяет работать под наддувом при избыточном давлении в топке до 5000 Па.
Наиболее подробные испытания топки в промышленных условиях производились при сжигании мазута и природного газа под парогенератором производительностью 40 т/ч. В результате испытаний установлено, что при суммарной удельной нагрузке топочного объема 600 кВт/м3 (камера горения совместно с камерой охлаждения) сжигание мазута и газа осуществляется с низким коэффициентом избытка воздуха иа выходе из топки 1,02—1,03 без потерь от химической неполноты горе-
117
Рис. 5-32, Циклонный предтопок водогрейного котла
/ — мазутная форсунка; 2 — тангенциально расположенное сопло; 3 — язычковый шнбер; 4 — корпус
ния. Карборундовое покрытие камеры горения работает устойчиво и не требует ремонта в течение длительного времени (около 7000 ч). Сжигание с низкими избытками воздуха и высокотемпературной обработкой золы снижает коррозию и загрязняющие свойства продуктов сгорания.
На рис. 5-32 показан циклонный предтопок, установленный под водо
грейным котлом. Камера горения выполнена в виде цилиндра диаметром 1250 мм. Основной (первичный) воздух в количестве 75—80 % всего необходимого для горения воздуха подводится через одно тангенциально расположенное сопло. Скорость выхода воздух'а из сопла около 70 м/с. Для поддержания постоянной скорости воздуха при переменных форсировках топки установлен языковый шибер. Остальной воздух, необходимый для горения, в количестве 20—25 % подводится через улиточный закручиватель по оси камеры. Предтопок выполнен из двух цилиндрических обечаек, охлаждаемых сетевой водой. Циклоны не имеют защитной карборундовой футеровки, однако сетевая вода, подаваемая со скоростью 1,2 м/с, надежно их охлаждает. Перпендикулярно движению первичного воздуха установлены две газомазутные горелки. Такое расположение горелок направляет поток распыленного мазута к центру циклона, что исключает коксование его стенок.
Опыт эксплуатации и испытания топки показали, что она надежно работает при сжигании газа и мазута с коэффициентом избытка воздуха на выходе из топки 1,05—1,07 без потери теплоты от химической неполноты горения. КПД котла, оборудованного циклонными предтопками, был на 5—7 % выше КПД водогрейных котлов обычного типа, что вполне компенсирует повышенный расход электроэнергии на дутье. Удельная нагрузка объема камеры охлаждения составляла примерно 2000 кВт/м3.
5-11. Топки для сжигания жидкого топлива
В топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов сжигается мазут разных марок. Для сжигания мазута необходима его предварительная подготовка: уменьшение вязкости и распыление, при котором обеспечивается испарение мазута. Исследования показали, что горение жидкого топлива происходит только в газовой фазе. Поэтому горению топлива
118
должно предшествовать его испарение, смешение с окислителем, прогрев горючей смеси до температур, при которых обеспечивается большая интенсивность протекающих реакций горения.
Распыление и распределение жидкого топлива в потоке окислителя (воздуха) производится в элементе горелки, называемом форсункой. Под горелкой понимается устройство, состоящее из форсунки, воздухонаправляющего аппарата и амбразуры.
Форсунки можно классифицировать по различным признакам. Чаще всего их классифицируют по способу распыления топлива. Форсунки, в которых распыление топлива производится за счет потенциальной энергии струи мазута, находящейся под давлением, называются механическими. Форсунки, в которых для распыления мазута используется кинетическая энергия распыляющего агента (воздуха, пара), называются пневматическими. Форсунки, в которых для распыления мазута используется механическая энергия вращающегося распылителя (диск или стакан), называют ротационными. Указанные способы распыления мазута наиболее часто применяют в топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов.
К форсункам предъявляется ряд требований, основными из которых являются: надежность; устойчивость зажигания и стабильность фронта горения в широких пределах изменения нагрузки; обеспечение заданной мощности агрегата и температуры перегретого пара; обеспечение полного горения при минимальных коэффициентах избытка воздуха в широком диапазоне изменения нагрузки; простота изготовления, ремонта, обслуживания; минимальное сопротивление проходу воздуха; быстрота перехода на другой вид топлива (например, газ).
Одной из основных характеристик форсунки является ее мощность (МВт), т. е. количество теплоты, выдаваемой форсункой в единицу времени (BQ,,P).
В форсунках с механическим распылением мазуту сначала сообщается вращательное движение, и затем он с большой скоростью вытекает из отверстия, называемого соплом. Вращательное движение создается винтовой нарезкой, подачей мазута по тангенциально расположенным каналам в вихревую камеру, лопаточным завихрителем и т. д. Вследствие этого мазут вытекает из сопла форсунки в форме конусной пленки, которая при больших скоростях истечения распадается на мелкие капли.
В форсунках с пневматическим распылением топлива в качестве распыляющего агента применяется пар или воздух. Струя пара или воздуха, обладающая большой кинетической энергией, подхватывает направляемые в нее под углом тонкие струйки мазута и разбивает их на отдельные капли.
В ротационных форсунках под действием центробежных сил вращающегося распылителя в зависимости от его размеров
119
и режима работы может происходить образование струй или пленки, распадающихся затем на капли.
Механические форсунки имеют узкий диапазон регулирования мощности, так как при снижении давления мазута перед ними заметно ухудшается качество распыления. Пневматические форсунки с паровым распылением создают шум и расходуют большое количество пара (от 0,3 до 1 кг пара на 1 кг мазута). Исключение указанных недостатков достигается сочетанием механического и парового распыления. Комбинированные паромеханические форсунки обеспечивают удовлетворительное распыление мазута в диапазоне изменения мощности форсунки от 20 до 100% и имеют расход пара 0,02—0,03 кг на 1 кг мазута.
Форсунки с паровым распылением мазута могут применяться для кратковременной работы, например для растопки котлоагрегата. Форсунки с воздушным распылением хотя и не обеспечивают достаточно тонкого распыления мазута, но применяются, если мазут является аварийным топливом. Ротационные форсунки, несмотря на сложность изготовления, находят в настоящее время все более широкое распространение, особенно для водогрейных котлов.
Существенное влияние на работу мазутной горелки оказывает воздухонаправляющпй аппарат, предназначенный для закрутки воздушного потока. В современных горелках закрутка воздушного потока осуществляется тангенциальным подводом воздуха или установкой специальных лопаток. Закрученная струя имеет ряд преимуществ по сравнению с прямоточной. Опа обладает большей эжекционной способностью; падением скорости в осевой области, при известных условиях вызывающим осевой обратный ток; имеет увеличенный угол разноса.
Третьим элементом горелки является амбразура. Как показали исследования, размеры амбразуры влияют на работу горелки. Увеличение длины амбразуры приводит к повышению уровня температур и ее оплавлению. Конические амбразуры обеспечивают более спокойную работу горелки по сравнению с цилиндрическими амбразурами. Наиболее целесообразно выполнять амбразуры в виде конуса с углом раскрытия от 30 до 60°.
Из различных типов горелок с пневматическим распылением мазута наибольшее распространение в свое время получили низконапорные горелки, разработанные ЦКТИ, типа НГМГ (в настоящее время сняты с серийного производства).
Топочные устройства для сжигания мазута развиваются в направлении совершенствования вихревых горелок с паромеханическими форсунками, внедрения в эксплуатацию на водогрейных котлах ротационных горелок и разработки камер ступенчатого сжигания мазута.
На рис. 5-33 показана одна из конструкций вихревых горелок с паромеханической форсункой, разработанная ЦКТИ и 120
4
Рис. 5-33. Вихревая горелка с паромехапической форсункой
/ — паромеханическая форсунка; 2 — штуцера для измерения давления газа, первичного и вторичного воздуха; 3 — фронтовой лист; 4 — лопаточные завихрители первичного п вторичного воздуха; 5 — газовыводной иасадок; 6 — газовый запальник с электрическим зажиганием; 7 — фотоэлемент; 8 — стакан защитно-запального устройства;
9 — лопатки для выравнивания потока вторичного воздуха
серийно выпускаемая заводом «Ильмарине». Горелка состоит из паромехапической форсунки, двухзонного направляющего аппарата и газовой камеры с газовыпускными отверстиями. Горелка предназначена для сжигания мазута и природного газа.
Один из вариантов форсунки с паромеханическим распылением, применяемой в вихревых горелках, показан на рис. 5-34. Принцип действия форсунки заключается в следующем. Мазут по трубе 2 через распределительную шайбу 4 поступает в кольцевую камеру распылителя 5 и затем по тангенциальным каналам попадает в его завихрительную камеру. Закрученная струя мазута под действием центробежных сил прижимается к стенкам завихрительной камеры и, продолжая двигаться поступательно, срывается с кромки сопла распылителя 5, разбиваясь па множество мельчайших капель. Пар из трубы 1 поступает в полость между деталями, пропускающими мазут, и концевой гайкой 8. Из этой полости пар поступает через тангенциальные каналы в камеру парового завихрителя 6. Затем пар выходит под углом из цилиндрической щели и охватывает с внешней стороны распыленную струю мазута.
Подача пара в форсунку необходима при пониженной мощности (50—70 % номинальной). Однако, так как расход пара мал, подача его производится при всех нагрузках форсунки с давлением 70—200 кПа. Давление мазута перед форсункой в зависимости от ее номинальной мощности выбирается от 1,3 до 3,5 МПа, Регулирование мощности форсунки производится изменением давления мазута перед ней. В табл. 5-7 приведены
121
основные характеристики вихревых газомазутных горелок, серийно выпускаемых промышленностью. Они в основном отличаются друг от друга типом воздухонаправляющего устройства. Цифра в шифре горелки указывает ее полезную тепло-производительность в Гкал/ч.
ЦКТИ совместно с Белгородским заводом энергетического машиностроения (БЗЭМ), Калужским машиностроительным заводом и заводом «Ильмарине» разработал для серийного выпуска два типа горелок с ротационными форсунками. Форсунки малой мощности (до 8 МВт) выпускаются со встроенным вентилятором распыляющего воздуха, а большей мощности — с отдельно устанавливаемым вентилятором распыляющего воздуха.
На рис. 5-35 показана ротационная газомазутная горелка
со встроенным вентилятором распыляющего воздуха типа РГМГ (ротационная газомазутная горелка). Мазутная фор-
сунка 11 горелки состоит из полого вала 17, на котором закреплены рабочее колесо 18 вентилятора распыляющего воздуха, распыляющий стакан 13 и гайка-питатель 14. Вал 17 через клиноременную передачу 20 получает вращение от электродвигателя 21. Мазут подводится к штуцеру <3.
В центральном отверстии вала расположена консольная топливная трубка 15, по которой мазут поступает в кольцевую внутреннюю полость гайки-питателя 14. В гайке-питателе имеются четыре радиальных канала, по которым под действием центробежных сил мазут вытекает на внутреннюю стенку распыляющего стакана,
образуя пленку. В стакане пленка перемещается в осевом направлении и затем срывается с кромки стакана, распадаясь на капли. Угол раскрытия образующегося при этом конуса, если не подавать распыляющего воздуха, близок к 180°. Для получения нужного угла раскрытия конуса и
Рис. 5-34. Мазутная форсунка с паромеханическим распылением
/ — паровая труба (ствол); 2 — мазутная труба; 3 — прокладка; 4 — распределительная шайба; 5 — распылитель: 6 — паровой завихритель: 7 — контргайка; 8 — концевая гайка
Характеристики вихревых газомазутных горелок
природного газа
122
123
основные характеристики вихревых газомазутных горелок, се рийно выпускаемых промышленностью. Они в основном отли чаются друг от друга типом воздухонаправляющего устройства. Цифра в шифре горелки указывает ее полезную тепло-производительность в Гкал/ч.
ЦКТИ совместно с Белгородским заводом энергетического машиностроения (БЗЭМ), Калужским машиностроительным заводом и заводом «Ильмарине» разработал для серийного выпуска два типа горелок с ротационными форсунками. Форсунки малой мощности (до 8 МВт) выпускаются со встроенным вентилятором распыляющего воздуха, а большей мощности — с отдельно устанавливаемым вентилятором распыляющего воздуха.
На рис. 5-35 показана ротационная газомазутная горелка
со встроенным вентилятором распыляющего воздуха типа РГМГ (ротационная газомазутная горелка). Мазутная фор-
сунка 11 горелки состоит из полого вала /7, на котором закреплены рабочее колесо 18 вентилятора распыляющего воздуха, распыляющий стакан 13 и гайка-питатель 14. Вал 17 через клиноременную передачу 20 получает вращение от электродвигателя 21. Мазут подводится к штуцеру <3.
В центральном отверстии вала расположена консольная топливная трубка 15, по которой мазут поступает в кольцевую внутреннюю полость гайки-питателя 14. В гайке-питателе имеются четыре радиальных канала, по которым под действием центробежных сил мазут вытекает на внутреннюю стенку распыляющего стакана,
образуя пленку. В стакане пленка перемещается в осевом направлении и затем срывается с кромки стакана, распадаясь на капли. Угол раскрытия образующегося при этом конуса, если не подавать распыляющего воздуха, близок к 180°. Для получения нужного угла раскрытия конуса и
Рис. 5-34. Мазутная форсунка с паромеханическим распылением
/ — паровая труба (ствол); 2 — мазутная труба; <3 — прокладка; 4 — распределительная шайба; 5 — распылитель; 6 — паровой завихритель; 7 — контргайка; 8 — концевая гайка
122
Характеристики вихревых газомазутных горелок
мазута природного газа
123
Рис. 5-35. Ротационная газомазутпая горелка типа РГМГ
/ — прижимное устройство форсунки; 2 — гляделка; 3 — штуцер подвода мазута; 4 — концевой выключатель; 5 — запально-защитное устройство; 6 — штуцер подвода газа; 7 — всасывающий патрубок; 8 — улиточный воздушный короб; 9 — газораздающий коллектор; /А — коническое кольцо; 11— ротационная форсунка; 12 — завихритель первичного воздуха; /3 — распыляющий стакан; 14 — гайка-питатель; /5 — консольная топливная трубка; 16 — завихритель вторичного воздуха; /7 — вал форсунки; 18 — колесо вентилятора; 19 — направляющий аппарат вентилятора; 20 — клиноременная передача; 2/— электродвигатель; 22 — натяжное устройство
лучшего распыления мазута через завихритель 12 подается распыляющий (первичный) воздух. Первичный воздух поступает также через отверстия в гайке-питателе во внутреннюю полость распыляющего стакана 13, что предохраняет его от закоксова-ния. Распыляющий стакан имеет конусообразную форму и хорошо отполирован.
Вторичный воздух подается в улиточный короб 8 и из пего направляется к завихрителю 16 и всасывающему патрубку первичного воздуха 7, в котором имеется шибер для регулирования количества воздуха, поступающего к распыляющему вентилятору. Распыляющий вентилятор создает напор около 5000 Па. Давление мазута должно составлять не более 0,2 МПа. Ротационные форсунки удобны для применения на водогрейных котлах, не вырабатывающих пара. Они имеют широкий диапазон регулирования мощности.
В табл. 5-8 приведены основные характеристики ротационных горелок со встроенным и автономным вентилятором распыляющего (первичного) воздуха.
Удовлетворительное распыление мазута возможно только
124
Таблица 5-8
Основные характеристики ротационных газомазутных горелок
Характеристика	Горелки со встроенным вентилятором первичного воздуха		Горелки с автономным вентилятором первичного воздуха		
	Р ГМ Г-4	РГМГ-6.5 и Р ГМ Г-7	РГМГ-Ю	РГМГ-20	Р ГМ Г-30
Диаметр распыляющего ста-	по	125	150	175	200
как а, мм Частота вращения распыляющего стакана, об/мин Давление мазута не более, МПа Мощность электродвигате-	3,0	4,0	5000 0,2 1,5	2,2	3,0
ля форсунки, кВт Частота вращения электро-	2880		2860		2880
двигателя, об/мин Тип автономного вентиля-	—	—	19ЦС-63	19ЦС-63	ЗОЦС-85
тора первичного воздуха Аэродинамическое сопро- тивление горелки (по пер- вичному воздуху), Па Сопротивление лопаточного	1000	62 1800	)0 1050	1500	9000 2500
закручивателя вторичного воздуха, Па Число газовыпускных от-	26	И	16	20	21
верстий Диаметр газовыпускных от-	7	16	14	16	18
верстий, мм Давление газа перед горел-	—	15—30	—	20—40	30—50
кой, кПа Мощность горелки, МВт	4,6	7,5 и 8,1	11,6	23,"2	34,8
при его предварительном подогреве. Температура подогрева мазута перед форсунками выбирается с таким расчетом, чтобы вязкость мазута перед ними обеспечивала необходимое качество распыления. Для механических и паромеханических форсунок вязкость мазута рекомендуется поддерживать 2,5 °УВ (16,1 мм2/с), для пневматических — не более 6 °УВ (44 мм2/с) и ротационных — не более 8 °ВУ (59 мм2/с‘). Для получения указанных значений вязкости перед форсунками необходимо подогревать мазут марки 40 до 115 °C, а марки 100 — до 130 °C при сжигании в топках с механическими и паромеханическими форсунками; в топках с пневматическими форсунками — соответственно до 90 и НО °C; в топках с ротационными форсунками— до 80 и 95 °C.
Работа топок на жидком топливе обычно оценивается не только работой мазутных горелок, но и другими показателями: удельной нагрузкой сечения и объема топочной камеры, коэффициентом избытка воздуха, потерями теплоты от химической неполноты горения.
125
Первичный возйух
___( 6
Рис. 5-36. Камера двухступенчатого сжигания мазута
1 — газовый коллектор; 2 — форсуночное устройство; 3 — запально-защитное устройство; 4 — завихритель первичного воздуха; 5 — короб улитки; 6 — завихритель вторичного воздуха
При сжигании высокосернистых мазутов важное значение приобретает коэффициент избытка воздуха не только с точки зрения экономичности процесса горения,но и в связи с коррозией хвостовых поверх-воздушного бассейна. Первые
Вторичный воздух
ностей нагрева и загрязнением лабораторные опыты по сжиганию мазута с коэффициентом избытка воздуха, близким к единице, были выполнены в СССР и показали возможность работы топки без химической неполноты горения. Обычно принято считать коэффициент избытка воздуха 1,02—1,0 предельно низким, 1,02—1,05 — низким и более 1,15 — высоким. Исследования и испытания мазутных топок показали, что достижение низких коэффициентов избытка воздуха практически без потерь теплоты от химической и механической неполноты горения возможно при качественном распылении мазута, равномерном распределении мазута и воздуха по' отдельным горелкам, рациональной компоновке горелок, применении двухпоточных воздухонаправляющих аппаратов и удельных нагрузках топочного объема (230—290) • 103 кВт/м3.
Для оценки коррозионной активности продуктов сгорания сернистых мазутов существенной характеристикой является температура точки росы и содержание серного ангидрида (SO3). Испытания энергетических котлоагрегатов при сжигании сернистых мазутов показали, что увеличение коэффициента избытка воздуха приводит к повышению содержания серного ангидрида в продуктах сгорания, а это в свою очередь заметно
влияет на повышение температуры точки росы.
Как показали исследования, снижение концентрации вредных выбросов при сжигании высокосернистых мазутов может быть достигнуто при использовании камер с двухступенчатым сжиганием топлива. На рис. 5-36 показана камера двухступенчатого сжигания. Она состоит из паромеханической форсунки с завихрителем первичного воздуха и камеры горения, в которую по кольцевому каналу подается вторичный воздух.
При двухступенчатом сжигании топлива основная часть воздуха (50—70 %) вводится через мазутную форсунку, а остальной воздух подается в кольцевой канал, охлаждая стенки камеры. В конце канала установлен завихритель, через который пропускается вторичный воздух. Вторичный воздух, выходя из завихрителя, смешивается с продуктами газификации
126
мазута, которые полностью догорают в топочной камере парогенератора.
Результаты испытания камер двухступенчатого сжигания показали их работоспособность и надежность в длительной эксплуатации под наддувом (давление в топке парогенератора составляло 2500 Па), При высокой нагрузке топки (1,2X ХЮ3 МВт/м3) и коэффициенте избытка воздуха 1,05 потеря от химической неполноты горения отсутствовала. ЦКТИ (совместно с заводами) принял к установке камеры двухступенчатого горения для газомазутных парогенераторов новой серии производительностью от 16 до 75 т/ч.
5-12. Топки для сжигания газа
В топках промышленных парогенераторе и водогрейных котлов используется главным образом природный газ. Подготовка газа для его сжигания производится в газогорелочном устройстве. Газогорелочные устройства в зависимости от способа перемешивания в них газа с воздухом принято разделять на горелки полного предварительного смешения, диффузионные и частичного предварительного смешения.
В горелках полного предварительного смещения газ и воздух перед поступлением в топку предварительно полностью перемешиваются в необходимых для горения количествах и после этого готовая газовоздушная смесь подается в топку. В диффузионных горелках газ и воздух в необходимых для горения количествах раздельно подаются в топку и процесс перемешивания их протекает одновременно с процессом горения, В горелках частичного предварительного смешения только часть воздуха, необходимого для горения, перемешивается с газом, а остальной воздух подается непосредственно в топочную камеру как вторичный.
Способ перемешивания газа с воздухом, необходимым для горения, оказывает существенное влияние на устойчивость фронта пламени и характер факела, выдаваемого горелкой. Устойчивым фронтом пламени обладает такое горение, при котором обеспечивается непрерывное и самопроизвольное воспламенение новых порций газовоздушной смеси, выходящей из горелки. Толщина зоны горения наиболее медленно горящей газовоздушной смеси (согласно вычислениям академика Я. Б. Зельдовича) равна 0,6 мм, а наиболее быстро горящей смеси — 0,003 мм. Столь малая зона горения позволяет рассматривать пламя как поверхность, а распространение пламени в неподвижных смесях — как движение этой поверхности.
Для характеристики горючих свойств газовоздушной смеси в теории горения пользуются понятием нормальной скорости распространения пламени. Под нормальной скоростью распространения пламени понимают скорость движения пламени относительно невоспламененной смеси. Нормальная скорость
127
распространения пламени имеет единицей метр в секунду и представляет собой количество смеси, воспламеняемой в единицу времени. Нормальная скорость распространения пламени для какой-либо смеси определенного состава зависит от физических свойств смеси и ее химической активности.
Нормальную скорость распространения пламени для различных газовоздушных смесей определяют опытным путем. Для водородно-воздушных смесей эта величина во много раз больше, чем для смесей метана или оксида углерода с воздухом. Нормальная скорость распространения пламени зависит от концентрации газа в воздухе, начальной температуры, давления смеси и других факторов.
Движение газовоздушной смеси может быть ламинарным или турбулентным. При турбулентном движении скорость распространения пламени значительно больше, чем при ламинарном. Очевидно, что устойчивое горение газовоздушной смеси может происходить только в определенном диапазоне скоростей истечения ее из горелки. Если скорость истечения газовоздушной смеси из горелки (при форсированной работе) значительно превысит скорость распространения пламени, то наступит явление отрыва пламени от выходного насадка горелки. Наоборот, если скорость истечения газовоздушной смеси будет значительно меньше нормальной скорости распространения пламени, то пламя начнет втягиваться в горелку и дойдет до того места, где происходит смешение газа с воздухом, т. е. произойдет явление, называемое проскоком пламени.
Явления отрыва и проскока пламени в горелку нарушают устойчивость ее работы и могут быть причиной серьезных аварий. Отрыв пламени может привести к заполнению топочной камеры и рабочих помещений несгоревшим газом и, следовательно, к отравлению людей или взрыву смеси. Проскок пламени в горелку приводит к недопустимому разогреву деталей горелки и в конечном счете выходу ее из строя.
Наиболее чувствительны к проскоку и отрыву пламени горелки полного предварительного смешения, поэтому при их установке применяются специальные устройства для стабилизации фронта пламени. В диффузионных горелках при существующих относительно невысоких форсировках стабилизация фронта пламени не вызывает особых затруднений.
Характер факела, выдаваемого горелками полного предварительного смешения, заметно отличается от факела диффузионных горелок. При горении предварительно перемешанной газовоздушной смеси протекает сравнительно короткопламенный процесс с образованием лучепрозрачных продуктов сгорания. Процесс горения полностью завершается при небольшом коэффициенте избытка воздуха (1,03—1,05). Если не приняты меры для улучшения перемешивания, диффузионные горелки выдают более длинный светящийся факел, и процесс горения протекает при более высоких коэффициентах избытка воздуха.
128
К газовым горелкам, применяемым на промышленных парогенераторах и водогрейных котлах, предъявляются следующие требования: простоты и дешевизны конструкции, широкого диапазона устойчивой и экономичной работы, возможности сжигания газа с низкими коэффициентами избытка воздуха без потерь теплоты от химической неполноты горения, приемлемой длины факела, отсутствия шума, удобства обслуживания и простоты автоматизации.
Надежная и экономичная работа парогенераторов и водогрейных котлов в значительной мере зависит от правильного выбора н компоновки горелочных устройств. Работу горелочных устройств нельзя рассматривать в отрыве от топочной камеры, мощности и конструкции котельного агрегата.
В настоящее время большое число промышленных парогенераторов и водогрейных котлов проектируется для работы на газе. При этом следует рассматривать широкий круг вопросов, решение которых должно обеспечить окончание процесса горения в пределах топочной камеры при низких коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки (1,05—1,1); существенное повышение мощности котлоагрегата; минимальную температуру продуктов сгорания на выходе из топки; простой и быстрый переход на резервное топливо по возможности без остановки котла или даже без снижения его мощности; размещение горелок, обеспечивающее удобное обслуживание топки и не усложняющее компоновку устройств автоматического регулирования горения; минимальные капитальные затраты по установке газовых горелок; удобство ремонта и замены отдельных узлов; минимальные расходы электроэнергии на собственные нужды; безопасное и экономичное сжигание газа в широком диапазоне нагрузок котлоагрегата.
Из многочисленных конструкций газовых горелок, как полного предварительного смешения, так и диффузионных, рассмотрим горелки, наиболее часто применяемые для промышленных парогенераторов и водогрейных котлов.
На рис. 5-37 показана блочная инжекционная горелка полного предварительного смешения, разработанная производственно-техническим предприятием «Промэнергогаз» на базе исследований и конструктивных схем, выполненных ЛНИИАКХ (Ленинградский научно-исследовательский институт Академии коммунального хозяйства).
Горелка состоит из газового коллектора 7, в который вварены смесители 2. В каждом смесителе по окружности под углом просверлены газовыпускные отверстия. Газ подводится к коллектору через штуцер 3 и затем с большой скоростью вытекает из газовыпускных отверстий. За счет этого в смесителе создается разрежение, и в него из окружающей среды поступает воздух в количестве, необходимом для полного сжигания газа. В результате перемешивания газа с воздухом из смесителя выходит газовоздушная смесь, полностью подготовленная
5 Р. И. Эстеркин	129
Рис. 5-37. Блочная инжекционная горелка
/ — газовый коллекюр; 2 — смеситель; 3 — подвод газа; 4 — направление движения подсасываемого воздуха

для сжигания. Стабилизация фронта пламени осуществляется в керамическом туннеле щелевого типа, который устанавливается на колосниковой решетке или устраивается в обмуровке топки.
При резервном твердом топливе горелки устанавливаются на боковых стенах топочной ка
меры, колосниковое полотно решетки засыпается битым огнеупорным кирпичом для предохранения его от перегрева. Переход на резервное твердое топливо требует закладки туннелей огнеупорным кирпичом и удаления огнеупорного кирпича из амбразуры пневмомеханического забрасывателя и с колосниковой решетки. Для выполнения указанных работ парогенератор должен быть остановлен с расхолаживанием топки. Блочные инжекционные горелки могут применяться на парогенераторах с £)<10 т/ч при устойчивом или сезонном газоснабжении.
Горелки устойчиво работают при изменении давления газа в пределах (от 5 до 85 кПа. Обычно горелки рассчитывают на давление 50—60 кПа при номинальной нагрузке. В топках, оборудованных блочными инжекционными горелками, обеспечивается сжигание газа без потерь от химической неполноты горения с коэффициентом избытка воздуха на выходе из горелок 1,05 при работе их с номинальной нагрузкой. При нагрузках горелки менее 50 % номинальной наблюдается заметное увеличение коэффициента избытка воздуха.
При устойчивом или сезонном газоснабжении и резервном слоевом способе сжигания твердого топлива для парогенераторов и водогрейных котлов мощностью до 10 МВт применяются горизонтальные щелевые (подовые) горелки. Горелка представляет собой стальную трубу с внутренним диаметром 53 мм, заглушенную с одного конца. В трубе в шахматном порядке просверлено два ряда газовыпускных отверстий под углом 90° друг к другу. Труба располагается в щели из огнеупорного кирпича. Струйки газа, вытекающие из газовыпускных отверстий, встречаются с воздухом, поступающим в щель сквозь колосниковую решетку, смешиваются с ним и воспламеняются. Стабилизация фронта пламени осуществляется стенками щели, нагретыми до высокой температуры.
? 30
Рис. э-38. Компоновка подовых горелок на парогенераторе ДКВР-4-13
I — переносной запальник; 2— клапан блокировки газ—воздух; 3 — газопровод; 4— газопровод безопасности; 5 — продувочный газопровод; 6 — тягомер; 7 — запальное отверстие; 8— гляделка; 9 — подовая горелка
Подовые горелки устойчиво работают в широком диапазоне изменения давления газа, от 0,1 до 70 кПа, поэтому могут применяться при низком и среднем давлении газа. Процесс горения при работе подовых горелок полностью заканчивается на расстоянии от газовыпускных отверстий, не большем 2 м, при ширине щели 100 мм и коэффициенте избытка воздуха на выходе из горелки 1,05—1,10. Установка подовых горелок может производиться с фронта или со стороны боковой стены топки. Пример фронтовой компоновки горелок показан на рис. 5-38.
При переходе на твердое топливо требуется демонтаж горелок и удаление пода.
На рис. 5-39 показана компоновка вертикальных щелевых горелок конструкции института «Ленгипроинжпроект». Вертикальные щелевые горелки применяются при переводе парогенераторов со слоевого сжигания твердого топлива на газ и сохранении твердого топлива в качестве резервного. Горелка состоит из металлического короба, в котором установлены две газораспределительные трубки диаметром 40—60 мм (в зави-
131
Рис .5-39 Компоновка вертикальных щелевых горелок на парогенераторе ДКВР-10-13
1 — воздухопроводы к горелкам; 2 —горелка; 3 — переносные запальники; 4 — предохранительный взрывной клапан; 5 — газопровод безопасности; 6 — колосниковая решетка; 7 — битый шамотный кирпич
спмостп от мощности горелки). На каждой трубке просверлен ряд газовыпускных отверстий, расположенных под углом 45° к осн горелки. Газ, выходя из отверстий, смешивается с воздухом, поступающим из воздухопровода в короб горелки. Затем газовоздушная смесь поступает в щель шириной 80 мм, прорезанную в обмуровке топки. Высота щели изменяется в зависимости от мощности горелки.
Вертикальные щелевые горелки устойчиво работают при изменении давления газа от 2,5 до 35 кПа. Процесс горения при коэффициенте избытка воздуха 1,05—1,10 полностью заканчивается па расстоянии примерно 1600 мм от газовыпуск-
132
Рис. 5-40. Комбинированная пылегазовая горелка конструкции Оргэнерго-строя
/ — пылепровод; 2 — труба для перемещения раздающего конуса; 3 — канал аэропыли;
4— улиточный закручнватель; 5 — откатная часть; 6 — раздающий конус; 7 — газовая камера; 8 — уплотнение
пых отверстий. Установка горелок производится на боковых стенах топочной камеры, колосниковая решетка защищается от перегрева слоем битого огнеупорного кирпича.
При резервном жидком топливе применяются комбинированные газомазутные горелки, описанные в предыдущем параграфе. Газовая часть комбинированных газомазутных горелок типа ГМГА, ГМГБ, ГМГм состоит из газовыпускных отверстий, расположенных на торцевой части газового ствола. У горелок РГМГ газовыпускные отверстия расположены в газораздающем коллекторе, имеющем форму кольца. При работе на газе мазутная форсунка должна удаляться из воздушного короба. Для удобства удаления форсунки из воздушного короба она крепится к кольцу-раме двухосным кронштейном, позволяющим ей совершать сложное поступательное и вращательное движения. При выводе форсунки из воздушного короба центральное отверстие закрывается специальными захлопками.
При резервном твердом топливе, сжигаемом в пылеугольпых топках, применяются комбинированные пылегазовые горелки. В качестве примера на рис. 5-40 показана комбинированная пылегазовая горелка конструкции Оргэнергостроя. Горелка представляет собой обычную пылевую горелку конструкции ОРГРЭС—ЦКТИ с добавлением специальной кольцевой камеры, в которую поступает газ, выдаваемый через один или несколько рядов газовыпускных отверстий в закрученный поток воздуха. При работе на газе подвижная часть телескопической трубы с чугунным насадком и конусом убирается
133
внутрь горелки, как показано на рис. 5-40 сплошными линиями. Штриховыми линиями справа показано положение конуса при сжигании угольной пыли.
5-13. Основы расчета топочных камер
Расчет топочной камеры парогенератора или водогрейного котла .выполняется с целью выявления экономичности и надежности ее работы. Экономичность работы топки характеризуется минимальными потерями теплоты от химической п механической неполноты горения при максимальных допустимых удельных нагрузках колосниковой решетки и топочного объема и минимальном коэффициенте избытка воздуха.
Надежность работы топки может быть обеспечена только при отсутствии ее шлакования, т. е. образования отложений размягченной золы на стенах топки и поверхностях нагрева, расположенных в ней. Для бесшлаковочной работы топки необходимо обеспечить определенные температуры на выходе из нее.
Расчет топки может быть конструктивным или поверочным. При конструктивном расчете определяются размеры топки и площадь расположенных в ней поверхностей нагрева. При поверочном расчете определяется температура продуктов сгорания на выходе из топочной камеры, производится оценка экономичности и надежности работы топки.
В топках промышленных парогенераторов и водогрейных котлов передача теплоты экранным поверхностям нагрева происходит преимущественно за счет теплового излучения (конвективная составляющая ничтожно мала). В то же время передача теплоты в фестонах происходит не только излучением, но и в значительной доле конвекцией. Поверхности нагрева, воспринимающие теплоту за счет излучения, принято называть радиационными или лучевоспринимающими. Теплота, передаваемая радиационным поверхностям нагрева, непосредственно связана с излучательной способностью факела пламени и его температурой. При заданных температурах излучательная способность факела определяется его составом, зависящиги от вида топлива и способа его сжигания.
При сжигании твердого топлива структура факела наиболее сложна. Факел состоит из продуктов сгорания, золы, горящих частиц топлива, иногда сажи и продуктов возгонки золы. Продукты сгорания состоят из смеси различных газов, при этом излучают тепловую энергию только трехатомные газы (углекислый газ, сернистый ангидрид и водяные пары). Наличие сажи существенно влияет на излучательную способность факела. При высоких концентрациях сажи излучательная способность факела в основном определяется ее содержанием.
В зависимости от вида топлива и условий его сжигания принято все пламена разделять на полусветящиеся, светя
134
щиеся и несветящиеся. Полусветящееся пламя получается при сжигании твердого топлива в факельных и слоевых топках. Излучение полусветящегося пламени складывается из излучения трехатомных газов, золы и крупных частиц углерода (кокса). Светящееся сажистое пламя получается при сжигании жидких топлив, а также газа при плохом перемешивании или недостатке воздуха. Излучение светящегося пламени складывается из излучения трехатомных газов и мельчайших частичек сажи. Несветящееся пламя получается при сжигании газа в условиях хорошего перемешивания с воздухом, что наблюдается в большинстве применяемых горелок. Излучение несветящегося пламени обусловлено исключительно излучением трехатомных газов.
При выполнении технических расчетов различают следующие виды излучения. Собственное излучение представляет собой излучение тела, определяемое его температурой и степенью черноты,
<7соб = аег0Т4,	(5-6)
где а — степень черноты; Сто—константа излучения абсолютно черного тела, равна 5,67- 10~8 Вт/(м2-К4); Т—абсолютная температура, К-
Излучение, падающее на какое-либо тело от других тел, называется падающим, даял.
Поглощенным излучением называется часть падающего излучения, поглощаемого телом. При этом
?пог = ?падй.	(5’7)
Отраженным излучением называется часть падающего излучения, отражаемая от поверхности тела. При этом
<7отр^=(1 а) <7пад-	(5-8)
Под эффективным излучением при взаимном теплообмене в системе тел понимают тепловой поток, идущий от поверхности тела, который состоит из собственного и отраженного излучения, т. е.
?эф ~ ?соб Н-( 1	®)?пад-	(5"9)
В результате лучистого теплообмена в системе тел часть теплоты может быть отведена. Теплоту, отведенную в результате излучения из системы тел, называют результирующим излучением. При этом
Qp—Qnaa <7эф — Я<7пад <7соб-	(5-10)
Тепловую работу экранов принято характеризовать безразмерной величиной, называемой коэффициентом тепловой эффективности экрана (ф). Под коэффициентом тепловой эффективности топочного экрана понимают отношение результирую
135
щего излучения, воспринятого экраном, к падающему на него тепловому потоку:
Ф = 7р-'</пад-	(5’11)
Исследования показали, что для экранов, показанных на рис. 5-24—5-26, коэффициент тепловой эффективности не зависит от падающего теплового потока, а определяется загрязнением экранных труб.
Расчет теплообмена в топках паровых и водогрейных котлов основывается на приложении теории подобия к топочным процессам. На базе этой теории в ЦКТИ имени И. И. Ползунова и ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского разработан нормативный метод теплового расчета котельных агрегатов. В нормативном методе для расчета теплообмена в однокамерных и полуоткрытых топках рекомендуется формула, связывающая безразмерную температуру продуктов сгорания на выходе из топки (б/') с критерием Больцмана (Во), степенью черноты топки (йт) и параметром (Л4), учитывающим характер распределения температуры по высоте топки:
Безразмерная температура продуктов сгорания на выходе из топки (0Т") представляет собой отношение действительной абсолютной температуры на выходе из топки (Гт") к абсолютной теоретической температуре продуктов сгорания (Га). Под теоретической температурой продуктов сгорания (адиабатной температурой) понимают максимальную температуру при сжигании топлива с расчетным коэффициентом избытка воздуха, которую могли бы иметь продукты сгорания, если бы в топке отсутствовал теплообмен с экранными поверхностями нагрева.
Критерий Больцмана (Во) представляет собой характеристическое число, контролирующее соотношение между конвективным переносом теплоты и излучением абсолютно черного тела при температуре рассматриваемого элементарного объема. Критерий Больцмана вычисляется по формуле
Во =-----,	(5-1 з).
5,6710-XpFcTra
где ср — коэффициент сохранения теплоты; Вр — расчетный расход топлива, кг/с; FCT — площадь поверхности стен топки, м2; фср— среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов; Vccp— средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 кг топлива в интервале температур —0т", кДж/(кг-К); 5,67-108 — коэффициент излучения абсолютно черного тела, Вт/(м2-К4); Та — абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания, К-
136
Степень черноты топки (ат) представляет собой отношение излучательной способности действительной топки к излучательной способности абсолютно черного тела. Степень черноты топки зависит от излучательной способности пламени факела (слоя горящего топлива), конструкции тенловоспринимающих поверхностей нагрева и степени их загрязнения.
Пламя факела представляет собой полупрозрачную излучающую, рассеивающую и поглощающую среду. Передача теплоты лучеиспусканием в такой среде связана с процессами испускания, рассеяния и поглощения энергии трехатомными газами и твердыми частицами. В зависимости от концентрации, размеров и оптических констант твердых частиц, содержащихся в факеле, его излучательная способность может меняться весьма значительно.
Ослабление интенсивности излучения пламени происходит вследствие поглощения и рассеяния. Если луч проходит сквозь слой поглощающей среды, происходит непрерывное уменьшение его интенсивности в направлении распространения излучения.
Коэффициент пропорциональности (&), определяющий относительное изменение интенсивности луча в поглощающем слое единичной толщины, называют коэффициентом ослабления луча. Он определяет интенсивность ослабления лучей в поглощающей среде и, следовательно, характеризует полную поглощательную способность среды, определяемую как поглощением, так и рассеянием.
В топочной камере основными газами, способными поглощать тепловые лучи, являются трехатомные газы, состоящие из углекислого газа СО2 и водяных паров Н2О. Поглощательная способность СО2 при постоянных давлении‘и температуре однозначно определяется произведением его парциального давления (Рсо.) и толщины слоя ($). Поглощательная способность водяного пара при заданной температуре зависит от двух величин: 1) от произведения (Рню5) парциального давления водяного пара и толщины слоя и 2) от толщины слоя (s) либо от парциального давления (Рн,о).
Поглощающие объемы в топочных камерах котельных агрегатов имеют различную конфигурацию; следовательно, длина пути луча (/) может быть весьма различной в зависимости от его направления. В то же время длина всех лучей, падающих с поверхности полусферы на центр основания, одинакова и равна радиусу полусферы.
Для облегчения расчетов используют не действительную длину лучей в разных направлениях, а эффективную длину луча, или толщину излучающего слоя. Под эффективной длиной луча, или толщиной излучающего слоя, понимают толщину слоя, равную радиусу полусферы, которая при прочих равных условиях излучает на центр основания такое же количество энергии, какое излучает оболочка иной формы на заданный на
137
ней элемент поверхности. Расчеты показывают, что все встречающиеся в промышленной практике объемы могут быть приближенно заменены соответствующими полусферическими объемами.
При наличии в продуктах сгорания твердых взвешенных частиц их поглощательная способность существенно изменяется. Твердые частицы, находящиеся в пламени, можно разделить на три группы: частицы золы, топлива и углерода. В светящихся пламенах частицы углерода представляют собой сажу, а в пылеугольных — кокс.
Коэффициент ослабления лучей — это основная характеристика любой мутной среды, определяющая ее излучательную, рассеивающую и поглощательную способности. Поэтому применительно к топкам котельных агрегатов задача сводится к определению коэффициента ослабления лучей в зависимости от характера пламени.
При расчете несветящихся пламен необходимо определить коэффициент ослабления лучей только трехатомными газами, полусветящихся пламен — дополнительно коэффициенты ослаб ления лучей частицами золы и кокса, а светящихся — частицами сажи.
Параметр М, входящий в уравнение (5-12), учитывает распределение температуры по высоте топочйой камеры и характеризует влияние максимума температуры пламени на суммарный теплообмен. Параметр М зависит от вида топлива, способа его сжигания, типа горелок, их расположения на стенах топки и функционально связан с относительным уровнем расположения горелок по высоте топочной камеры. Под относительным расположением горелок понимают отношение высоты расположения осей горелок (отсчитываемой от пода топки или от середины холодной воронки) к общей высоте топки.
5-14. Порядок расчета топочных камер
При проектировании и эксплуатации котельных установок чаще всего выполняется поверочный расчет топочных устройств. Конструктивный расчет производится только при разработке новых агрегатов конструкторскими бюро заводов-изготовителей или при реконструкции топочных камер-существующих котлоагрегатов.
При выполнении поверочного расчета топки известны: объем топочной камеры, степень ее экранирования и площадь луче-воспр-инимающих поверхностей нагрева, а также конструктивные характеристики труб экранных и конвективных поверхностей нагрева (диаметр труб, расстояние между осями труб s-, и между рядами sz).
В результате расчета определяются: температура продуктов сгорания на выходе из топочной камеры, удельные нагрузки колосниковой решетки и топочного объема. Получен-
ие
Рпс. 5-41.
Определение активного
объема характерных частей топки
ные значения сравниваются с допустимыми, рекомендуемыми в «Нормативном методе».
Если температура продуктов сгорания на выходе из топочной камеры окажется выше допустимой по условиям шлакования конвективных поверхностей нагрева, то необходимо увеличить площадь экранных поверхностей нагрева, что может быть | осуществлено только реконструкцией топки. Если удельные нагрузки колосниковой решетки или топочного объема окажутся выше допустимых, это приведет к увеличению потерь теплоты от химической и механической неполноты сгорания по сравнению с потерями, приведенными в «Нормативном методе».
Поверочный расчет однокамерных топок производится в следующей последовательности (п. 1 —14).
1.	По чертежу котельного агрегата составляется эскиз топки, определяется объем топочной камеры и площадь поверхности стен топки. Объем топочной камеры складывается из объема верхней, средней (призматической) и нижней частей топки. Для определения активного объема топки ее следует разбить на ряд элементарных геометрических фигур в соответствии со схемами, показанными на рис. 5-41.
Верхняя часть объема топки ограничивается потолочным перекрытием и выходным окном, перекрытым фестоном или первым рядом труб конвективной поверхности. При определении объема верхней части топки за его границы принимают потолочное перекрытие и плоскость, проходящую через оси первого ряда труб фестона или ось конвективной поверхности нагрева в выходном окне топки. Границами средней (призматической) части объема топки являются осевые плоскости экранных труб или стен топочной камеры.
Нижняя часть камерных топок ограничивается подом или холодной воронкой, а слоевых — колосниковой решеткой со слоем топлива. За границы нижней части объема камерных
139
Таблица 5-9
Средние значения присоса воздуха для систем пылеприготовления
Система пылеприготовления	Присос
Молотковые мельницы:	
при работе под разрежением	0,04
в	в	» давлением горячего воздуха	0
Среднеходовые валковые мельницы при работе под разрежением	0,04
Мельницы-вентиляторы с подсушивающей трубой Шаровые барабанные мельницы:	0,2—0,25
с промежуточным бункером при сушке горячим воздухом	0,1
с промежуточным бункером при сушке смесью воздуха и то-	0,12
почных газов с прямым вдуванием	0,04
топок принимается под или условная горизонтальная плоскость, проходящая посередине высоты холодной воронки. За границы объема слоевых топок с механическими забрасывателями принимаются плоскость колосниковой решетки и вертикальная плоскость, проходящая через концы колосников, скребки шлакоснимателя. В топках с цепными механическими решетками из этого объема исключается объем слоя топлива и шлака, находящийся на решетке. Средняя толщина слоя топлива и шлака принимается равной для каменных углей 150— 200 мм, для бурых углей — 300 мм, для древесной щепы — 500 мм.
Полная поверхность стен топки (Гст) вычисляется по размерам поверхностей, ограничивающих объем топочной камеры, как показано штриховкой в одну линию на рис. 5-41. Для этого все поверхности, ограничивающие объем топки, разбиваются на элементарные геометрически фигуры.
2.	Предварительно задаются температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры. Для промышленных и водогрейных котлов температура продуктов сгорания на выходе из топочной камеры ориентировочно принимается для твердого топлива на 60 °C меньшей температуры начала деформации золы, для жидкого топлива — равной 950—1000 °C, для природного газа 950—1050 °C.
3.	Для принятой в п. 2 температуры определяется энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки по табл. 3-7.
4.	Подсчитывается полезное тепловыделение в топке, кДж/кг (кДж/м3):
Qt = <Qp —+ Qb-Qb. вн.	(5-14)
100 — Цц
Теплота воздуха (QB) складывается из теплоты горячего воздуха и холодного, присосанного в топку, кДж/кг или кДж/м3:
Qb ~ If. в (с^т ДОСТ - Дб^пл) -J- /х. в (Т" Д^пл) *	(5“ 15)
140
Рис. 5-42. Угловой коэффициент однорядного гладкотрубного экрана
1 — при расстоянии от стенки е >1,4 сГ. 2 — при е=0,8<^,- 3 — при e=0,5d; 4 — при е = 0: 5 — без учета излучения обмуровки при е0,5 d
Коэффициент избытка воздуха в топке (ат) принимается по табл. 5-1—5-4 в зависимости от вида топлива и способа его сжигания. Присосы воздуха в топку принимаются по табл. 3-5, а в систему пылеприготовления — по табл. 5-9. Энтальпия теоретически необходимого горячего воздуха (7?.в) и присосанного холодного воздуха (/х. в) определяется по табл. 3-7 соответственно
при температуре горячего воздуха после воздухоподогревателя и холодного воздуха при ^в = 30°С. Теплота, внесенная в котлоагрегат с воздухом, при подогреве его вне агрегата подсчитывается по формуле (4-16). Потери теплоты р3, 74 и q6 определяются из составленного ранее теплового баланса (см. §4-4).
5.	Определяется коэффициент тепловой эффективности экранов
ф = х£.	(5-16)
Угловым коэффициентом (х) называется отношение количества энергии, посылаемой на облучаемую поверхность, ко всему полусферическому излучению излучающей поверхности. Угловой коэффициент показывает, какая часть полусферического лучистого потока, испускаемого одной поверхностью, падает на другую поверхность. Угловой коэффициент излучения зависит от формы и взаимного расположения тел, находящихся в лучистом теплообмене друг с другом. Значение углового коэффициента определяется из рис. 5-42.
Коэффициент £ учитывает снижение тепловосприятия экранных поверхностей нагрева вследствие их загрязнения наружными отложениями или закрытия огнеупорной массой. Коэффициент загрязнения принимается по табл. 5-10. Если стены топки покрыты экранами с разными угловыми коэффициентами или частично покрыты огнеупорной массой (огнеупорным кирпичом), то определяется среднее значение коэффициента тепловой эффективности. При этом для неэкранированных участков топки коэффициент тепловой эффективности ф принимается равным нулю. При определении среднего коэффициента тепловой эффективности суммирование распространяется на все участки топочных стен. Для этого стены топочной камеры
14t
Таблица 5-10
Коэффициент загрязнения топочных экранов g
Экраны	Топливо	Значение
Открытые гладкотруб-	Газообразное	0,65
ные и плавниковые	Мазут	0,55
настенные	АШ и ПА прн Гун 12 %, тощий уголь при Гун 8 %, каменные и бурые угли, фрезерный торф	0,45
	Экибастузский уголь при RK 15 %	0,35—0,40
	Бурые угли с 1ГП 5s 3,5 при газовой	0,55
	сушке и прямом вдувании	
	Сланцы северо-западных месторождений	0,25
	Все виды топлива при слоевом сжига- • НИИ	0,60
Ошипованные, покрытые огнеупорной массой, в топках с твердым шлакоудаленнем	Все видь: топлива	0,20
Закрытые огнеупорным кирпичом	Все виды топлива	0,10
должны быть разбиты на отдельные участки, в которых угловой коэффициент и коэффициент загрязнения неизменны.
6.	Определяется эффективная толщина излучающего слоя, м:
s = 3,6VT/FCT,	(5-17)
где VT, FCT— объем и площадь поверхности стен топочной камеры.
7.	Определяется коэффициент ослабления лучей. При сжигании жидкого и газообразного топлива коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (/гг) и сажистыми частицами (&с):
& = &ггп + &с,	(5-18)
где гп — суммарная объемная доля трехатомных газов, берется из табл. 3-6.
Коэффициент ослабления определяется по номограмме fep== Г 7|8+16гн3о \ 3,16 л]pns
лучей трехатомными газами (fer) (рис. 5-43) или по формуле
— 1V 1—0,37—
I \	1000
(5-19)
Рис. 5-43. Коэффициент ослабления лучей трехатомнымн
где рп = гпр — парциальное давление трехатомных газов, МПа; р — давление в топочной камере котлоагрегата (для агрегатов, работающих без наддува, принимается р = 0,1 МПа); гнао —
143
142
Таблица 5-10
Коэффициент загрязнения топочных экранов £
Экраны	Топливо	Значение
Открытые гладкотруб-	Газообразное	0,65
ные и плавниковые	Мазут	0,55
настенные	АШ и ПА при Гун 12 %, тощий уголь при Гун > 8 %, каменные и бурые угли, фрезерный торф Экибастузский уголь при	Д 15 % Бурые угли с 1ГП > 3,5 при газовой сушке и прямом вдувании Сланцы северо-западных месторождений Все виды топлива при слоевом сжига-• НИИ	0,45 0,35—0,40 0,55 0,25 0,60
Ошипованные, покрытые огнеупорной массой, в топках с твердым шлакоудалением	Все виды топлива	0,20
Закрытые огнеупорным кирпичом	Все виды топлива	0,10
должны быть разбиты на отдельные участки, в которых угловой коэффициент и коэффициент загрязнения неизменны.
6.	Определяется эффективная толщина излучающего слоя, м:
s = 3,6VT/FCT,	(5-17)
где VT, FCt — объем и площадь поверхности стен топочной камеры.
7.	Определяется коэффициент ослабления лучей. При сжигании жидкого и газообразного топлива коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициентов ослабления лучен трехатомными газами (/гг) и сажистыми частицами (kc):
k = krrn + kc,	(5-18)
где гп — суммарная объемная доля трехатомных газов, берется из табл. 3-6.
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами (£г) определяется по номограмме (рис. 5-43) или по формуле
/ /, 8 + 16гн 0	\ (	Т \
kr.-i--------------II 1—0,37—— ,	(5-19)
\ о	)\	1000 )
\ 3,16 -V pns	/
Рис. 5-43. Коэффициент ослабления лучен трехатомиыми
где рп = гпр — парциальное давление трехатомных газов, МПа; р— давление в топочной камере котлоагрегата (для агрегатов, работающих без наддува, принимается р = 0,1 МПа); /що—
143
142
Рис. 5-44. Коэффициент ослабления эоловыми частицами /--при сжигании пыли в циклонных топках; 2 — при сжигании углей, размолотых в шаровых барабанных мельницах: 3 — то же. размолотых в среднеходных и Mt -лотковых мельницах н в мельницах-вентиляторах; 4 — при сжигании дроблении в циклонных топках и топлива в слоевых топках; о — при сжигании торфа в ка мерных топках
варительной оценке).
Коэффициент ослабления лучей 1/(м-МПа),
объемная доля водяных паров, берется из табл. 3-6; Тт" — абсолютная температура па выходе из топочной камеры, К (равна принятой попред-
сажистыми частицами,
= 0,3 (2 — ат) ( 1,6
Т'г 1000
—О,б)
Ср нр-’
(5-20)
где Ср, Нр — содержание углерода и водорода в рабочей массе жидкого топлива.
При сжигании природного газа
=0,12 У — СтНп,	(5-21)
НР	д-1 П
где CmHn — процентное содержание входящих в состав природного газа углеводородных соединений.
При сжигании твердого топлива коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами, эоловыми и коксовыми частицами и подсчитывается в 1/(м-МПа) по формуле
/? =лЦзл-}-•	(5-22)
Коэффициент ослабления лучей частицами летучей золы (&зл) определяется по графику (рис. 5-44). Средняя массовая концентрация золы берется из расчетной табл. 3-6. Коэффициент ослабления лучей частицами кокса (kK) принимается: для топлив с малым выходом летучих (антрациты, полуантрациты, тощие угли) при сжигании в камерных топках &к=1, а при сжигании в слоевых /гк = 0,3; для высокореакционных топлив (каменный и бурый угли, торф) при сжигании в камерных топках feK = 0,5, а в слоевых feK = 0,15.
8.	При сжигании твердого топлива определяется суммарная оптическая толщина среды kps. Коэффициент ослабления лучей k подсчитывается в зависимости от вида и способа сжигания топлива по формуле (5-22).
144
Рис. 5-45. Степень черноты продуктов сгорания а в зависимости от суммарной оптической толщины среды kps
Для котлов, работающих без наддува и с наддувом, не большим 0.105 МПа, принимается р —0,1 МПа
9.	Подсчитывается степень черноты факела (аф). Для твердого топлива она равна степени черноты среды, заполняющей топку (а). Эта величина определяется по графику (рис. 5-45) или подсчитывается по формуле
а = 1— e~kps, (5-23)
где е — основание натуральных логарифмов.
Для жидкого и газообразного топлива степень черноты факела
аф = тссв + (1— т)а?,	(5-24)
где т — коэффициент, характеризующий долю топочного объема, заполненного светящейся частью факела, принимается из табл. 5-11; дсв, аг — степень черноты светящейся части факела и несветящихся трехатомных газов, какой обладал бы факел при заполнении всей топки соответственно только светящимся пламенем или только несветящимися трехатомными газами; значения асв и аг определяются по формулам
acB-l-e~^+,^ps;	(5-25)
йг - 1— e~h'r'ps\	(5-26)
здесь kr и kc — коэффициенты ослабления лучей трехатомными газами и сажистыми частицами (см. п. 7).
10.	Определяется степень черноты топки:
для слоевых топок
пт=--------—------------------- (5-27)
1 — (1 — а) (1 — М?ср) (1 —/г/^ст)	’
где R — площадь зеркала горения слоя топлива, расположенного на колосниковой решетке, м2;
для камерных топок при сжигании твердого топлива
а + (1 — a) i|)cp ’
(5-28)
145
Таблица b-11
Доля топочного объема, заполненная светящейся частью факела
Вид сжигаемого топлива и удельная нагрузка топочного объема	Коэффициент т
Газ при сжигании светящимся факелом с qy
400 кВт/м3
То же, при qy 1000 кВт/м3
Мазут при qy 400 кВт/м3
То же, при qy 1000 кВт/м3
0,1
0,6
0,55
1,0
Примечание, При удельных нагрузках топочного объема больше 400 и меньше 1000 кВт/м3 значения коэффициента т определяются линейной интерполяцией.
для камерных топок при сжигании жидкого топлива и газа
пт= -------.	(5-29)
°ф + (1	°ф) Фер
11.	Определяется параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки (хт):
при сжигании мазута и газа
М=0,54—0,2хт;	(5-30)
при камерном сжигании высокореакционных топлив и слое вом сжигании всех топлив
2И = 0,59—0,5хт;	1.5-31)
при камерном сжигании малореакционных твердых топлив (антрацит и тощий уголь), а также каменных углей с повышенной зольностью (типа экибастузского)
Л4 = 0,56—0,5хт-	(5*32)
Максимальное значение М, рассчитанное по формулам (5-30) — (5-32), для камерных топок принимается не большим 0,5.
Относительное положение максимума температуры для большинства топлив определяется как отношение высоты размещения горелок к общей высоте топки
Хт = /1Г/Ят,	(5-33)
где hT подсчитывается как расстояние от пода топки или от середины холодной воронки до оси горелок, а НТ — как расстояние от пода топки или от середины холодной воронки до середины выходного окна топки.
Для слоевых топок при сжигании топлива в тонком слое (топки с пневмомеханическими забрасывателями) и скорост-
146
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,8 0,7 0,8 0,9 1,0
Рис. 5-46. Расчет теплопередачи в однокамерных и полуоткрытых топках
ных топок системы В. В. Померанцева принимается Л'т = 0; при сжигании топлива в толстом слое хт = 0,14.
12.	Определяется средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 кг сжигаемого твердого и жидкого топлива или на 1 м3 газа при нормальных условиях, кДж/(кг-К) или кДж/(м3-К):
о — /“
1/Сср=-^----(5-34)
Т’з-Т’т
где Tz—теоретическая (адиабатная) температура горения, К, определяемая из табл. 3-7 по QT, равному энтальпии продуктов сгорания /а; Тт"— температура на выходе из топки, принятая по предварительной оценке, К; //'— энтальпия продуктов сгорания, берется из табл. 3-7 при принятой на выходе из топки температуре; QT — полезное тепловыделение в топке (см. п. 4).
147
13.	Определяется действительная температура на выходе из топки, °C, по номограмме (рис. 5-46) или формуле
< =------------------------------273.	(5-35)
М( 5,67^Р^Л Г + 1
V. 10иф5рУсср 7
Полученная температура на выходе из топки сравнивается с температурой, принятой ранее, в п. 2. Если расхождение между полученной температурой ("От") и ранее принятой на выходе из топки не превысит ±100 °C, то расчет считается оконченным. В противном случае задаются новым, уточненным, значением температуры на выходе из топки и весь расчет повторяется.
14.	Определяются удельные нагрузки колосниковой решетки и топочного объема по формулам (5-2), (5-4) и сравниваются с допустимыми значениями, приведенными для различных топок в табл. 5-1—5-4.
Контрольные вопросы
1.	Как принято классифицировать топки для слоевого сжигания твердого топлива?
2.	Дайте характеристику слоевых топок, применяемых под современными парогенераторами и водогрейными котлами.
3.	В каких случаях и для каких топлив применяют факельные топки?
4.	В чем заключаются положительные и отрицательные качества факельных топок?
5.	В каких случаях и для каких топлив применяются вихревые топки?
6.	Перечислите преимущества и недостатки вихревых топок.
7.	Что называется тепловой мощностью топки и как она определяется?
8.	Что такое удельная нагрузка сечения топки, зеркала горения, топочного объема и как она определяется?
9.	Укажите назначение, конструктивные особенности и область применения топок ПМЗ-РПК-
10.	Каковы назначение, конструкция и область применения топок с чешуйчатой цепной решеткой?
11.	Для каких топлив применяются топки с ленточными цепными решетками обратного хода?
12.	Что такое верхнее и нижнее зажигание топлива? Приведите примеры топок, имеющих верхнее и нижнее зажигание.
13.	Какую конфигурацию должна иметь топочная камера при сжигании антрацита и бурых углей?
14.	Для чего применяется острое дутье и возврат уноса?
15.	Опишите принцип работы и область применения шахтных топок.
16.	Укажите принцип работы и область применения топок скоростного горения ЦКТИ системы В. В. Померанцева.
17.	В чем заключается первичная подготовка топлива перед подачей в пылеприготовительную установку?
18.	Какие схемы пылеприготовления преимущественно применяются в промышленных и отопительных котельных?
19.	Дайте анализ схемы пылеприготовления, показанной на рис. 5-8.
20.	Проанализируйте схему пылеприготовления, показанную на рис. 5-9.
21.	Что такое лабораторный коэффициент размолоспособности?
22.	Как принято характеризовать качество пыли, получаемой в пылепрп-готовительной установке?
148
23.	Что такое насыпная и кажущаяся плотность пыли?
24.	Как влияет влажность готовой пыли на условия ее воспламенения и го]рения?
25.	Как устроены молотковые мельницы и где они применяются?
;26	. Укажите назначение и область применения гравитационных сепараторе'в пыли.
;27	. Изложите принцип работы инерционного сепаратора и его преимущества по сравнению с гравитационными.
:28	. Каков принцип работы центробежного сепаратора и его преимущества по сравнению с гравитационными.
:29	. Как устроены мелыщцы-вентиляторы? Для размола каких углей они применяются?
30.	Опишите принцип работы среднеходных валковых мельниц и назовите область их применения.
;31	. Изложите принцип работы шаровых барабанных мельниц и укажите область их применения.
;32	. Каковы принцип работы и область применения дисковых и скребковых питателей топлива?
33.	В чем заключаются преимущества эжекционных амбразур по сравнению с открытыми?
;34	. Укажите область применения щелевых горелок МЭИ.
35.	Дайте сравнительную оценку прямоточных и закрученных струй.
36.	Дайте сравнительную оценку гладкотрубных, шиповых и плавниковых экранных поверхностей нагрева. Назовите область их применений.
37.	Дайте описание и проанализируйте конструктивные особенности топюи с молотковыми мельницами, показанной на рис. 5-29.
38.	Проанализируйте конструктивные особенности и область применения вихревых топок ЦКТИ системы А. А. Шершнева.
39.	Опишите принцип работы высокофорсированной топки ЦКТИ, показанной на рис. 5-3.
40.	Как принято классифицировать форсунки для сжигания жидкого топлива?
41.	Какие требования предъявляются к форсунками для сжигания жидкого топлива?
42.	В чем заключается принцип работы форсунок с пневматическим рас-пылешием топлива?
43.	В чем заключается принцип работы форсунок с механическим распылением жидкого топлива?
44.	Опишите конструкцию форсунки с паромехапическим распылением мазута, ее преимущества и недостатки.
45.	На каком принципе основано распыление мазута в ротационных форсунках типа РГМГ п какова область их применения?
46.	В чем заключается принцип работы камер с двухступенчатым сжиганием мазута?
47.	Как можно классифицировать газовые горелки в зависимости от перекрещивания в них топлива с воздухом?
48.	Данте сравнительную оценку диффузионных горелок и горелок полного предварительного смешения.
49.	Что такое нормальная скорость распространения пламени?
50.	Какие требования предъявляются к газовым горелкам?
5>1. Укажите преимущества блочных инжекционных горелок по сравнению с другими конструкциями.
5>2. В чем заключается особенность конструкции и область применения горизонтальных и вертикальных щелевых горелок?
53.	Как устроены комбинированные пылегазовые горелки?
5*4. В каких случаях производится конструктивный, а в каких поверочный расчет парогенератора или водогрейного котла?
5*5. Как принято разделять пламена, получаемые при сжигании различных -топлив?
56. Что называется коэффициентом тепловой эффективности экрана?
149-
Ы. На чем базируется расчет топочных камер парогенераторов и водогрейных котлов?
58.	Что такое безразмерная и теоретическая температура продуктов сгорания?
59.	Каков физический смысл критерия Больцмана?
60.	Что понимают под степенью черноты топки?
61.	Что понимают под коэффициентом ослабления лучен?
62.	Какие факторы оказывают влияние па поглощательную способность СО2 и II2O?J
63.	Что понимают под толщиной излучающего слоя?
64.	Как учитывается распределение температуры по высоте топочной камеры при ее расчете?
6.5	. Какие параметры должны быть получены » результате расчета топочной камеры?
ГЛАВА ШЕСТАЯ
РАБОЧИЕ ПРОЦЕССЫ В ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛАХ
6-1. Образование пара
В паровых котлах образование пара происходит при постоянном давлении и непрерывном подводе теплоты от продуктов сгорания к воде. Процесс образования перегретого пара состоит из трех последовательных стадий: подогрева воды до температуры насыщения, парообразования и перегрева пара до заданной температуры. В современных паровых котлах вода, поступающая непосредственно в барабан, а из него в поверхность нагрева, как правило, предварительно нагревается в водяном экономайзере. Однако независимо от того, где происходит нагрев воды, массе воды 1 кг должно быть сообщено определенное количество теплоты, равное разности энтальпий воды кипящей и поступающей в водяной экономайзер. Для получения из кипящей воды сухого насыщенного пара ей должно быть сообщено дополнительное количество теплоты, равное скрытой теплоте парообразования. Наконец, для получения 1 кг перегретого пара определенной температуры сухому насыщенному пару необходимо сообщить теплоту, равную разности энтальпий перегретого и сухого насыщенного пара.
Паровой котел работает при постоянном давлении пара. При этом разные типы парогенераторов имеют различный уровень давления. В связи с этим важно знать, как зависят энтальпия кипящей воды, скрытая теплота парообразования, энтальпия насыщенного и перегретого пара от давления. С увеличением давления вплоть до критического (рКр=22,13 МПа) энтальпия кипящей воды непрерывно возрастает. Следовательно, с повышением давления в котле площадь поверхностей нагрева, в ко
150
торых происходит предварительный нагрев воды, должна увеличиваться. Скрытая теплота парообразования с увеличением давления непрерывно уменьшается и при критическом давлении равна нулю. Это указывает на возможность уменьшения площади поверхностей нагрева, в которых из кипящей воды образуется насыщенный пар. Энтальпия сухого насыщенного пара при возрастании давления до 3,3 МПа увеличивается, а затем падает. Следовательно, при выработке насыщенного пара нецелесообразно повышать его давление за уровень 3,3 МПа.
Энтальпия перегретого пара при постоянном перегреве с увеличением давления уменьшается. Следовательно, при повышении давления вырабатываемого котлом пара целесообразно одновременно увеличить температуру перегретого пара. В связи с этим в котлах, вырабатывающих перегретый пар высокого давления, повышается роль пароперегревателя и водяного экономайзера.
Существенное влияние на надежность работы котла оказывает процесс кипения, под которым понимают процесс образования пара внутри объема жидкости. Условия кипения воды в котлах сложны и своеобразны. Как только температура воды в поверхности нагрева котла достигает температуры насыщения, начинается кипение, которое носит спокойный характер. При этом процесс начинается в слоях жидкости, соприкасающихся с внутренней стенкой поверхности нагрева. По мере увеличения температуры стенки число действующих центров кипения растет и процесс кипения становится все более интенсивным. Паровые пузырьки постепенно отрываются от поверхности и, проходя сквозь слой воды, увеличиваются в своем объеме. Это объясняется тем, что температура в объеме кипящей жидкости несколько выше температуры насыщения (по опытным данным на 0,2—0,4°C).
При форсировке топки увеличивается разность температуры стенки и температуры насыщения. При этом температура насыщения при постоянном давлении в парогенераторе остается неизменной. Повышение разности температур стенки и кипящей воды приводит к увеличению количества теплоты, отводимой кипящей водой от стенки поверхности нагрева. В конечном итоге количество вырабатываемого котлом пара возрастает. Однако отвод теплоты с увеличением температурного напора между стенкой и кипящей водой возрастает до определенного предела, после превышения которого начинает уменьшаться.
Температурный напор, при котором отвод теплоты от поверхности нагрева к кипящей жидкости достигает максимального, принято называть первым критическим значением. Режим кипения до момента наступления первого критического значения называется пузырьковым.
В поверхностях нагрева котлов не допускают превышения температурного напора сверх первого критического значения во избежание выхода поверхности нагрева из строя.
151
Поверхности нагрева котла обычно выполняют из труб, в которых на развитие кипения, кроме указанных факторов, влияют и такие, как скорость движения жидкости или пароводяной смеси и характер распределения паровой и жидкой фаз в трубах.
При движении жидкости в вертикальных трубах различают следующие режимы течения: пузырьковый, снарядный, стержневой и эмульсионный.
Пузырьковый режим течения в вертикальных трубах наблюдается при умеренном паросодержании и небольшой скорости течения пароводяной смеси. Пузырки пара небольшие и довольно разномерно распределены по сечению трубы. При пузырьковом течении в горизонтальных трубах пузыри пара располагаются в верхней части трубы, а вода — в нижней ее части.
Снарядный режим течения наблюдается при увеличении па-росодержания в потоке. Для этого режима характерно объединение мелких пузырей в крупные, напоминающие по очертанию снаряды.
Стержневой режим характеризуется наличием сплошного парового стержня, движущегося по центру трубы, со сплошной кольцевой пленкой, прилегающей к внутренней части трубы.
Эмульсионный режим наблюдается при большой скорости пара и высоком давлении. Основная масса водяной пленки срывается пузырями пара и уносится в виде капель. На внутренней стенке трубы остается тонкая водяная пленка.
В горизонтальных трубах при малых скоростях происходит расслоение потока. В верхней части трубы движется пар, имеющий меньшую плотность по сравнению с водой, а в нижней части — основная масса воды.
При низких давлениях наблюдается снарядный режим течения. С повышением давления до 3—4 МПа он переходит в снарядно-пузырьковый и при давлениях 10 МПа в пузырьковый, который при определенных условиях может перейти в стержневой, а затем в эмульсионный.
Процесс кипения в трубах может также происходить при температуре воды, меньшей температуры насыщения. Это наблюдается при интенсивном подводе теплоты, когда температура стенки выше температуры насыщения и кипение происходит в тонком (пограничном) слое жидкости. Однако паровые пузыри, образовавшиеся в пристенной области, попав в ядро потока, быстро конденсируются. Такое кипение называют кипением в пограничном слое или кипением недогретой жидкости.
Исследования процесса кипения показали, что для пузырькового режима характерна высокая интенсивность теплоотдачи и возможность отвода с единицы поверхности больших потоков теплоты, но не превышающих первого критического значения температурного напора.
152
6-2. Коррозия поверхностей нагрева
Разрушение металла под действием окружающей среды называют коррозией. Металлические поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов подвергаются коррозии как под действием продуктов сгорания, так и под действием нагреваемой среды. Коррозия со стороны продуктов сгорания называется наружной, а со стороны нагреваемой среды — внутренней.
Наружная коррозия может быть низкотемпературной и высокотемпературной. Низкотемпературная коррозия бывает кислородная и сернокислотная. Кислородная коррозия может происходить при сжигании любого топлива, а сернокислотная — только при сжигании топлив, содержащих серу. Высокотемпературная коррозия может происходить лишь при сжигании мазутов, в золе которых содержится ванадий.
Кислородной коррозии подвержены поверхности нагрева, температура стенки которых может оказаться равной температуре точки росы. При поступлении слишком холодной воды в водяной экономайзер или конвективную поверхность нагрева водогрейных котлов либо холодного воздуха в воздухоподогреватель на их поверхности происходит конденсация водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. В результате оседания влаги на поверхностях нагрева растворенный в ней кислород вступает во взаимодействие с металлом, разъедая его. С увеличением влажности топлива и содержания в нем водорода вероятность кислородной коррозии повышается. Так, например, при сжигании антрацитового штыба температура точки росы 27—28 °C, природного газа и торфа 55—60 °C. Поверхности нагрева, выполненные из стали, разрушаются быстрее, чем поверхности нагрева из чугуна.
Низкотемпературная сернокислотная коррозия обусловлена наличием в продуктах сгорания серного ангидрида, получающегося при горении серы, содержащейся в мазуте или, например, в подмосковном буром угле.
При сгорании серы образуется сернистый ангидрид SO2 и небольшое количество серного ангидрида SO3. Имеющиеся в продуктах сгорания водяные пары, соединяясь с серным ангидридом, образуют пары серной кислоты H2SO4. Если температура стенки поверхности нагрева равна или меньше температуры точки росы, то на стенке конденсируются пары серной кислоты. В результате этого поверхность нагрева подвергается интенсивной сернокислотной коррозии. Образование SO3 протекает более интенсивно при наличии свободного кислорода в продуктах сгорания. Поэтому повышенные значения коэффициента избытка воздуха в топке приводят к увеличению количества серного ангидрида. Температура точки росы продуктов сгорания тем выше, чем больше в них серного ангидрида.
Снижение интенсивности сернокислотной коррозии при сжигании сернистых мазутов достигается применением различных
153
присадок. Присадки нейтрализуют SO2 и SO3, одновременно способствуя образованию более рыхлых отложений золы на поверхностях нагрева.
Результаты испытаний показали, что снижение коэффициента избытка воздуха на выходе из топки до 1,02—1,03 приводит к снижению низкотемпературной коррозии, которая при этих условиях характеризуется износом поверхности нагрева 0,2—0,3 мм/год.
Наличие небольшого количества ванадия в золе мазута приводит к высокотемпературной коррозии, которой подвергаются металлические элементы котла, работающие при температурах, больших 600 °C. При высоких температурах работают неохлаж-даемые элементы котлов (например, подвески пароперегревателя), которые выходят из строя через 1—3 года.
Конкретные мероприятия, снижающие интенсивность коррозии ' наружных поверхностей нагрева, рассмотрены в § 8-2 и 8-3.
Внутренняя коррозия паровых и водогрейных котлов в основном бывает следующих видов: кислородная, пароводяная, щелочная и подшламовая.
Кислородная коррозия наблюдается как при работе котла, так и при нахождении его в резерве. Основным проявлением кислородной коррозии являются язвы, обычно закрытые оксидами железа. Если продукты коррозии имеют черный цвет, образованный наличием в них магнетитов (Fe3O4), и прочно связаны с металлом, то образование этих язв происходит па работающем котле. Если окислы железа рыжего цвета и легко удаляются с металла, то наиболее вероятно, что они образовались в периоды стоянки котла. Язвы, появляющиеся на работающем котле, обусловлены наличием кислорода в питательной воде и в первую очередь наблюдаются на входных участках водяного экономайзера, а при концентрациях кислорода свыше 0,3 мг/кг распространяются на барабан котла и опускные трубы. Язвы, появляющиеся на неработающем котле, указывают па так называемую стояночную коррозию. Стояночной коррозии могут подвергаться все участки котла.
Для защиты паровых и водогрейных котлов от кислородной коррозии применяется термическая деаэрация питательной и подпиточной воды, а также консервация котла при нахождении его в резерве или ремонте.
Защита от стояночной коррозии осуществляется следующими способами: при простоях котла более 1—2 месяцев консервацию производят путем использования раствора аммиака или газообразного азота, а при простоях до трех суток — путем заполнения котла деаэрированной водой и поддержания в нем постоянного избыточного давления.
Пароводяная коррозия наблюдается при работе котлов с повышенными тепловыми нагрузками. В результате пароводяной коррозии на внутренних поверхностях экранных труб появля-154
ются бороздки и язвы, как правило, покрытые рыхлым слоем оксидов металла.
Щелочная коррозия проявляется в виде местных разрушении экранных труб и хрупких повреждений в местах упаривания котловой воды. В большинстве случаев щелочная коррозия сопровождается пароводяной коррозией. Хрупкие повреждения (межкристаллитная коррозия) возникают при взаимодействии металла с котловой водой. Они обусловлены высокими растягивающими напряжениями в металле, соприкасающемся с котловой водой; неплотностью соединений (например, вальцовс;"-ных); наличием в котловой воде растворенного едкого натра
Межкристаллитная коррозия возникает только при высокой относительной щелочности котловой воды. Под относительной щелочностью котловой воды понимают отношение ее щелочности к солесодержанию; определяют это отношение (в процентах) по формуле
Щ°1В==	.ЮО,	(6-1)
Ск. в
где Щк.в — щелочность котловой воды, мг-экв/кг; Ск.в — соле-содержание котловой воды, мг/кг; 40 — эквивалент едкого натра.
В соответствии с правилами Госгортехнадзора во избежание аварий паровых котлов, связанных с межкристаллитной коррозией металла, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20 %.
Для защиты паровых котлов от пароводяной и щелочной коррозии необходимо предотвращать расслоение пароводяной смеси, а также снижать местные тепловые нагрузки. Кроме того, не допускать выноса продуктов коррозии из питательного тракта в котлоагрегат; своевременно удалять образующиеся отложения оксидов и накипи кислотными очистками; организовать циркуляцию воды в трубах котла, предотвращающую глубокое упаривание котловой воды, расслоение пароводяной смеси и застой пара в отдельных трубах; не допускать разверну температуры пара в трубах пароперегревателя .и обеспечивать высокую чистоту пара.
Подшламовая коррозия происходит главным образом вследствие загрязнения питательной воды окислами железа и меди. В результате подшламовой коррозии образуются раковины, достигающие иногда в диаметре нескольких десятков миллиметров. Раковины в большинстве случаев имеют резко очерченные контуры. Скорость проникновения железооксидной коррозии в глубь металла колеблется в значительных пределах: от долей миллиметра до 1 мм в год и более. Повреждения поверхности металла труб независимо от их происхождения при поступлении в котел оксидов железа и меди становятся очагами подшламовой коррозии.
155
Рис. 6-1. Схема контура естественной циркуляции / — труба отвода пара; 2 — труба для подачи питательной воды; 3 — опускная труба; 4 — подъемная труба
Оксиды железа и меди попадают в котлы вследствие коррозии оборудования тракта питательной воды и поверхностей нагрева самих котлов; коррозии элементов водяного тракта, расположенных до и после деаэратора (трубопроводов, баков, насосов, подогревателей, экономайзеров и т. д.); кислородной коррозии котлов и вспомогательного оборудования
при нахождении их в резерве и ремонте. Для предупреждения
поступления продуктов коррозии в котлы необходимо своевременно удалять оксиды железа и меди из полостей оборудования и тракта питательной воды, организовать отвод загрязнений из различных точек водяной системы и, самое главное, не допускать попадания этих загрязнений в питательную воду.
6-3. Естественная циркуляция в испарительных поверхностях нагрева
Надежная работа поверхностей нагрева котла может быть обеспечена только при хорошем охлаждении стенки труб, расположенных в зоне высоких температур продуктов сгорания. Средой, охлаждающей испарительные поверхности нагрева, является вода или смесь ее с образовавшимся паром. Надежное охлаждение стенки труб поверхности нагрева может быть обеспечено только при правильной организации движения среды, охлаждающей трубы (вода, пароводяная эмульсия). Непрерывное движение среды, охлаждающей поверхность нагрева, называют циркуляцией.
Движение воды по испарительной поверхности нагрева может происходить под действием внешних источников энергии (например, насоса) или за счет естественной циркуляции. С момента появления паровых котлов охлаждение стенок труб поверхностей нагрева осуществлялось путем естественной циркуляции, наглядное представление о которой дает стеклянная модель, показанная на рис. 6-1. Модель состоит из двух трубок (ветвей), присоединенных к барабану, заполненному водой.
156
Если начать подводить тепло Q к левой ветви, то вода в ней начнет подниматься, а в правой опускаться. Такая естественная циркуляция начнется потому, что плотность воды в левой ветви при ее нагреве будет меньше плотности холодной воды в правой ветви. По мере увеличения нагрева левой ветви скорость движения воды в ней начнет повышаться.
Если подвод теплоты к левой ветви будет непрерывно продолжаться, то через некоторое время в ней начнут появляться паровые пузырьки. Смесь воды с паровыми пузырьками называют пароводяной эмульсией или пароводяной смесью. Средняя плотность пароводяной эмульсии будет меньше плотности нс-кипящей воды в правой ветви. Пузырьки пара, поднявшись в барабан, будут скапливаться в его верхней части.
Левая ветвь, по которой вода поднимается, называется подъемной, а правая — опускной. Система труб, по которым происходит циркуляция воды, называется циркуляционным контуром.
Если из барабана по трубе 1 отводится пар, то для поддержания постоянного уровня воды в барабан необходимо но трубе 2 подавать холодную воду в количестве, равном количеству воды, превратившейся в пар. Поступившая по трубе 2 в барабан вода смешивается с оставшейся и опускается по необо-греваемой опускной ветви. Аналогично описанному происходит естественная циркуляция в парогенераторе.
Движущая сила в циркуляционном контуре, возникшая вследствие разности плотностей, расходуется на создание скорости циркуляции и преодоление сопротивлений циркуляционного контура.
В обогреваемых трубах только часть воды превращается в пар. Следовательно, для превращения в нар всей воды, поступившей в обогреваемые трубы, она должна пройти по трубам много раз. Отношение массы воды, поступившей в испарительный контур, к массе пара, выработанного контуром за то же время, называется кратностью циркуляции. Для котлов с естественной циркуляцией в зависимости от конструкции н параметров пара кратность циркуляции колеблется в пределах от 8 до 50. Большинство современых промышленных котлов имеет естественную циркуляцию и, как правило, несколько параллельно работающих циркуляционных контуров.
Расчет циркуляции базируется на двух уравнениях: уравнении неразрывности движения
ДОпод = дооП	(6-2)
и уравнении энергии
p = SAp,	(6-3)
где Мпод, Моп — массы жидкости, движущейся в подъемных и опускных трубах, кг/с; р — полное движущее давление циркуляции, Па; SAp— полное гидравлическое сопротивление контура.
157
Полное движущее давление циркуляции зависш от разности плотности жидкости в опускных трубах и плотности пароводяной смеси в подъемных трубах, а также от высоты циркуляционного контура. При этом движущее давление возникает лишь в звеньях контура, по которым протекает пароводяная смесь.
Движущее давление определяется (в паскалях) по формуле p = Hg(pon —рпод),	(6-4)
где роп, рп’л — плотность жидкости в опускных трубах и плотность пароводяной смеси в подъемных трубах, кг/м3; Я — высота циркуляционного контура, м; g — ускорение силы тяжести, м/с2.
Полное гидравлическое сопротивление контура (в паскалях)
Др = Дрт™ + Др°п + Др?°д+ ДрГЧ Друск.	(6-5)
где Др“°, Др"°д —потери на трение в опускных и подъемных i рубах, Па; Др°п, Лр^од—потери от местных сопротивлений в опускных и подъемных трубах, Па; ДруСк — потери давления на создание ускорения движения смеси в подъемных трубах, Па. Полезным движущим давлением называют разность полного движущего давления циркуляции и суммы потерь давления на трение в подъемных трубах, уменьшенную на потери давления на создание ускорения смеси в них. Это означает, что полезное движущее давление затрачивается па преодоление потерь давления от трения в опускных трубах и потерь давления от местных сопротивлений во всем контуре (в опускных и подъемных трубах). Полезное движущее давление, требуемое для создания надежной циркуляции, должно быть тем больше, чем выше скорость воды в контуре и давление в парогенераторе, а также чем сложнее конструктивное исполнение контура. С учетом сказанного полезное движущее давление (в паскалях)
рпол = Др™ + ДрмП + Дрм°д	(6-6)
Расчеты циркуляции котлов производятся в соответствии с нормами, разработанными ЦКТИ и ВТИ. Циркуляция воды в котле не влияет на его экономичность, ио определяет надежность работы поверхностей нагрева.
6-4. Принудительная циркуляция в перовых и водогрейных котлах
Циркуляция воды в котлах может быть не только естественной, но и принудительной, т. е. за счет напора, создаваемого насосом. Обычно к принудительной циркуляции прибегают в тех случаях, когда невозможно осуществить надежную естественную циркуляцию воды в котле. Это происходит с повышением давления, так как с ростом давления разность плотьостей волы и пара уменьшается. Считается, что при давлениях выше 18 МПа
158
разность плотностей недостаточна для создания надежной естественной циркуляции воды в контуре котла.
В котлах с многократной принудительной циркуляцией движение воды ь пароводяной смеси по испарительной поверхности нагрева осуществляется специальным циркуляционным насосом (схема циркуляции показана на рис. 6-2). Питательная вода через водяной экономайзер подается в барабан котла, из которого она забирается циркуляционным насосом и направляется в нижние
*
Рис. 6-3. Схема циркуляции в прямоточном парогенераторе / питательный насос; 2 — циркуляционный контур; 3 — паропер е греватель; 4 — водяной экономайзер
Рис. 6-2. Схема парогенератора с многократной принудительной циркуляцией 1	— циркуляционный
контур; 2 — барабан парогенератора;	3 —
пароперегреватель; 4 — водяной экономайзер;
5 — питательный насос: 6 — циркуляционный насос
конвективной по-
Г
коллекторы экранов и нижние коллекторы
верхности нагрева, распределяясь по параллельно включенным подъемным трубам. Из труб пароводяная эмульсия поступает в барабан котла, в котором происходит отделение пара от воды. Затем пар из барабана поступает в пароперегреватель и из него в паропровод потребителей.
Скорость- воды, поступающей в подъемные трубы поверхности нагрева, обычно не превышает 2 м/с. Кратность, циркуляции в котлах с многократной принудительной циркуляцией составляет 4—6. Надежность циркуляции целиком зависит от циркуляционного насоса, работающего при температуре котловой воды и давлении в парогенераторе.
Для равномерного распределения воды по отдельным трубам циркуляционного контура в каждую трубу устанавливается дроссельная шайба соответствующего размера. Наиболее слабым местом циркуляционного насоса является сальниковое уплотнение в месте прохода вала через корпус насоса, так как оно должно надежно обеспечивать плотность при высоких температуре и давлении. Парогенераторы с многократной принудительной циркуляций не нашли распространения в промышленных установках.
Принудительная циркуляция может быть осуществлена также по прямоточному принципу, который применяется в паровых и водогрейных котлах. В прямоточном паровом котле вода проходит все стадии, вплоть до получения перегретого пара, в одном змеевике, как это схематично показано на рис. 6-3. Из схемы ясно, что превращение воды в пар в прямоточных котлах происходит при однократном прохождении воды по
159
испарительной поверхности нагрева. Для уменьшения гидравлического сопротивления парогенератора параллельно включают ряд труб. При этом по пути движения воды устанавливают коллекторы, которые всю поверхность нагрева делят на отдельные части: водяной экономайзер, радиационную часть, переходную зону, пароперегреватель.
В водяном экономайзере вода нагревается до температуры, на 50—60 К меньшей температуры насыщения, и затем поступает в радиационную часть. Это обеспечивает равномерное распределение ее по отдельным параллельно включенным змеевикам радиационной поверхности нагрева.
В радиационной поверхности нагрева происходит превращение воды во влажный насыщенный пар со степенью сухости около 80%. С этой влажностью пар поступает в переходную зону, где он сначала превращается в сухой пар, а затем — в слабо перегретый (на 50—60 К). В пароперегревателе происходит перегрев пара до заданной температуры.
Создателем первых прямоточных котлов в СССР был проф. Л. К. Рамзии, идеи которого используются в настоящее время в выпускаемых прямоточных энергетических котлах.
Все современные теплофикационные водогрейные котлы работают по прямоточному принципу. Они включаются непосредственно в систему теплоснабжения, и сетевой насос обеспечивает движение воды по поверхности нагрева котла.
При работе водогрейных прямоточных котлов недопустимо закипание в них воды, так как это приводит к гидравлическим ударам и может вывести котел из строя. Однако опасно не только общее закипание воды в отдельных обогреваемых трубах, но и появление поверхностного кипения. Под поверхностным кипением понимают образование пузырьков пара на внутренней поверхности труб водогрейного котла при средней температуре воды ниже температуры кипения. Образование паровых пузырей на стенках трубы возможно только в случае достижения стенкой температур, больших температуры насыщения. Следовательно, во избежание поверхностного кипения необходим некоторый недогрев воды до температуры насыщения при давлении на выходе из котла.
Исследования и расчеты показали, что во избежание поверхностного кипения в трубах водогрейного котла необходимо поддержание определенных скоростей воды при недогреве ее до кипения на 30—35 К в условиях максимальной нагрузки.
Опыт эксплуатации водогрейных котлов показал, что в трубах опускных панелей при определенных скоростях и тепловых нагрузках происходит поверхностное кипение. Это приводит к гидравлическим ударам и отложению накипи на внутренних стенках труб. В то же время неоправданное увеличение скорости движения воды в трубах повышает гидравлическое сопротивление котла, что может отразиться на нормальной работе всей системы теплоснабжения (недостаточный напор сетевых насо
160
сов, перерасход электроэнергии на подачу воды потребителям). Таким образом, важно выбрать минимальные допустимые скорости движения воды, при которых не будет поверхностного кипения и нарушения нормальной работы котла.
Исследования и расчеты показали, что па процесс поверхностного кипения оказывает влияние удельная нагрузка поверхности нагрева, а также гидравлические и тепловые неравномерности. Увеличение удельной тепловой нагрузки труб и высоты экранной панели требует повышения минимальной допустимой скорости воды в трубах. Неравномерный обогрев труб продуктами сгорания способствует увеличению гидравлической неравномерности и вынуждает повышать минимальные допустимые скорости воды в трубах. Правильный выбор минимальных допустимых скоростей воды в трубах каждого контура водогрейного котла обеспечивает надежную его работу при минимальном гидравлическом сопротивлении контура.
Гидравлическое сопротивление современных водогрейных котлов составляет 0,1—0,2 МПа при скорости воды в трубах от 1 до 2 м/с. Проектирование и выбор гидравлической схемы котла производится исходя из условий работы каждого контура в отдельности. Поэтому скорость воды в разных контурах котла выбирается различной.
6-5. Требования, предъявляемые к воде и пару
Вода, используемая в парогенераторах и водогрейных котлах, в зависимости от участка технологической цепи, на котором она используется, носит различные названия. Вода, поступающая в котельный цех от различных источников водоснабжения, .называется исходной или сырой водой. Эта вода, как правило, поступает для предварительной химической подготовки перед использованием ее для питания парогенераторов и водогрейных котлов.
Вода, поступающая для питания парогенераторов и предназначенная для восполнения испарившейся воды, называется питательной водой, а для восполнения потерь или расходов воды в тепловых сетях — подпиточной водой. Котловой водой называют воду в котле, из которой получается пар.
Пар, получаемый в промышленных котлах, направляется в различные теплоиспользующие аппараты, конденсат из которых возвращается не полностью. Кроме того, часть пара и воды при наличии неплотностей теряется. В связи с этим необходимо систематически добавлять некоторое количество воды извне. В водогрейные котлы также приходится добавлять некоторое количество воды из-за ее утечек в системе теплоснабжения или использования потребителями.
Лучшей для питания котлов является вода, получаемая при конденсации пара, так как в ней содержится незначительное количество загрязняющих ее веществ. Вода, получаемая из раз
6 Р. И. Эстеркии
161
личных источников водоснабжения, всегда хуже конденсата. Поэтому сырую воду перед использованием для питания котлов или подпитки тепловых сетей предварительно обрабатывают с целью улучшения ее качества.
Качество сырой, питательной, подпиточной и котловой воды характеризуют сухим остатком, общим солесодержанием, жесткостью, щелочностью, содержанием кремниевой кислоты, концентрацией водородных ионов и содержанием коррозионно-активных газов.
Сухим остатком называется содержание растворенных и коллоидных неорганических н органических твердых примесей, выраженное в мг/кг или мкг/кг- Сухой остаток определяется выпариванием воды, профильтрованной плотным бумажным фильтром, с последующей сушкой остатка при температуре ПО °C.
Общее солесодержание характеризует суммарное содержание минеральных веществ, растворенных в данной воде, выраженное в мг/кг или мкг/кг.
Общей жесткостью воды называют суммарное содержание в воде солей магния и кальция. Различают карбонатную жесткость, обусловленную растворенными в воде солями кальция [Са(НСО3)2] и магния [Mg(HCO3)2], и некарбонатную, обусловленную всеми остальными солями кальция и магния (CaSO4, MgSO4, СаС12, MgCl2 и др.).
Общая жесткость разделяется на временную и постоянную. Временная жесткость, обусловленная содержанием в воде бикарбонатов кальция и магния Са(НСО3)2 и Mg(HCO3)2, устраняется при кипении воды. Постоянная жесткость обусловлена содержанием в воде солей магния и кальция, кроме двууглекислых. Жесткость воды выражается концентрацией соответствующих ионов растворенных веществ, выраженной в эквивалентных единицах — микрограмм-эквивалент на килограмм (мкг-экв/кг) или миллиграмм-эквивалент на килограмм (мг-экв/кг). При этом 1 мкг-экв/кг=0,0005 ммоль/кг.
Щелочностью воды называют суммарное содержание в пей гидроксильных, карбонатных, бикарбопатпых и других анионов. В зависимости от содержания анионов, характеризующих щелочность, различают: гидратную щелочность, обусловленную концентрацией гидроксильных анионов; карбонатную, обусловленную концентрацией карбонатных анионов; бикарбонатную, обусловленную концентрацией бикарбонатных анионов. Щелочность измеряется в мкг-экв/кг или мг-экв/кг.
Кремнесодержанием называют суммарную концентрацию в воде различных соединений кремния, которые могут находиться как в молекулярной, так и в коллоидной формах. Крем-несодержание условно пересчитывают на SiO2 и выражают в мкг/кг или мг/кг.
Весьма важное значение имеет показатель pH, характеризующий концентрацию в воде водородных ионов. В воде происходит непрерывный обратимый процесс диссоциации молекул
162
воды на ионы водорода Н+ и гидроксильные ионы ОН-. Одновременно диссоциирует весьма небольшое число молекул (около десятимиллионной части всех молекул). Однако в результате диссоциации в воде находится определенное равновесное число ионов водорода Н+ и гидроксильных ионов ОН-. В чистой воде концентрация водородных ионов всегда равна концентрации гидроксильных ионов. При наличии в воде растворенных веществ указанное равенство нарушается. Концентрация водородных ионов в химически чистой воде при температуре 22 °C равна Ю-7. Концентрацию водородных ионов в воде принято выражать десятичным логарифмом этого числа, взятым с обратным знаком, и обозначать pH. Следовательно, для абсолютно чистой воды pH = 7. При pH, меньшем 7, концентрация ионов водорода увеличивается, что свидетельствует о кислой реакции воды. Для воды, содержащей растворенные щелочи. pH больше 7.
Коррозионно-активными газами, содержащимися в воде, являются кислород и углекислый газ. Содержание их в воде выражается в мкг/кг или мг/кг.
В соответствии с правилами Госгортехнадзора к питательной воде котлов, имеющих естественную циркуляцию при давлении до 4 МПа, и к подпиточной воде водогрейных котлов предъявляются определенные требования. Нормы качества питательной воды для парогенераторов при докотловой обработке в соответствии с ГОСТ 20995—75 приведены в табл. 6-1. Нормы
Таблица 6-1
Нормы качества питательной воды для водотрубных промышленных парогенераторов
Показатель	Норма для парогенераторов, работающих при давлении, МПа		
	ДО 1,4	До 2,4	до 4,0
Общая жесткость, мкг-экв/кг Содержание:	20/15	15/10	10/5
взвешенных веществ, мг/кг	5	5	Не допускается
соединений железа, мкг/кг	Не норми-руется/300	200/100	100/50
соединений меди, мкг/кг	Не норми	)уется	Не нормируется/10
растворенного кислорода, мкг/кг свободной углекислоты, мкг/кг	50/30	50/20	30/20
	Не допускается		
СО2, мкг/кг	Не нормируется		20
масел, мг/кг Значение pH при t = 25 °C	3	3 8,5—9,5	0,5
Примечание. В числителе указаны значения для парогенераторов, работающих на твердом топливе с , шкальными нагрузками поверхности нагрева до 300АкВт/м2, а в знаменателе — для парогенераторов, работающих на газообразном, жидком и твердом топливе с локальными нагрузками более 300 кВт/м2.
6*
163
Таблица 6-2
Нормы качества воды для подпитки тепловых сетей
Показатель
Содержание при подогреве воды, °C		
до 75	от 76 до 100	от 101 до 200
Содержание:
растворенного кислорода, мг/кг	0,1
взвешенных веществ, мг/кг свободной углекислоты, мкг/кг
Карбонатная жесткость, мг-экв/кг	1,5
Остаточная общая жесткость при использо- — вании продувочной воды (в закрытых системах теплоснабжения), мг-экв/кг
Значение pH
Условная сульфатно-кальциевая жесткость —
0,1	0,05
	5
	0
0,7	0,7
0,1	0,05
6,	5—8,5
В пределах, исключающих выпадение из раствора CaSO4
Примечание. При открытой системе теплоснабжения и в сетях для горячего водоснабжения, кроме указанных требований, к воде предъявляются требования ГОСТ 2874—73 «Вода питьевая».
качества подпиточной воды для тепловых сетей в соответствии с требованием СНиП 11-36-73 «Тепловые сети. Нормы проектирования» приведены в табл. 6-2.
При питании котельных агрегатов .химически очищенной водой малой жесткости все же возможно отложение накипи на поверхностях нагрева. Поэтому применяют коррекционный метод обработки, вводя в котловую воду специальные реагенты, называемые коррекционными веществами. В качестве коррекционных веществ в котловую воду экранированных котлов вводятся фосфаты.
Ввод фосфатов служит также для предупреждения межкристаллитной коррозии. Для паровых котлов давлением более 1,6 МПа рекомендуется солефосфатный режим, при котором в котловой воде допускается наличие определенного избытка щелочей наряду с фосфатами, сульфатами и хлоридами. Эти соединения оказывают положительное воздействие на металлы, так как они, имея ограниченную растворимость при высоких температурах, при упаривании котловой воды выпадают в осадок и закупоривают неплотности в котле. Избыток фосфатов в котловой воде с одной ступенью испарения должен быть при солефосфатном режиме не менее 10 и не более 20 мг/кг; для котлов со ступенчатым испарением по чистому отсеку не менее 10 и по солевому отсеку - -не более 75 мг/кг.
В последнее время наряду с фосфатированием для барабанных паровых котлов рекомендуется комплексонный водный ре-
164
Таблица 6-3
Нормы качества насыщенного и перегретого пара
Показатель	Давление в парогенераторе, МПа				
	промышленном		энергетическом		
	1.4	2.4	4,0	ТЭЦ	кэс
				4.0	4,0
Солесодержание (в пересчете на Na2SO4), мкг/кг Содержание свободной углекислоты, мкг/кг	1000* 20**	500* 20**	300 20**	300 20	200 10
* Для парогенераторов без пароперегревателей допускается влажность пара до 1 % (солесодержание не нормируется).
** Для установок, не имеющих разветвленной системы конденсатопроводов у потребителей пара и большого количества теплоиспользующих аппаратов, допускается содержание свободной углекислоты в паре до 100 мг/кг (централизованное потребление пара с вентиляцией паровых объемов теплоиспользующих аппаратов).
Примечание. Для парогенераторов всех давлений не допускается содержание свободного аммиака, не связанного с углекислотой.
жим, разработанный Т. А. Моргуловой. При этом режиме в питательную воду вводится определенная доза этилепдиаминтетра-уксусной кислоты (ЭДТА) или ее двухзамещенной натриевой соли, называемой трилоном Б. Эти соединения способны образовывать растворимые в воде комплексы со всеми накипеобразующими катионами, включая железо, при значениях pH воды не выше 9,5. Комплексон должен вводиться в питательную воду перед питательным насосом. Весь тракт дозирования должен быть выполнен из нержавеющей стали. Концентрация дозируемого раствора не должна превышать 15 мг/кг.
Пар, получаемый в котле, должен быть чистым во избежание отложения накипи на внутренней поверхности труб пароперегревателя и теплообменных аппаратов. Качество пара, получаемого в котлах, зависит от его влажности и концентрации загрязняющих котловую воду веществ.
Влажный пар характеризуется влажностью и солесодержа-нием. Влажностью называют массовую долю влаги, содержащейся в насыщенном паре. Под солесодержанием пара понимают отношение (мг/кг)
где w — влажность насыщенного пара, %; ск.в— содержание солей в котловой воде, мг/кг.
165
Качество насыщенного и перегретого пара в соответствии с ГОСТ 20995—75 должно отвечать нормам, приведенным в табл. 6-3.
Для снижения влажности пара применяются паросепарационные устройства, описанные в § 6-6. Для уменьшения содержания веществ, загрязняющих котловую воду, производится продувка, т. е. удаление части котловой воды и замена ее питательной водой. Содержание загрязняющих веществ в котловой воде тем меньше, чем больше при прочих равных условиях продувка.
Различают продувку непрерывную и периодическую. Непрерывная продувка производится без перерывов в течение всего времени работы котла, а периодическая — кратковременно через большие промежутки времени. В результате периодической продувки из котла вместе с небольшим количеством котловой воды удаляют осевший шлам, который образуется из веществ, кристаллизующихся в объеме котловой воды. Периодическую продувку производят из нижних точек (нижний барабан и нижние коллекторы экранов). Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление из верхнего барабана растворенных в котловой воде солей. С непрерывной продувкой теряется значительное количество теплоты. При давлении пара 1,0—1,4 МПа каждый процент неиспользуемой продувки увеличивает расход топлива примерно на 0,3%. Использование теплоты непрерывной продувки возможно в системе отопления, в водяных тепловых сетях для подпитки или в специально устанавливаемых сепараторах (расширителях) для получения вторичного пара. Однако использование теплоты продувочной воды не означает, что продувка может быть большой. Следует учитывать, что котловая вода имеет более высокий тепловой потенциал по сравнению с водой, используемой в сепараторе (расширителе) продувки. Поэтому необходимо всемерно снижать продувку.
Одним из наиболее эффективных методов снижения потерь котловой воды с продувкой является ступенчатое испарение. Ступенчатое испарение заключается в том, что в водяном объеме котла создают зоны с различным содержанием солей в котловой воде. Это достигается разделением водяного объема барабана котла с его поверхностями нагрева на отдельные отсеки. При этом продувка производится из отсека с наиболее высоким содержанием солей, а отбор основной массы пара, направляемого в пароперегреватель, производят из отсека с наименьшей концентрацией солей в котловой воде.
Простейшим является двухступенчатое испарение, сущность которого заключается в следующем. Водяной объем верхнего барабана разделяется перегородкой с отверстием на два отсека (рис. 6-4): чистый 6 и солевой 2. Питательная вода поступает в чистый отсек, а солевой питается из чистого через отверстие в перегородке 3. В чистом отсеке образуется примерно 80 % пара, а в солевом — 20%. Следовательно, из чистого отсека в солевой поступает 20 % воды, которая для чистого отсека
166
Рис. 6-4. Принципиальная схема двухступенчатого испарения
/ — непрерывная продувка; 2 — солевой шеек; 3 — перегородка;
4 —отверстие; 5 —выход пара; 6 — чистый отсек; 7 — поступление питательной воды
является продувочной. При такой продувке содержание солей в чистом отсеке крайне мало и из
него получается пар весь-
ма хорошего качества. В солевом отсеке поддерживается высокое содержание солей за счет малой продувки и, следовательно, получаемый из него пар имеет высокое солесодержание. Однако
из пара, выдаваемого солевым отсеком, стремятся удалить капельки котловой воды, пропуская пар через сепарирующие устройства и затем в паровое пространство чистого отсека. При прохождении через это пространство пар солевого отсека дополнительно очищается. В результате качество пара, выдаваемого котлом, определяется содержанием солей в котловой воде чистого отсека. Конструктивно ступенчатое испарение в котлах выполняют с расположением солевых отсеков непосредственно в верхнем барабане или устанавливают выносные циклоны. Чаще всего на вторую ступень испарения включают боковые экраны котла.
Режим продувки и качество котловой воды устанавливаются путем специальных теплохимических испытаний. Предельные значения солесодержания котловой воды, рекомендуемые заводами-изготовителями котлов, приведены в табл. 6-4.
Таблица 6-4
Предельные значения солесодержания котловой воды для промышленных котлоагрегатов
Тип котла	Давление, МПа	Солесодержание, мг/кг		
		без ступенчатого испарения		при ступенчатом испарении (в солевом отсеке)
		с пароперегревателем	без пароперегревателя	
ДКВР и дкв	1,37	1500	3000	6000—10 000*
ГМ-50-14-250	1,37	—			7350
БГМ-35М-440	3,92	—			5000
ГМ-50-1	3,92	—			5000
Б КЗ-75-36	3,92	—			7000
ДЕ и КЕ	1,37	—	3000	—
* Большее значение относится к котлам с выносными циклонами.
167
6-6. Сепарационные устройства
Предохранение внутренних поверхностей пароперегревателя, паропроводов и теплоиспользующих аппаратов от образования отложений возможно только при получении в парогенераторе пара, содержащего минимальное количество примесей, входящих в состав твердых отложений. В насыщенный пар примеси понадают вместе с капельками котловой воды, содержащей соли, а также вследствие физико-химического процесса растворения некоторых примесей в паре.
Для уменьшения поступления в насыщенный пар примесей с капельками котловой воды необходимо прежде всего снижать влажность пара. Поступление капель котловой воды в паровое пространство барабана происходит двумя путями. Первый путь обусловлен тем, что пузыри пара проходят границу раздела между паровым и водяным объемом в барабане котла.
Второй путь обусловлен дроблением водяных и пароводяных струй при ударе о стенки барабана и другие механические препятствия, расположенные в барабане парогенератора.
Крупные капли поднимаются на большую высоту, чем мелкие. При малой высоте подъема капель они будут выпадать в водяной объем, а при большой высоте могут достигать пароприемных устройств и уноситься с паром. Очевидно, что при определенных размерах парового пространства барабана унос капель возрастает при повышении нагрузки парогенератора вследствие увеличения скорости пара. На влажность пара оказывает также влияние высота парового пространства барабана и состав примесей котловой воды. При постоянных давлении, нагрузке, высоте парового пространства барабана увеличение содержания примесей в котловой воде практически не сказывается на влажности пара. Однако после достижения определенного содержания солей в котловой воде, называемого критическим, наблюдается резкое увеличение влажности пара.
Пароводяная смесь поступает в барабан котла по подъемным трубам, расположенным по длине и сечению барабана неравномерно. Кроме того, подъемные трубы вводятся как в паровое, так и в водяное пространство барабана в направлении продольной оси.
Пароводяная эмульсия движется по трубам со скоростью 0,3—0,8 м/с, в результате чего па поверхности зеркала испарения возникают выбросы, гребни и даже фонтаны. При их столкновении и разрушении в паровое пространство барабана поступает огромное число всплесков и брызг, распределенных неравномерно. Это приводит к неравномерному распределению влаги в паровом пространстве барабана. Паровой объем барабана при указанных условиях представляет собой осадительную камеру для попавших в него капелек влаги. Рост давления и нагрузки зеркала испарения в современных котлах привели к тому, что паровое пространство их барабана не способно отсе-
168
Рис. 6-5. Схемы сепарационных устройств: а — с погружным дырчатым щитом; б — с циклопами, расположенными внутри барабана
парировать капельки влаги. Поэтому для современных котлов потребовались специальные устройства, способные отделить капельки влаги от образовавшегося пара.
Для эффективного осаждения капелек влаги в паровом пространстве котла необходимо обеспечить равномерное поступление пара в паровой объем по всей длине и сечению барабана.
Устройства, обеспечивающие равномерное поступление пара в паровое пространство барабана для снижения влажности пара, называются сепарационными. Сепарационные устройства прежде всего должны погасить кинетическую энергию струй пароводяной смеси, поступающей в барабан, а затем отделить основную массу воды от пара, возвратив ее в водяной объем.
В промышленных котлах применяются довольно простые схемы сепарационных устройств: с погружным дырчатым щитом, с внутрпбарабанными или выносными циклонами.
На рис. 6-5, а показана схема сепарационного устройства с погружным дырчатым щитом. Эта схема применяется при обоих вариантах ввода пароводяной смеси в барабан: выше и ниже уровня воды в нем. Ввод 4 пароводяной эмульсии в барабан перекрывается глухим щитом 5, который направляет ее под уровень воды в барабане котла. Это обеспечивает гашение кинетической энергии струй пароводяной смеси, выходящей из подъемных труб. На 50—75 мм ниже уровня воды в барабане расположен дырчатый щит 6, который не пропускает отдельных струй к зеркалу испарения, препятствуя их воздействию на поверхность, непосредственно контактирующую с паровым объемом. Суммарная площадь отверстий дырчатого щита составляет примерно 10 %, что обеспечиивает равномерное поступление пара в паровое пространство с минимальной для данного сечения барабана скоростью. Питательная вода, подаваемая по трубе 1, подается по всей длине барабана через имеющиеся в трубе отверстия. Пароотводящпе трубы 2 перекрыты дырча
169
тым щитом 3, приваренным к стенкам барабана. Это обеспечивает равномерное распределение пара по паровому объему барабана. Дырчатый щит 3, называеый пароприемным потолком, применяют практически во всех схемах современных сепарационных устройств.
Сепарационные устройства с погружным дырчатым щитом в парогенераторах с давлением до 4 МПа обеспечивают поддерживание солесодержапия в котловой воде до 2000 мг/кг без ухудшения качества выдаваемого пара.
На рис. 6-5,6 показана схема сепарации с циклонами, расположенными внутри барабана котла. В этой схеме весь пар, образующийся в подъемных трубах 4, поступает в циклоны 8, а из них — в паровое пространство. Для направления пара в циклоны подъемные трубы ограждены сплошным щитом 7. Пароводяная эмульсия, выходящая из подъемных труб, направляется в циклоны 8, где происходит отделение воды от пара. Вода стекает по стенке циклона в водяное пространство, а пар через дырчатую крышку циклопа направляется в паровое пространство барабана.
Циклон представляет собой цилиндр с тангенциально расположенным входным патрубком. В нижней части циклона установлено донышко, перекрывающее только центральную часть сечения. В результате этого между стенкой циклона и нижним донышком образуется кольцевой зазор, в котором установлены направляющие лопасти. Верхняя крышка циклона имеет отверстия для выхода из него пара. Циклопы имеют диаметр 300— 400 мм и высоту 500—700 мм. По длине барабана обычно устанавливают два ряда циклонов, как показано на рис. 6-5,6. По высоте циклоны располагают так, чтобы высший уровень воды в барабане не превышал середины входного патрубка.
Отделение воды от пара в циклоне происходит за счет центробежного эффекта. Пароводяная смесь с большой скоростью входит в циклон тангенциально и вследствие этого под действием центробежных сил отжимается к его стенке. При этом вода под действием силы тяжести по стенке циклона стекает вниз, а пар по центральной части циклона поднимается вверх и через дырчатое донышко поступает в паровое пространство.
В циклоне вследствие вращательного движения пароводяной смеси образуется водяная воронка. Спокойное поступление воды из циклона в водяное пространство барабана обеспечивают лопасти, установленные в кольцевом зазоре. Они разрушают вращательное движение воды. Как и в предыдущей схеме, пароотводящие трубы ограждены дырчатым щитом.
Схема сепарации с внутрибарабанными циклонами может применяться для отделения воды от пара и при высоком соле-содержании котловой воды, например для осушения пара солевых отсеков при ступенчатом испарении.
На рис. 6-6 показана схема сепарационного устройства с выносными циклонами, применяемая при ступенчатом испарении.
170
Рис. 6-6. Схема сепарационного устройства с выносными циклонами
/ — нижние коллекторы экранов; 2 — верхние коллекторы экранов; 3—выносной циклон; 4 — паро-перепускная труба; 5 — насыщенный пар; 6 — дырчатый щит; 7 — барабан парогенератора; 8 — подъемные трубы; 9 — водоперепускнаи труба; /0 — непрерывная продувка
При этой схеме выносные циклоны выделяются в самостоятельный контур
циркуляции и использу-
ются одновременно как солевой отсек ступенчатого испарения. Принцип работы выносных и внутрибарабанных циклопов ана-
логичен.
Пароводяная смесь, образующаяся в подъемных трубах, поступает в верхний сборный коллектор, а из него — в выносной циклон. В циклоне происходит отделение воды от пара, и он направляется в паровое пространство барабана, который в данной схеме выполняет роль чистого отсека ступенчатого испарения. Питание циклона водой производится из верхнего барабана по водоперепускной трубе, которая выполняет роль отверстия в перегородке, устанавливаемой в барабане парогенератора при ступенчатом испарении.
В соответствии с правилами Госгортехнадзора установка водоуказательного прибора при использовании выносных циклонов в схемах ступенчатого испарения не обязательна.
Выносные циклоны (рис. 6-7, а) выполняются из цельнотянутых паропроводных труб нормального сортамента. Они имеют диаметр 250—400 мм и высоту 3500—5000 мм. В верхней части циклона устанавливается дырчатый потолок. Подвод питательной воды к циклопу производится на высоте 700—800 мм от ('го днища. Непрерывная продувка располагается на 600— 700 мм выше подвода питательной воды и выполняется в виде горизонтальной трубки со срезом, введенной внутрь циклона.
В нижней части циклона устанавливается крестовина, ликвидирующая вращательное движение потока над входом в опускные трубы. Это предотвращает образование водяной воронки и захват пара в опускные трубы.
На рис. 6-7,6 показан однотрубный циклон двухступенчатой сепарации пара, изготовленный белгородским заводом «Энергомаш». Промышленные испытания циклона при низком и среднем давлении показали, что нагрузка их может быть увеличена более чем в пять раз по сравнению с циклоном, изображенным на рис. 6-7, а. Пароводяная смесь поступает тангенциально в нижнюю расширенную вставку (сечение Б—Б), где происходит предварительное грубое отделение капелек воды (1-я ступень сепарации). Вода стекает вниз, а пар поднимается вверх
171
Непрерывная продуВка
Непрерывная продуВка
Питательная Вода
Пар
ГП
тательная Вода
Ы
Вода
Рис. 6-7. Выносные циклопы: а — одноступенчатый циклон с тангенциальным вводом штуцерами; б — двухступенчатый циклон с двумя сферическими вставками
ко второй расширенной вставке. В ней расположен сопловый аппарат (сечение А—Л), пройдя через который поток пара закручивается и выпавшие из него капельки воды (2-я ступень сепарации) по центральной трубе стекают вниз.
Выносные циклоны увеличивают сопротивление испарительного контура. Поэтому во избежание снижения надежности циркуляции необходима большая высота экранных труб. Для повышения надежности циркуляции испарительных контуров, имеющих относительно небольшую высоту экранных труб, применяют рециркуляционные трубы (рис. 6-8). Рециркуляцион-
172
Рис. 6-8. Схема экранного контура с рециркуляционными трубами
1— барабан парогенератора; 2 — выносной циклон; 3, А верхний и шикнпй коллекторы скрапа; 1— ;>еццр- | ^-1 куляционные трубы; 5 — подъемные трубы
кыми называют опускные необогревае-иые трубы, соединяющие верхний коллектор контура с нижним. Циркуляционный контур с такими трубами называют короткозамкнутым.
В короткозамкнутом контуре пароводяная смесь из подъемных труб попадает в верхний собирающий коллектор, где она частично разделяется на пар и воду. Лз верхнего коллектора пароводяная
смесь поступает в пароотводящие трубы и затем в выносной
сепаратор или барабан котла, где происходит более полное отделение пара от воды. Часть циркулирующей в контуре воды, отделившаяся в верхнем собирающем коллекторе, направляется з нижний раздающий коллектор по рециркуляционным трубам, иинуя пароотводящие трубы, сепарационные устройства и опуск-зую систему труб. В результате этого суммарный расход циркулирующей по подъемным трубам воды (при прочих равных условиях) увеличивается и надежность циркуляции повышается.
При давлении пара более 7 МПа пар способен растворять некоторые примеси, содержащиеся в котловой воде (кремниевая кислота, окислы металлов). Следовательно, при высоких
давлениях пара описанные методы сепарации, основанные на его осушке, не обеспечат получения чистого пара. Поэтому для котлов высокого давления применяется промывка пара питательной водой, позволяющая в несколько раз снизить его со-.тесодержание.
Промывка пара питательной водой осуществляется следующим образом. Пар, получаемый из котловой воды с высоким солссодержанием, проходит осушку в описанных сепарационных устройствах и затем вступает в контакт с питательной водой, имеющей низкое содержание солей. В результате этого содержание растворенных в паре твердых примесей заметно снижается (например, содержание кремниевой кислоты уменьшается в десятки раз). Затем промытый пар снова направляется для осушки в сепарационные устройства. На промывку пара обычно поступает питательная вода после водяного экономайзера в количестве 25—100 % всего расхода питательной воды.
6-7. Особенности работы безбарабанных испарительных контуров с выносными циклонами
В паровых котлах выносные циклоны широко используются в схемах ступенчатого испарения. При этом солевой отсек состоит из подъемных труб 8 экранного контура, включенного
173
Рис. 6-9. Схема безбарабанного испарительного контура с естественной циркуляцией
/--ввод uni а I елыюй воды; 2 - уравнительная емкость; .7 - дыхательные трубы; 4 — выход насыщенного пара в пароперегреватель или к потребителям; 5 — выносной циклон; 6, 8 — коллекторы экрана; 7 — экранные трубы
7 на выносной циклон 3 (см. рис. 6-6). ' В этой схеме уровень воды в циклоне поддерживается за счет соединения его водоперепускной трубой 9 с барабаном 7, имеющим большой -5 водяной объем.
Е. Ф. Бузниковым и М. А. Сты-риковичем предложена схема без-
барабанного контура парогенератора с естественной циркуляцией, показанная на рис. 6-9. Для поддержания стабильного уровня воды в выносном циклоне 5 он снабжен горизонтальной уравнительной емкостью 2, которая связана «дыхательными» трубами 3 с паровым и водяным объемом циклона. Уравни
тельная емкость, выключенная из циркуляционного контура, обеспечивает необходимый запас воды и надежную работу ис-
парительного контура.
Уравнительная емкость представляет собой коллектор или ряд коллекторов, выполненных из труб большого диаметра (300—600 мм) обычного сортамента. Если уравнительная емкость состоит из нескольких коллекторов, то они должны быть связаны между собой соединительными трубами по воде и пару. В связи с тем что уравнительная емкость вынесена из циркуляционного контура, колебание уровня воды в ней допустимо в пределах ±(200—300) мм. Ввод питательной воды производится в выносные циклоны, как показано на рис. 6-9. При небольшом паросодержании питательной воды и малой производительности циклонов она может подаваться в уравнительную емкость. Для контроля уровня воды в уравнительной емкости она должна иметь водоуказательный прибор.
Для обеспечения надежной циркуляции в безбарабанных котлах с экранными контурами, включенными на выносные циклоны, необходимо не допускать глубоких посадок уровня воды в циклонах и непосредственного обогрева экранных труб факелом.
Особенно быстро происходит посадка уровня воды в циклоне при периодической продувке, так как количество воды, поступающей в контур из уравнительной емкости по одной трубе небольшого диаметра, значительно меньше количества воды, проходящей через продувочные вентили. В связи с этим диаметры продувочных линий у нижних коллекторов экранов рекомендуется принимать не более 25 мм, а между продувочными вентилями устанавливать ограничительную шайбу с отверстием
174
диаметром 8—10 мм. Водозаборная трубка непрерывной продувки должна располагаться в циклоне горизонтально на высоте, обеспечивающей нормальную работу циркуляционного контура.
Непосредственное касание факела экранных труб часто имеет место в топках шириной менее 3 м, а также в неглубоких топках, особенно при сжигании мазута. В результате местного обогрева экранных труб, включенных в выносные циклоны, локальные удельные тепловые потоки достигают 500 кВт/м2 и более. Это приводит к интенсивному отложению па внутренних стенках труб так называемых вторичных накипей (железистых, железофосфатных и др.), что вызывает образование свищей и разрыв труб.
Безбарабанные парообразующие контуры с естественной циркуляцией успешно применяются в комбинированных пароводогрейных котельных агрегатах, выпускаемых Дорогобужским котельным заводом на базе серийных водогрейных котлов. Безбарабапная схема хорошо зарекомендовала себя в результате длительной эксплуатации промышленных котлоагрегатов. Ее применение обеспечивает экономию металла и высокую маневренность котельных агрегатов.
6-8. Условия надежной работы поверхностей нагрева
Надежная работа поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов может быть обеспечена только при устойчивой циркуляции охлаждающей среды. Наиболее интенсивно охлаждает трубы вода, менее интенсивно — пар. При превышении температурой стенки труб, изготовленных из углеродистой стали, 450—500 °C может произойти их разрыв, при котором возможно травмирование обслуживающего персонала. В наиболее тяжелых условиях работают поверхности нагрева, расположенные в зоне температур выше 500 °C (экранные трубы, пароперегреватель, конвективные поверхности нагрева).
Интенсивность охлаждения стенки труб поверхности нагрева зависит от скорости движения охлаждающей среды, коэффициента теплоотдачи от стенки к ней и чистоты внутренней поверхности труб. Чем больше скорость циркуляции, тем лучше охлаждаются стенки труб поверхности нагрева. С увеличением коэффициента теплоотдачи от стенки к охлаждающей жидкости при прочих равных условиях температура стенки уменьшается. Загрязнения в виде накипи на внутренней поверхности труб заметно ухудшают отвод теплоты от их стенки. Поэтому даже небольшая накипь (толщиной менее 0.5 мм) может привести к перегреву стенки и разрыву труб.
В котлах с естественной циркуляцией скорость движения пароводяной смеси зависит от полезного движущего давления, а в паровых и водогрейных котлах с принудительной циркуляцией — от работы насоса.
175
Нарушения циркуляции у паровых котлов с естественной циркуляцией чаще всего происходят вследствие тепловой и гидравлической неравномерности работы параллельно включенных труб. Нарушения нормальной работы циркуляционного контура могут быть вызваны опрокидыванием циркуляции, возникновением свободного уровня воды в трубах и расслоением потока пароводяной смеси.
Опрокидыванием циркуляции называют такой режим работы парогенератора, при котором подъемные трубы циркуляционного контура, выведенные в водяной объем верхнего барабана, начинают работать как опускные. Опрокидывание циркуляции может произойти по различным причинам: из-за неравномерного распределения температуры по ширине котла, значительного шлакования труб экранной поверхности нагрева, заметного обогрева опускных труб продуктами сгорания, попадания пара из барабана в опускные трубы и др.
При неравномерном распределении температуры по ширине котла происходит уменьшение тепловой нагрузки отдельных труб и ухудшение циркуляции в них. Например, при обводе топочных амбразур, лазов и т. д. происходит затенение одних труб другими и вследствие этого уменьшение тепловой нагрузки затененных труб.
При шлаковании труб экранов, выведенных в водяной объем барабана, из-за недостаточного их обогрева заметно падает скорость циркуляции в зашлакованной части труб. Вследствие этого в незашлакованной части труб постепенно увеличивается содержание пара в пароводяной смеси. Образовавшиеся паровые пузыри с трудом поднимаются вверх в почти неподвижной, иногда даже опускающейся воде. В результате образуются паровые пробки, которые, постепенно увеличиваясь, могут в значительной мере заполнишь трубу, что вызовет резкое повышение температуры ее стенки.
В современных котлах опускные трубы располагают за обмуровкой или защищают изоляцией во избежание обогрева продуктами сгорания. При разрушении изоляции и обогреве опускных труб продуктами сгорания, имеющими высокую температуру, возможно опрокидывание циркуляции.
Попадание пара в опускные трубы может произойти при слишком близком расположении в барабане опускных труб и интенсивно работающих подъемных, особенно вследствие снижения уровня воды н недостаточного ее слоя над входными отверстиями опускных труб.
В слабо обогреваемых трубах, выведенных в паровое пространство барабана, может образоваться так называемый свободный уровень. Это происходит вследствие недостаточного полезного движущего давления, необходимого для подачи пароводяной смеси в барабан. Однако в слэбообогреваемой трубе над водой будет происходить образование пара, который заполнит верхнюю часть трубы, что приведет к перегреву ее стенки.
176
Расслоение потока пароводяной смеси возникает при движении ее с малыми скоростями в трубах, расположенных под небольшим углом к горизонту. При расслоении потока по нижней части трубы движется вода, а по верхней пар. В результате верхняя часть трубы перегревается и она выходит из строя.
Во избежание нарушения естественной циркуляции при расчете и конструировании котлов необходимо выполнять следующие основные требования: а) применять топочные устройства, обеспечивающие равномерный обогрев экранных поверхностей нагрева; б) не допускать шлакования подъемных труб; в) не допускать пониженных скоростей в отдельных циркуляционных контурах поверхности нагрева; г) повышать эффективность работы рециркуляционных труб; д) выносить опускные трубы за пределы обогрева продуктами сгорания, а в случае расположения их з обогреваемых газоходах недогревать воду в экономайзере до кипения и вводить ее в зону расположения опускных труб; е) не допускать в трубах с наклоном к горизонту 7° и меньше скоростей ниже 3 м/с, а от 7 до 15°— ниже 1 м/с; ж) располагать опускные трубы возможно ближе к нижней образующей верхнего барабана; з) при близком расположении отверстий опускных и подъемных труб устанавливать между концами труб разделительные и направляющие щитки; и) не располагать в нижних коллекторах продувочные штуцеры в непосредственной близости от труб.
6-9. Основы расчета конвективных поверхностей нагрева
Конвективные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов играют важную роль в процессе получения пара или горячей воды, а также использования теплоты продуктов сгорания, покидающих топочную камеру. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева в значительной мере зависит от интенсивности передачи теплоты продуктами сгорания воде и пару.
Продукты сгорания передают теплоту наружной поверхности труб путем конвекции и лучеиспускания. От наружной поверхности труб к внутренней теплота передается через стенку теплопроводностью, а от внутренней поверхности к воде и пару — конвекцией. Таким образом, передача теплоты от продуктов сгорания к воде и пару представляет собой сложный процесс, называемый теплопередачей.
Процесс передачи теплоты через разделительную стенку подчиняется общему уравнению, называемому уравнением теплопередачи,
Q = KAW.	(6-8)
В этом уравнении коэффициент теплопередачи (К) является расчетной характеристикой процесса и всецело определяется явлениями конвекции, теплопроводности н теплового излучения.
177
Из уравнения теплопередачи ясно, что количество теплоты, переданное сквозь заданную поверхность нагрева, тем больше, чем больше коэффициент теплопередачи и разность температур продуктов сгорания и нагреваемой жидкости. Очевидно, что поверхности нагрева, расположенные в непосредственной близости от топочной камеры, работают при большей разности температуры продуктов сгорания и температуры воспринимающей теплоту среды. По мере движения продуктов сгорания по газовому тракту температура их уменьшается и хвостовые поверхности нагрева (водяной экономайзер, воздухоподогреватель) работают при меньшем перепаде температур продуктов сгорания и нагреваемой среды. Поэтому чем дальше конвективная поверхность нагрева от топочной камеры, тем большие размеры должна она иметь и тем больше металла расходуется на ее изготовление. Так, например, первые ряды кипятильных труб и фестон омываются продуктами сгорания при температуре 1000—1100 °C, а водяной экономайзер парогенераторов с развитой конвективной поверхностью нагрева — продуктами сгорания с температурой около 300 °C.
При выборе последовательности размещения конвективных поверхностей нагрева в котле стремятся так расположить эти поверхности, чтобы разность температуры продуктов сгорания и температуры воспринимающей среды была наибольшей. Так, например, пароперегреватель располагают сразу после топки или фестона, поскольку температура пара выше температуры воды, а водяной экономайзер — после конвективной поверхности нагрева, потому что температура воды в водяном экономайзере ниже температуры кипения воды в котле.
Температура продуктов сгорания по мере их движения через какую-либо поверхность нагрева непрерывно уменьшается,* а нагреваемой среды — непрерывно возрастает. В связи с этим уравнение (6-8) может применяться для бесконечно малой поверхности нагрева. Для поверхности нагрева, имеющей заданную площадь, при условии постоянства коэффициента теплопередачи можно получить среднее значение температурного напора в виде
А/ =-----дк~д1м----,	(6-9)
2,3 lg(Af6/AfM)
где А/б— наибольшая разность температур продуктов сгорания и нагреваемой среды; А/м— наименьшая разность температур продуктов сгорания и нагреваемой среды.
Передача теплоты в конвективных поверхностях нагрева происходит сквозь стенку труб, которые снаружи подвержены загрязнению запыленными продуктами сгорания, а изнутри — осаждающейся накипью. Толщина стенки труб, применяемых при изготовлении конвективных поверхностей нагрева, мала по сравнению с их диаметром, поэтому влияние кривизны по
178
верхности труб на процесс передачи теплоты весьма незначительно.
Пренебрегая влиянием кривизны поверхности труб на процесс передачи теплоты коэффициент теплопередачи в конвективных поверхностях нагрева [Вт/(м2-К)1 определяют по формуле
К =-------------------!---------------,	(6-Ю)
’ 5Э <5Т1>	1
Д- д + -г------h +
СС| Лз А'тр л н а2
где «1— коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к наружной поверхности труб, Вт/(м2-К); аг—коэффициент теплоотдачи от внутренней поверхности труб к нагреваемой жидкости (пар, вода, пароводяная эмульсия), Вт/(м2-К); б3, бтр, бн— соответственно толщина слоя наружных загрязнений (зола,сажа), стенки трубы, слоя накипи на внутренней поверхности трубы, м; Х3, Хтр, лн— соответственно теплопроводность наружных загрязнений, металла трубы, накипи, Вт/(м-К).
Рассмотрим влияние каждого из факторов, входящих в уравнение (6-10), на коэффициент теплопередачи.
Продукты сгорания отдают теплоту наружной поверхности труб конвекцией и излучением. При этом теплоту излучают трехатомные газы и раскаленные частицы золы. Следовательно, коэффициент теплоотдачи (ai) от продуктов сгорания к наружной поверхности труб будет складываться из коэффициента теплоотдачи конвекцией (ак) и коэффициента теплоотдачи излучением (ал) •
Коэффициент теплоотдачи конвекцией зависит от конкретных условий работы и конструктивных характеристик поверхности нагрева. На коэффициент теплоотдачи влияет ряд факторов: характер омывания трубного пучка продуктами сгорания, характер расположения труб в пучке, диаметр труб, скорость продуктов сгорания.
Коэффициент теплоотдачи излучением зависит от температуры продуктов сгорания, температуры стенки труб, воспринимающих теплоту, от содержания в продуктах сгорания трехатомных газов и летучей золы, толщины слоя излучающих трехатомных газов. Коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к наружной стенке поверхности нагрева невелик и изменяется в пределах 23—70 Вт/(м2- К).
Загрязнение наружной поверхности нагрева даже при небольшой толщине отложений существенно уменьшает передачу теплоты вследствие низкой теплопроводности загрязнений. Исследование загрязнений на поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов показало, что первоначальный слой загрязнений толщиной 0,1—0,15 мм имел теплопроводность 0,017— 0,03 Вт/(м - К), т. е. меньшую, чем у воздуха. С ростом отложений меняется теплопроводность. Так, для стабилизированного
179
слоя отложений толщиной 1 мм и более теплопроводность оказалась равной 0,06—0,09 Вт/(м-К).
Загрязнения наружной поверхности нагрева хотя и снижают эффективность передачи теплоты, но предохраняют трубы от перегрева вследствие уменьшения температуры стенки.
Величиной 6тР/Лтр, входящей в формулу (6-10), при определении коэффициента теплопередачи пренебрегают вследствие высокой теплопроводности металла.
Загрязнения внутренней поверхности труб накипью влияют не только на интенсивность передачи теплоты, но могут привести к перегреву стенки трубы и выходу ее из строя. Теплопроводность накипи зависит от химического состава отложений и для отдельных отложений составляет примерно 0,06 Вт/(м-К). Вследствие малой теплопроводности накипи отвод теплоты от стенки трубы резко падает, что приводит к повышению ее температуры. Во избежание выхода из строя поверхности нагрева отложений накипи на внутренней поверхности труб недопустимо. Поэтому при расчетах член 6НДН в формуле (6-10) не учитывают.
Коэффициент теплоотдачи от стенки к нагреваемой среде (аз) изменяется в очень больших пределах в зависимости от физического состояния среды. Так, при теплоотдаче от стенки к пару коэффициент теплоотдачи составляет 600—3500 Вт/(м2-К), при теплоотдаче к воде 600—17000 Вт/(м2-К) и при теплоотдаче к кипящей воде 12 000—120 000 Вт/(м2-К). Во всех случаях когда передача теплоты происходит от стенки к кипящей или некипящей воде, величиной 1/а2 в расчетах пренебрегают.
Расчет конвективных поверхностей нагрева может быть конструктивным и поверочным. Поверочный расчет является более общим и выполняется для определения температуры по тракту продуктов сгорания.
При расчете конвективных поверхностей нагрева используется уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Расчет выполняется для 1 кг сжигаемого твердого и жидкого топлива пли 1 м3 газа при нормальных условиях.
Уравнение теплопередачи
Q.-КЯЛО,,.	(6-11)
Уравнение теплового баланса
Q6 = y(l'-I'' + Aal°npc'),	(6-12)
где К — коэффициент теплопередача, отнесенный к расчетной поверхности нагрева, Вт/(м2- К); А/ — температурный напор, °C; Вр — расчетный расход топлива, м3/с или кг/с; Н — расчетная поверхность нагрева, м2; <р — коэффициент сохранения теплоты, учитывающий потери теплоты от наружного охлаждения, определяется по формуле (4-37); I', I"—энтальпия продуктов сго-
180
рання на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее, кДж/кг или кДж/м3; /°ПрС--- количество теплоты, вносимой присасываемым в газоход воздухом, кДж/кг пли кДж/м3.
Количество теплоты (кДж/кг или кДж/м3), отданнное продуктами сгорания, приравнивается к теплоте, воспринятой водой или пароводяной смесью, проходящей по трубам конвективной поверхности нагрева. Для выполнения расчета задаются температурой продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняют ее путем последовательных приближений. В связи с этим расчет ведут для двух значений температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода.
При расчете конвективных поверхностен нагрева рекомендуется придерживаться следующей последовательности.
1.	По чертежу определяются конструктивные характеристики рассчитываемого конвективного газохода: площадь поверхности нагрева, шаг между трубами н рядами, диаметр труб, число труб в ряду, число рядов труб и живое сечение для прохода продуктов сгорания. Площадь поверхности нагрева, расположенной в рассчитываемом газоходе (м2),
(6-13)
где d— наружный диаметр труб, м; I — длина труб, расположенных в газоходе, м; п — общее число труб, расположенных в газоходе.
Из чертежа котла определяются: si — поперечный шаг труб (в поперечном направлении по отношению к направлению потока, рис. 6-10), м; s2 — продольный шаг труб (в продольном направлении по отношению к движению потока, рис. 6-10), м; Z\ —число труб в ряду; г2—число рядов труб по ходу продуктов сгорания.
По конструктивным данным подсчитываются относительный поперечный шаг a^sjd и относительный продольный шаг <12 = Szfd.
Площадь поперечного сечения (м2) для прохода продуктов сгорания: при поперечном омывании гладких труб
F = ab—Zyld;	(6-14)
при продольном омывании гладких труб
F = ab —(6-15)
где а и b — размеры газохода в расчетных сечениях, м; I— длина труб (при изогнутых трубах длина проекции труб), м; г — число труб в пучке.
2.	Предварительно принимаются два значения температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода. В дальнейшем весь расчет ведется для двух предварительно принятых температур
181
3.	Определяется теплота, отданная продуктами сгорания (кДж/кг или кДж/м3),
<Эб = Ф (/'-/’ + ДсД°рс),	(6-16)
где <р определяется по формуле (4-37); Г — из табл. 3-7 при температуре и коэффициенте избытка воздуха на входе в поверхность нагрева; Г' — из табл. 3-7 при двух значениях температуры продуктов сгорания и коэффициента избытка воздуха на выходе из поверхности нагрева; Да определяется как разность коэффициентов избытка воздуха на входе в газоход и на выходе из него; /°прс принимается из табл. 3-7 для температуры воздуха Д = 30 °C.
4.	Вычисляется расчетная температура потока продуктов сгорания в газоходе (°C)
fl = - У ,	(6-17)
где fl' и fl"— температура продуктов сгорания на входе в поверхность нагрева и на выходе из нее.
5.	Определяется температурный напор (°C)
Д/ = А—/к,	(6-18)
где Д — температура кипения воды при давлении в котле, определяется из таблицы для насыщенных водяных паров, °C.
6.	Подсчитывается средняя скорость продуктов сгорания в газоходе (м/с)
Wr . WL±^L,	(6.i9)
F-273	v '
где	—расчетный расход топлива, кг/с или м3/с (определен
при составлении теплового баланса котла, см. § 4-4); F — площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания (см. п. 1), м2; V,— объем продуктов сгорания на 1 кг твердого и жидкого топлива или на 1 м3 газа (из расчетной табл. 3-6 при соответствующем коэффициенте избытка воздуха); fl — средняя расчетная температура потока продуктов сгорания, °C (см. п. 4).
7.	Определяется коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева:
при поперечном омывании коридорных и шахматных пучков и ширм
Як	(6-20)
при продольном омывании
оск — оснСфФ»	(6-21)
где ан— коэффициент теплоотдачи, определяемый по номограмме: при поперечном омывании коридорных пучков — по рис. 6-10, при поперечном омывании шахматных пучков — по рис.
182
Рис. 6-10. Коэффициент теплоотдачи конвекцией при поперечном омывании коридорных гладкотрубных пучков
183
Рис. 6-11. Коэффициент теплоотдачи конвекцией при

184
6-11, при продольном омывании — по рис. 6-12; с2 — поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания, определяется: при поперечном омывании коридорных пучков из рис. 6-10, при поперечном омывании шахматных пучков из рис. 6-11; cs— поправка на геометрическую компоновку пучка, определяется: при поперечном омывании коридорных пучков из рис. 6-10, при поперечном омывании шахматных пучков из рис. 6-11; с$ — коэффициент, учитывающий влияние изменения физических параметров потока, определяется: при поперечном омывании кори-
поперечном омывании шахматных гладкотрубных пучков
185

186
Температура еаздуха
Рис. 6-12. Коэффициент теплоотдачи при продольном омывании для воздуха и продуктов сгорания
При охлаждении продуктов сгорания и воздуха ак с1 ан, Вт/(м2 • К): при нагревании воздуха <1 к—с'ф Г/%• Вт/(мг • К)
187
Br](r-2-K)
200	000 600	800 ООО 1200 1000 °C
Рис. 6-13. Коэффициент теплоотдачи излучением
дорных пучков труб из рис. 6-10, при поперечном омывании шахматных пучков труб из рис. 6-11, при продольном омывании труб из рис. 6-11, С/ — поправка на относительную длину, вводится при lld<5Q и определяется в случае прямого входа в трубу, без закругления; при продольном омывании продуктами сгорания поправка вводится для котельных пучков и не вводится для ширм (см. рис. 6-12).
8.	Вычисляется степень черноты газового потока по номограмме рис. 5-45. Для определения степени черноты по номограмме необходимо вычислить суммарную оптическую толщину
kps = (kTrn + ЙзлРзл) ps, (6-22) где krrn — коэффициент ослабления лучей трехатом-
Температуре сазов	НЫМИ ГЗЗЗМИ, ОПрСДСЛЯСТСЯ
в соответствии с указа-ниями § 5-14, п. 7; /гзл — коэффициент ослабления лучей эоловыми частицами, определяется по рис. 5-44 при сжигании твер-
дого топлива в пылеугольных топках; при сжигании газа, жидкого и твердого топлива в слоевых и факельно-слоевых топках принимается /гзл = 0; цзл— концентрация золовых частиц, берется из табл. 3-6; р— давление в газоходе, для котлов без наддува принимается равным 0,1 МПа.
Толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков (м)
s = 0,9d(—
\ Л
(6-23)
9.	Определяется коэффициент теплоотдачи ал, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева, Вт/(м2 • К):
188
Таблица 6-5
Коэффициент тепловой эффективности ф для конвективных поверхностей нагрева* при сжигании различных твердых топлив
Топливо	| Значение
АШ и тощие угли	0,6
Каменные, бурые угли (кроме подмосковных и	канско-ачинских),	0,65
промежуточные продукты каменных углей	
Подмосковный уголь	0,7
Бурые угли канско-ачинского месторождения,	фрезерный торф и
древесное топливо	0,6
Северо-западные сланцы, кашпирские сланцы	0,5
* Фестоны парогенераторов большой мощности, развитые котельные пучки котлов малой мощности, конвективные пароперегреватели и экономайзеры с коридорным расположением труб.
Для всех видов твердого топлива, кроме подмосковного угля, требуется очистка конвективных поверхностей нагрева
для запыленного потока (при сжигании твердых топлив)
ал = (хна;	(6-24)
для незапыленного потока (при сжигании жидкого и газообразного топлив)
ал = анасг,	(6-25)
где ап—коэффициент теплоотдачи, см. номограмму рис. 6-13; а — степень черноты; сг — коэффициент, определяется по рис. 6-13.
Для определения ан и коэффициента сг вычисляется температура загрязненной стенки (°C)
ts = t+At,	(6-26)
где t — средняя температура охлаждающей среды, принимается равной температуре насыщения при давлении в парогенераторе, °C; Д/ при сжигании твердых и жидких топлив принимается равной 60 °C, при сжигании газа 25 °C.
10.	Подсчитывается суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м2-К):
«i =- £ (ак + ал),	(6-27)
где £—коэффициент использования, учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева вследствие неравномерного омывания ее продуктами сгорания, частичного протекания продуктов сгорания мимо нее и образования застойных зон; для поперечно омываемых пучков принимается £=1, для сложно омываемых пучков £ = 0,95.
189
Таблица 6-6
Коэффициент тепловой эффективности для конвективных поверхностей нагрева при сжигании мазута и газа
Поверхность нагрева	Скорость продуктов сгорания, м/с	Значение коэффициента ф
При сжигании мазута Первые и вторые ступени экономайзеров с очисткой	12—20	0,65—0,6
поверхностей нагрева дробью	4—12	0,7—0,65
Пароперегреватели, расположенные в конвектив-	12—20	0,6
ной шахте, при очистке дробью, а также коридор-	4—12	0,65—0,6
ные пароперегреватели в горизонтальном газоходе, без очистки; котельные пучки котлов малой мощности, фестоны Экономайзеры котлов малой мощности (при темпе-	4-12	0,55—0,5
ратуре воды на входе 100 °C и ниже) При сжигании газа Первые ступени экономайзеров и одноступенчатые		0,9
экономайзеры, в том числе плавниковые и ребристые, при температуре продуктов сгорания на входе в них 8'	400 °C Вторые ступени экономайзеров, пароперегреватели	.	0,85
и другие конвективные поверхности нагрева, в том числе плавниковые и ребристые, при температуре продуктов сгорания на входе в них 8' > 400 °C		
Примечания. 1. При сжигании газа после сжигания мазута коэффициент тепловой эффективности принимается средним между значениями для газа и мазута. 2. При сжигании газа после сжигания твердого топлива (без остановки котла) коэффициент тепловой эффективности принимается как для твердого топлива (см. табл. 6-5). 3. Больший коэффициент тепловой эффективности принимается для меньшей скорости.
11.	Вычисляется коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К):
К = ф«1,
(6-28)
где ф — коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6-5 и 6-6 в зависимости от вида сжигаемого топлива.
12.	Определяется количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 кг сжигаемого твердого и жидкого топлива или на 1 м3 газа (кДж/кг или кДж/м3)
кнм
Яр-103 '
(6-29)
Температурный напор А/ определяется для прямотока, противотока, перекрестного тока с числом ходов более четырех при постоянной температуре одной из сред (испарительные конвек-
190
тивные поверхности нагрева) как среднелогарифмическая разность температур (°C)
А/ = —АЛ'__ ,	(6-30)
2,3 1g
где Д/б и Д/м — большая и меньшая разности температуры продуктов сгорания и температуры нагреваемой жидкости.
Для испарительной конвективной поверхности нагрева
Д' _ д/'
М =-------—"-------,	(6.31)
2,3 1g
— ^кнп
где Дпп— температура насыщения при давлении в парогенераторе, определяется из таблиц для насыщенных водяных паров, °C.
Если для прямотока, противотока, перекрестного тока с числом ходов и>4 при постоянной температуре одной из сред (испарительные конвективные поверхности нагрева) Д/б/Д/м<1,7, то температурный напор может быть определен как среднеарифметическое разностей температур:
Д/^ -А'б + А^_.	zfi-39\
13.	По принятым двум значениям температуры гД" и Он" и полученным двум значениям Qs и QT производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева. Для этого строится зависимость Q=/(O"), показанная на рис. 6-14. Точка пересечения прямых укажет температуру продуктов сгорания Ор", которую следовало бы принять при расчете. Если найденное значение Ор" отличается от одного из принятых предварительно значений От" и Оц"
191
не более чем на 50 °C, то для завершения расчета необходимо по 0р" повторно определить только QT, сохранив прежний коэффициент теплопередачи. При большем расхождении заново определяется коэффициент теплопередачи для найденной температуры Фр".
Контрольные вопросы
1.	Как изменяется энтальпия кипящей воды, скрытой теплоты парообразования, насыщенного и перегретого пара в зависимости от давления?
2.	Дайте характеристику условий протекания процесса кипения в парогенераторе.
3.	Какие режимы кипения различают при движении воды в вертикальных трубах парогенератора?
4.	Как осуществляется передача теплоты от продуктов сгорания к воде в конвективных поверхностях нагрева?
5.	Какие встречаются виды коррозии поверхности нагрев со стороны продуктов сгорания и воды?
6.	Каков механизм низкотемпературной сернокислотной коррозии?
7.	Какими мероприятиями достигается снижение интенсивности наружной коррозии?
8.	Каков механизм естественной циркуляции?
9.	Что такое кратность циркуляции?
10.	На каких уравнениях базируется расчет естественной циркуляции в парогенераторах?
11.	Что называется полезным движущим давлением?
12.	В чем заключается принцип многократной принудительной циркуляции?
13.	В чем состоит принцип работы прямоточных парогенераторов?
14.	В чем заключаются особенности работы циркуляционного контура прямоточных водогрейных котлов?
15.	Какая вода, поступающая в котельный цех, называется сырой, питательной, подпиточной, котловой?
16.	Что называется общей жесткостью воды и как она измеряется?
17.	Что такое щелочность воды?
18.	Что понимают под солесодержанием пара?
19.	Каково назначение непрерывной и периодической продувки?
20.	Как используется непрерывная продувка?
21.	В чем заключается принцип ступенчатого испарения?
22.	Для чего производится фосфатирование котловой воды?
23.	Каково назначение сепарационных устройств?
24.	Какие сепарационные устройства применяют для промышленных парогенераторов?
25.	Изложите принцип работы сепарации с циклопами.
26.	Что такое промывка пара питательной водой?
27.	Что представляет собой безбарабанный контур парогенератора?
28.	Назовите основные причины нарушения циркуляции у парогенераторов с естественной циркуляцией.
29.	Назовите основные мероприятия, повышающие надежность естественной циркуляции.
30.	Как влияют наружные загрязнения конвективных поверхностей нагрева на процесс передачи теплоты п надежность работы металла труб?
31.	Как влияют внутренние загрязнения на надежность работы конвективных поверхностей изгрева?
32.	Какой из коэффициентов теплоотдачи целесообразно увеличивать: от продуктов сгорания к стенке или от стенки к воде?
33.	На каких уравнениях базируется расчет конвективных поверхностей нагрева?
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
КОНСТРУКЦИЯ ПАРОВЫХ, ВОДОГРЕЙНЫХ И ПАРОВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ
7-1. Развитие котельных агрегатов и современные направления их конструирования
Появление первых паровых котлов связано с простым цилиндрическим агрегатом, показанным на рис. 7-1, а. Он состоит из цилиндрического барабана с эллиптическими днищами. В верхней части барабана расположен цилиндрический сухопарник, предназначенный для отделения капелек воды от образовавшегося пара. Поверхность нагрева барабана с одной стороны омывается продуктами сгорания, а с другой — водой. Барабан устанавливается на опорах, связанных с металлическим каркасом. Часть поверхности нагрева барабана закрыта огнеупорным кирпичом для защиты от обогрева продуктами сгорания, так как в этой части находится насыщенный пар. Цилиндрические парогенераторы работали при давлении пара до 1 МПа и имели производительность 0,2—0,5 т/ч.
Необходимость повышения производительности паровых котлов вызвала появление новых конструкций. При этом развитие котлов шло по направлению увеличения поверхности нагрева, омываемой продуктами сгорания. Появились батарейные котлы (рис. 7-1,6), состоящие из нескольких .цилиндров меньшего диаметра, объединенные в секции. Мощность батарейных котлов по сравнению с цилиндрическими была несколько больше. Дальнейшим развитием цилиндрических котлов явились жаротрубные и газотрубные котлы, показанные на рис. 7-1, в, а. Эти котлы сохранили некоторое значение и до настоящего времени. В жаротрубных котлах с внутренней топкой происходит в начальной части жаровой трубы интенсивная теплоотдача излучением от факела и горящего слоя топлива. Жаротрубные котлы работали при давлении 1,3—1,5 МПа.
Газотрубные котлы имеют несколько большую мощность по сравнению с жаротрубными. Основным недостатком этих котлов являются тяжелые температурные условия работы входной трубной доски и огневых листов цилиндрического корпуса, обращенных в топку. Однако в бестолочном варианте при использовании газотрубного котла в качестве утилизатора теплоты различных технологических агрегатов этот недостаток отпадает. В связи с этим газотрубные котлы используются в настоящее время как котлы-утилизаторы.
Для стационарных установок дальнейшее развитие получили водотрубные котлы, в которых вода движется внутри труб, омываемых снаружи продуктами сгорания. Водотрубные паровые 7 Р. И. Эстеркин	193
Рис. 7-1. Развитие горизонтально-цилиндрических котлов: а — цилиндрический котел; б— батарейный; в — жаротрубный; г — газотрубный
Рис. 7-2. Водотрубные парогенераторы: а — секционный горизонтально-водотрубный парогенератор; б — четырехбарабанпый вертикально-водотрубный парогенератор
J — кипятильные трубы; 2 — секционная коробка; 3 — верхние барабаны; 4 — водоперепускные трубы, соединяющие верхние барабаны; 5 — водоперепускные трубы, соединяющие ннжние барабаны; 6 — нижние барабаны
котлы конструировались с почти горизонтальным и с крутонаклонным расположением труб. Первые получили название горизонтально-водотрубных, а вторые вертикально-водотрубных паровых котлов.
Схема горизонтально-водотрубного и вертикально-водотрубного котла показана на рис. 7-2. В обоих парогенераторах применены прямые трубы, что обусловлено необходимостью очистки
194
!’ис. 7 3. Развитие вертикальных водотрубных парогенераторов: а — многобарабанный; б — двухбарабаиный; п — одпобарабапный
/ — пароперегреватель; 2 — водяной экономайзер; 3 — воздухоподогреватель; 4 - экраны
их от накипи из-за несовершенства применявшихся систем во-доподготовки. Удаление накипи производилось периодически путем механической очистки внутренней поверхности труб.
С развитием техники химической подготовки воды необходимость в прямых кипятильных трубах отпала, и уже в 30-е годы начали применять паровые котлы с изогнутыми трубами. В это же время стали появляться пылеугольпые топки, которые существенно повлияли па развитие конструкций паровых котлов.
Позднее для защиты степ топочной камеры пылеугольных топок от шлакования начали применяться экранные поверхности нагрева. Это позволило заметно увеличить производительность парогенераторов. В связи с этим дальнейшее развитие получили вертикально-водотрубные котлы.
На рис. 7-3 показано последовательное развитие вертикально-водотрубных парогенераторов в СССР. Трехбарабанные вертикально-водотрубные парогенераторы выпускались в СССР в 1930—1935 гг. на давление 3—4 МПа производительностью от 40 до 180 т/ч.
Стремление снизить расход металла на единицу мощности парогенератора привело к сокращению числа барабанов (рис. 7-3,6 и в), развитию экранных и компактных экономайзерных поверхностей нагрева. К 1940 г. в основном сложилась принципиальная схема современного однобарабанного парогенератора с развитыми экранными и хвостовыми поверхностями нагрева при высоком подогреве воздуха (рис. 7-3, б). В последующие годы эта принципиальная схема парогенераторов с естественной циркуляцией совершенствовалась при создании мощных энергетических агрегатов. Горизонтально-водотрубные
7*
195
парогенераторы развития не получили и в настоящее время не выпускаются.
Промышленные парогенераторы начали развиваться значительно позднее. После Великой Отечественной войны бурный рост промышленности и централизованного теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей потребовал выпуска паровых котлов малой производительности. В 40-е годы ЦКТИ совместно с Бийским котельным заводом разработал вертикально-водотрубные парогенераторы малой производительности, которые в 1950 г. начали серийно выпускаться заводом под маркой ДКВ (двухбарабанный котел водотрубный). Впоследствии в процессе изготовления и эксплуатации эти парогенераторы подверглись некоторой модернизации и с 1958 г. выпускаются под маркой ДКВР (двухбарабанный котел водотрубный реконструированный).
В настоящее время промышленные парогенераторы приобретают все большее значение для выработки технологического пара и удовлетворения нужд теплоснабжения. Основными заводами, выпускающими парогенераторы для промышленных предприятий, являются Бийский котельный завод (БиКЗ) и Белгородский завод энергетического машиностроения (БЗЭМ).
При конструировании современных парогенераторов развиваются два типа компоновки: с горизонтальной и вертикальной ориентацией поверхностей нагрева.
Для парогенераторов, уже выпускаемых и еще намечаемых к выпуску, характерно полное экранирование топочных камер, наличие одного-двух барабанов, стремление к использованию труб небольшого диаметра, применение легких обмуровок, снижение массы агрегата, переход на газоплотные агрегаты и агрегаты, работающие под наддувом, увеличение степени заводской готовности к установке и полная транспортабельность парогенератора или его блоков, механизация трудоемких процессов и автоматизация управления работой агрегата, повышение эксплуатационной экономичности парогенераторов.
Для промышленных парогенераторов характерно также увеличение доли газа и мазута, сжигаемого в этих агрегатах. Так, например, в настоящее время около 80 % парогенераторов, выпускаемых БиКЗ (по паропроизводительности), составляют агрегаты с газомазутными топками.*
Выпускаемые в настоящее время газомазутные транспортабельные парогенераторы горизонтальной ориентации принято делить на три основных типа в зависимости от формы поперечного сечения.
На рис. 7-4, а показан парогенератор типа D, имеющий два барабана, расположенных один над другим. Барабаны соединены вертикальными или несколько наклоненными трубами конвективного пучка. Топка расположена сбоку от конвективного пучка. При боковом расположении конвективного пучка требуется только одна газоплотная перегородка — между топ-
196
Рис. 7-4. Формы поперечного сечения паровых котлов горизонтальной ориентации: а — котел типа D; б — типа А; в — типа О
кой и конвективным пучком. Вследствие этого уменьшается число обдувочных аппаратов для очистки наружной поверхности нагрева от загрязнений. Горелки располагаются на фронтовой стене топочной камеры. Недостатком компоновки типа D является отсутствие симметрии относительно продольной оси агрегата, т. е. смещение центра тяжести относительно нее.
На рис. 7-4, б показан парогенератор типа А, у которого верхний барабан расположен на продольной оси агрегата. Конвективные пучки соединяются с верхним барабаном и двумя коллекторами, связанными между собой трубами, образующими под топки. Этот тип парогенератора полностью симметричен относительно продольной оси. Основным недостатком парогенераторов типа А является необходимость устройства специальных приспособлений для обеспечения надежной циркуляции и наличие двух газоплотных перегородок между топкой и конвективными пучками, так как продукты сгорания направляются в газоходы, расположенные по обеим сторонам агрегата.
В парогенераторе типа О (рис. 7-4, в) вместо нижних коллекторов имеется один барабан. Преимущества и недостатки парогенераторов типов О и А примерно равноценны.
В настоящее время из рассмотренных трех вариантов авторами парогенераторов (ЦКТИ и БиКЗ) отдано предпочтение типу D. На базе этого типа разработана серия новых газомазут-пых парогенераторов, готовящихся к выпуску на БиКЗ.
Парогенераторы вертикальной ориентации, выпускаемые БЗЭМ, имеют П-образную компоновку поверхностей нагрева (по типу принципиальной схемы, показанной на рис. 7-3, б). Это парогенераторы производительностью от 25 до 75 т/ч, предназначенные для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива с камерными топками.
Для получения горячей воды, используемой в домовых системах отопления, применяются чугунно-секционные котлы шат-
197
Рис. 7-5, Схемы водогрейных цог.чов; а — чугунно-секционный; б — стальной башенный; в— стальной П-образпыб; г— стальной гори читальный П-об-р явный
1 — колосниковая решетка; 2 — чугунные секции; 3 дымовая труба; 4 — конвективная поверхность нагрева; 5—топочная камера: 6 —газомазугныы горелки
рового типа (рис. 7-5, а). Теплопроизводительность чугунно-секционных котлов не превышает 1,5 Гкал/ч (мощность 1,75 МВт). Имеется много конструкций котлов этого типа: «Универсал», МГ, «Энергия», НРч и т. д. Котлы предназначены для сжигания твердого топлива на колосниковых решетках с ручной загрузкой топлива. Однако в настоящее время значительное число котлов переоборудовано для сжигания природного газа.
Возрастающая с каждым годом потребность в теплоте для жилищно-коммунального сектора привела к появлению мощных стальных водогрейных котлов различной теплопроизводитель-ности, выпуск которых в основном сосредотачивается на Дорогобужском котельном заводе. Первые стальные мощные водогрейные котлы имели башенную компоновку (рис. 7-5,6). Однако па ранней стадии создания водогрейных котлов, не имевших аналогов ни в отечественной, ни в зарубежной практике, не были учтены особенности их работы, что снижало надежность п долговечность первых конструкций. Расположение конвективных поверхностей нагрева при башенной компоновке над топкой оказалось неудачным по сравнению с П-образной компоновкой, которая обеспечила большую надежность и долговечность агрегатов. П-образная компоновка показана на рис. 7-5, в.
Анализ работы водогрейных котлов первых конструкций, выполненный ЦКТИ и ВТИ, выявил основные конструктивные и режимные факторы, влияющие на надежность и долговечность стальных водогрейных котлов. На основании указанных материалов ЦКТИ разработана новая серия водогрейных котлов с широким диапазоном теплопроизводительности. В новой серии котлов применена горизонтальная ориентация и П-образная компоновка (рис. 7-5, г).
198
Все выпускавшиеся и выпускаемые в настоящее время стальные водогрейные котлы имеют полностью экранированную топку и развитые конвективные поверхности нагрева.
Основными особенностями работы водогрейных котлов являются: низкая температура теплоносителя, длительная стоянка в летнее время, работа при постоянном расходе сетевой воды и включение непосредственно в тепловую сеть, изменение температуры входящей и выходящей воды.
7-2. Паровые котлы производительностью до 1 т/ч
Для получения насыщенного пара в небольших количествах с давлением 0,9 МПа в настоящее время применяются два типа паровых котлов: вертикально-цилиндрические М3 К и вертикально-водотрубные, выпускаемые Таганрогским заводом «Красный котельщик». Оба типа парогенераторов разработаны в ЦКТИ имени И. И. Ползунова.
Вертикально-цилиндрические парогенераторы выпускаются двух типоразмеров: производительностью 0,4 и 1,0 т/ч при сжигании газа и мазута.
На рис. 7-6 показан вертикально-цилиндрический парогенератор МЗК, предназначенный для сжигания газа. Парогенератор состоит из двух вертикально расположенных концентрических обечаек 1 и 6. Межкольцевое пространство обечаек имеет две горизонтальные перегородки 5, в которые вварено три ряда вертикальных труб 3 с наружным диаметром 51 мм и длиной 850 мм. Топочная камера парогенератора имеет цилиндрическую форму и футерована огнеупорным кирпичом. С фронта парогенератора установлена газовая горелка 8 с закручивателем воздушного потока 9 и вентилятором 10. Продукты сгорания из топочной камеры поднимаются вверх и через окно 7 поступают в межкольцевое пространство, омывая трубы <3. Омывание труб продуктами сгорания поперечное. Удаление продуктов сгорания осуществляется через окно 4 и патрубок 2 дымососом И в дымовую трубу.
На рис. 7-7 показан вертикально-водотрубный парогенератор Е-1/9М, предназначенный для выработки насыщенного пара с производительностью 1 т/ч и давлением 0,9 МПа при сжигании жидкого топлива. Парогенераторы этого типа выпускаются также для сжигания газа и твердого топлива. Топочная камера парогенератора полностью экранирована. Особенностью парогенератора является отсутствие необогреваемых опускных труб. Даже коллектор потолочно-фронтового экрана расположен в топочной камере.
Конвективная поверхность нагрева парогенератора состоит из двух пучков, имеющих коридорное расположение труб. Продукты сгорания разворачиваются в горизонтальной плоскости при поперечном омывании ими труб конвективной поверхности нагрева. Верхний и нижний барабаны расположены перпенди-
199
Рис. 7-6. Вертикально-цилиндрический парогенератор МЗК
200
А~А
Рис. 7-7. Парогенератор Е-1/9М
/--боковой экран; 2, 5 — коллекторы боковых экранов; 3 — горелочное устройство; 4 — коллектор фронтового экрана; 6 — потолочный экран; 7 верхний барабан; 8 — конвективный пучок; 9 ~ нижний барабан; 10 — газовые перегородки
кулярно продольной оси парогенератора. Обмуровка парогенератора облегченная с металлической обшивкой.
Парогенератор оборудован одной ротационной форсункой, предназначенной для сжигания мазута марок 40 и 100, а кроме того, снабжен автоматическим регулятором уровня воды и автоматикой безопасности. Удаление продуктов сгорания осуществляется дымососом, поставляемым комплектно с парогенератором.
201
Парогенератор поставляется заводом-изготовителем в собранном виде, допускающем его транспортировку на двухосном прицепе. Температура продуктов сгорания за котлом составляет 320 °C при коэффициенте избытка воздуха 1,3 и работе парогенератора с номинальной нагрузкой.
7-3. Паровые котлы горизонтальной ориентации
Для водотрубных парогенераторов горизонтальной ориентации характерно то, что разворот их в серию осуществляется путем увеличения размеров агрегата по продольной оси и в ширину для сохранения высоты. К парогенераторам горизонтальной ориентации относятся вертикально-водотрубные парогенераторы типа ДКВ (выпускались до 1958 г.) и ДКВР (выпускаются с 1960 г.) Бийского котельного завода.
Парогенераторы типа ДКВР производительностью от 2,5 до 20 т/ч рассчитаны на абсолютное рабочее давление 1,37 МПа и предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара с температурой 250 °C (парогенераторы производительностью 2,5 т/ч выпускаются без пароперегревателя).
Все парогенераторы типа ДКВР имеют общую принципиальную конструктивную схему. Это парогенераторы с естсст-
Рис. / 8. Парогенератор ДКВР-10-13 с чешуйчатой ценной решеткой
202
венной циркуляцией, двумя продольно расположенными барабанами п коридорным размещением труб конвективной поверхности нагрева.
На рис. 7-8 показан парогенератор типа ДКВР производительностью 10 т/ч. Барабаны 2 всей серии парогенераторов унифицированы и имеют внутренний диаметр 1000 мм с толщиной стенки 13 мм при давлении 1,37 МПа. Барабаны парогенераторов на давление 2,35 МПа отличаются только толщиной стенки. Топочная камера парогенераторов от 2,5 до 6,5 т/ч имеет лишь боковые экраны 1, а парогенераторов 10 и 20 т/ч — также фронтовой и задний экраны.
Трубы экранной и конвективной поверхности нагрева имеют наружный диаметр 51 мм при толщине стенки 2,5 мм. В парогенераторах от 2,5 до 10 т/ч применен горизонтальный разворот продуктов сгорания при поперечном омывании труб конвективной поверхности нагрева.
Трубы боковых экранов верхними концами завальцованы в верхнем барабане, а нижние концы труб приварены к коллекторам 3. Вода в боковые коллекторы поступает из верхнего барабана по передним опускным трубам, расположенным в обмуровке, а из нижнего барабана по перепускным трубам. Такая схема питания труб боковых экранов обеспечивает надежную циркуляцию, а передние опускные трубы являются дополнительной опорой для удлиненного верхнего барабана.
Парогенератор производительностью 20 т/ч показан на рис. 7-9. Верхний барабан парогенератора укорочен, топочная камера полностью экранирована. Продукты сгорания из топки поступают в камеру догорания, в конце которой расположен вертикальный пароперегреватель. Парогенератор имеет развитую конвективную поверхность нагрева, которая омывается продуктами сгорания в один ход (отсутствует горизонтальный разворот продуктов сгорания, как у остальных парогенераторов серии).
Циркуляционная схема парогенератора ДКВР-20-13 показана на рис. 7-10. Из схемы ясно, что парогенератор имеет несколько самостоятельных циркуляционных контуров. В первой (по ходу продуктов сгорания) половине труб конвективной поверхности содержатся подъемные трубы, а во второй опускные. Каждый боковой экран разделен на две части. Нижние коллекторы задней части боковых экранов получают воду из нижнего барабана по опускным трубам. Подъемные трубы задней части боковых экранов через промежуточный верхний коллектор соединены с верхним барабаном, который является чистовым отсеком первой ступени испарения.
Нижние коллекторы боковых передних экранов питаются из выносных циклонов. Подъемные трубы боковых передних экранов через промежуточный коллектор соединены с выносными циклонами, из которых пар направляется в верхний барабан парогенератора.
203
204
Рис. 7-10. Циркуляционная схема парогенератора ДКВР-20-13
/ — фронтовой экран; 2 — непрерывная продувка; 3 — выносной циклон; 4 — подвод в циклон пароводяной смеси; 5—камера второй ступени испарения; 6 — камера заднего экрана; 7 —камера бокового экрана; 8 — отвод пара из циклона в барабан; 9 — верхний барабан; 10— ввод питательной воды; //—опускные трубы конвективной поверхности нагрева; /2—отвод пара в барабан; 13 - перепуски..я; трубы циклона; 14 — опускные трубы циклона; 15— перепускные трубы; 16 — нижний барабан; /7 — подпиточные трубы заднего экрана; 18 — подпиточные трубы бокового экрана; 19 — задний экран; 20 — подпиточные трубы циклона; 2/--подпиточные трубы фронтового экрана
Выносные циклоны и соединенные с ними передние экраны являются грязевым отсеком (второй ступенью) ступенчатого испарения. Нижний коллектор фронтового экрана питается из верхнего барабана. Подъемные трубы фронтового экрана через верхний коллектор соединены с верхним барабаном. Нижний коллектор заднего экрана питается из нижнего барабана. Подъемные трубы через верхний коллектор заднего экрана соединены с верхним барабаном.
Парогенераторы серии ДКВР хорошо компонуются со слоевыми топочными устройствами и первоначально были разработаны для сжигания твердого топлива. Позднее ряд парогенераторов перевели на сжигание жидкого и газообразного топлива. При работе на жидком и газообразном топливе производительность парогенераторов может быть выше номинальной на 30—50 %. При этом нижняя часть верхнего барабана, расположенная над топочной камерой, должна быть защищена огнеупорным кирпичом или торкретом.
В ЦКТИ была обследована работа большого числа промышленных котельных, в которых эксплуатировались парогенераторы серии ДКВР. В результате обследования было установлено, что 85 % парогенераторов используют газ и мазут. Кроме того, были выявлены недостатки в работе парогенераторов: большие присосы воздуха в конвективную часть поверхности нагрева и водяной экономайзер, недостаточная степень заводской готовности, более низкие эксплуатационные КПД по сравнению с расчетными.
Основные конструктивные характеристики парогенераторов серии ДКВР приведены в табл. 7-1.
205
Таблица 7-1
Конструктивные характеристики парогенераторов ДКВР, вырабатывающих насыщенный пар с давлением 1,37 МПа
Характеристика	Паропроизводительность, т/с				
	2,5	4	6,5	10	20
Площадь поверхности нагрева экранов, м2	16,7	21	27	37	59,7
Площадь поверхности нагрева конвективных пучков, м2	58	99	171	227	301
Водяной объем парогенератора, м3	3,92	5,28	7,38	9,04	10,5
Паровой объем парогенератора, м3 Диаметр экранных н кипятильных труб, мм	1,5	1,98	2,43 51X2,5	2,56	1,8
Общее число труб конвективных пучков Внешние размеры парогенераторов, мм:	220	340	528	616	872
ширина в тяжелой об-муровке	3200	3200	3830	3830	—
ширина в облегченной обмуровке	2430	2430	3100	—	3 160
длина в тяжелой обмуровке	4120	5410	6526	6860	—
длина в облегченной об-муровке	3645	5020	6370	—	10 665
высота до штуцера на верхнем барабане	4343	4343	4343	6315	6 330
При разработке новой конструкции газомазутных парогенераторов серии ДЕ особое внимание было обращено на увеличение степени заводской готовности парогенераторов в условиях крупносерийного производства, снижение металлоемкости конструкции, приближение эксплуатационных показателей к расчетным.
Во всех типоразмерах серии от 4 до 25 т/ч диаметр верхнего и нижнего барабанов парогенераторов 1000 мм. Все парогенераторы серии выполнены по типу D (рис. 7-4, а). Толщина стенок обоих барабанов при давлении 1,37 МПа равна 13 мм. Длина цилиндрической части барабанов в зависимости от производительности изменяется от 2240 мм (парогенератор производительностью 4 т/ч) до 7500 мм (парогенератор производительностью 25 т/ч). В каждом барабане в переднем и заднем днмце установлены лазовые затворы, что обеспечивает доступ в барабаны при ремонте.
Ширина топочной камеры всех парогенераторов серии по осям экранных труб одинакова и составляет 1830 мм. Глубина топочной камеры парогенераторов серии изменяется от 1980 до
206
7200 мм. Средняя высота топочной камеры всех парогенераторов одинаковая и составляет 2600 мм. Топочная камера от конвективной поверхности нагрева отделена газоплотной перегородкой. Трубы перегородки экранов топочной камеры имеют наружный диаметр 51 мм при толщине стенки 4 мм. К трубам приварены проставки толщиной 6 мм, что обеспечивает необходимую плотность топки и конвективного газохода.
На рис. 7-11 показан парогенератор ДЕ-10-14ГМ (заводская маркировка) производительностью 10 т/ч. Продукты сгорания из топочной камеры через окно, расположенное с левой стороны, направляются в конвективную поверхность нагрева. Конвективная поверхность нагрева образована трубами, соединяющими верхний и нижний барабаны, и разделена продольной перегородкой на две части. Продукты сгорания в конвективном газоходе сначала направляются от задней стены парогенератора к фронтовой, а затем, повернув на 180°, идут в обратном направлении. Отвод продуктов сгорания производится со стороны задней стенки через окно размером 380X1557 мм. К этому окну присоединяется газоход, направляющий продукты сгорания в водяной экономайзер.
В верхней части фронтовой стены установлено два предохранительных взрывных клапана: один — топочной камеры, другой— конвективного газохода.
На рис. 7-12 показан парогенератор ДЕ-16-14ГМ производительностью 16 т/ч. В отличие от парогенератора ДЕ-10-14ГМ он имеет конвективный газоход без продольной перегородки, и продукты сгорания в один ход омывают поверхность нагрева, двигаясь от задней стены к фронтовой. Возврат продуктов сгорания к задней стене парогенератора производится по газоходу, расположенному над топочной камерой, с выводом продуктов сгорания вверх. Это способствует удобному размещению водяного экономайзера.
В парогенераторах производительностью 4 п 6,5 т/ч для доступа в топку имеются специальные лазы, а в парогенераторах от 10 до 25 т/ч проникнуть в топку можно только через отверстия для газомазутных горелок. Под топки парогенераторов серии покрыт огнеупорным кирпичом.
Во всех парогенераторах серии предусмотрено двухступенчатое испарение. Во вторую ступень испарения выделена часть труб конвективного пучка. Общим опускным звеном всех контуров первой ступени испарения являются последние (по ходу продуктов сгорания) трубы конвективного пучка. Опускные трубы второй ступени испарения вынесены за пределы газохода.
На парогенераторах производительностью 16 и 25 т/ч устанавливается горелка с предварительной газификацией топлива ГМП. Для парогенераторов производительностью 6,5 и 10 т/ч предусмотрена установка горелок, использующих фронтовые устройства от ГМП.
207
Рис. 7-11. Парогенератор ДЕ-10-14ГМ
/—взрывной предохранительный клапан; 2 — короб предохранительного взрывного клапана; 3 — трубка манометра; 4 — верхний барабан; 5 — к> главная паровая задвижка; « — площадка обслуживания; 7 —обмуровка огнеупорная; 8 — газомазутная горелка; 9 — обдувочный аппарат; §	10 — короб отвода продуктов сгорания

_ о
Пид а
Рис. /-12, Парогенератор
А-А
ДЕ-16-14 ГМ
Таблица 7-1
Основные конструктивные характеристики парогенераторов
серии ДЕ, вырабатывающих насыщенный пар давлением 1,37 МПа
Характеристика	Производительность, т ч				
	4	6,5	10	16	25
Объем топочной камеры, м®	8,01	11,2	17,14	22,5	29,0
Лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2	21,81	27,93	38,96	48,13	60,46
Полная поверхность стен топки, м2 Диаметр труб3конвективной поверхности нагрева, мм Расположение труб конвективной поверхности нагрева	23,8	29,97 Коридс	41,47 51Х эриое	51,84 ’,5	64,22 Шахматное (1-й пучок), . коридорное (2-й)
Площадь сечения для прохода продуктов сгорания, м2	0,338	0,348	0,41	0,713	1,245 (1-й пучок), 0,851 (2-й)
Расчетная конвективная поверхность нагрева, м2	48,51	68,04	117,69	156	212,4
Поверхность нагрева чугунного экономайзера ВТИ, м2	94,4	141,6	236	330,4	808,2
Парогенератор производительностью 25 т/ч имеет пароперегреватель, обеспечивающий небольшой перегрев пара, до 225 °C.
Основные конструктивные характеристики парогенераторов серии ДЕ производительностью от 4 до 25 т/ч приведены в табл. 7-2, а основные расчетные характеристики — в табл. 7-3.
Для сжигания твердого топлива БиДЗ выпускает в настоящее время на базе парогенераторов ДК.ВР модернизированные агрегаты типа КЕ, которые оборудуются топками для слоевого сжигания твердого топлива типа ТЛЗ.
7-4. Паровые котлы вертикальной ориентации
Белгородским заводом энергетического машиностроения (БЗЭМ) выпускается большое число модификаций парогенераторов вертикальной ориентации для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива в камерных топках. Это парогенераторы производительностью от 20 до 75 т/ч с давлением пара от 1,37 до 3,92 МПа и перегревом пара до 250 до 440 °C.
На рис. 7-13 показан парогенератор Т-50-40/14, являющийся представителем унифицированной серии пылеугольных агрегатов производительностью 50 т/ч. Парогенераторы серии унифицированы по барабану, топочным камерам, воздухоподогрева-
212
213
Таблица 7-2
Основные конструктивные характеристики парогенераторов
серии ДЕ, вырабатывающих насыщенный пар давлением 1,37 МПа
Характеристика	Производительность, т ч				
	4	6,5	10	16	25
Объем топочной камеры, м®	8,01	11,2	17,14	22,5	29,0
Лучевоспринимающая поверхность нагрева, м2	21,81	27,93	38,96	48,13	60,46
Полная поверхность стен топки, м2 Диаметр труб^’конвективной поверхности нагрева, мм Расположение труб конвективной поверхности нагрева	23,8	29,97 Коридс	41,47 51Х >риое	51,84 2,5	64,22 Шахматное (1-й пучок), . коридорное (2-й)
Площадь сечения для прохода продуктов сгорания, м2	0,338	0,348	0,41	0,713	1,245 (1-й пучок), 0,851 (2-й)
Расчетная конвективная поверхность нагрева, м2	48,51	68,04	117,69	156	212,4
Поверхность нагрева чугунного экономайзера ВТИ, м2	94,4	141,6	236	330,4	808,2
Парогенератор производительностью 25 т/ч имеет пароперегреватель, обеспечивающий небольшой перегрев пара, до 225 °C.
Основные конструктивные характеристики парогенераторов серии ДЕ производительностью от 4 до 25 т/ч приведены в табл. 7-2, а основные расчетные характеристики — в табл. 7-3.
Для сжигания твердого топлива БиКЗ выпускает в настоящее время на базе парогенераторов ДКВР модернизированные агрегаты типа КЕ, которые оборудуются топками для слоевого сжигания твердого топлива типа ТЛЗ.
7-4. Паровые котлы вертикальной ориентации
Белгородским заводом энергетического машиностроения (БЗЭМ) выпускается большое число модификаций парогенераторов вертикальной ориентации для сжигания твердого, жидкого и газообразного топлива в камерных топках. Это парогенераторы производительностью от 20 до 75 т/ч с давлением пара от 1,37 до 3,92 МПа и перегревом пара до 250 до 440 °C.
На рис. 7-13 показан парогенератор Т-50-40/14, являющийся представителем унифицированной серии пылеугольных агрегатов производительностью 50 т/ч. Парогенераторы серии унифицированы по барабану, топочным камерам, воздухоподогрева-212
Основные расчетные характеристики парогенераторов серии ДЕ при сжигании мазута и газа
213
телю. Парогенератор предназначен для получения насыщенного пара давлением 1,37 МПа или перегретого пара такого же давления с температурой 250 °C. Парогенераторы этой серии изготовляются из отдельных транспортабельных блоков, которые собираются при монтаже. В парогенераторах в зависимости от заказа могут сжигаться каменные (К-50-40/14) и бурые (Б-50-40/14) угли или фрезерный торф (Т-50-40/14). В зависимости
Рис. 7-13. Парогенератор Т-50-40/14
/ — фестон; 2 — пароперегреватель; 3 - трубы конвективной поверхности нагрева; 4 — дополнительный барабан; 5 —стальной водяной экономайзер; 6,—трубчатый воздухо-подогреватсль; 7 — чугунный водяной экономайзер
214
Рис. 7-14. Циркуляционная схема парогенератора Т-50-14
/ — нижние и верхние коллекторы фронтового экрана, включенного в первую ступень испарения; 2 -нижние и верхние коллекторы передней части боковых экранов, включенных во вторую ступень испарения; 3 — главный барабан парогенератора; 4 — нижние и верхние коллекторы средней части боковых экранов, включенных в третью ступень испарения: 5- нижние и верхние коллекторы заднего экрана, включенного в первую счупепь испзрсчтя: 6 — нижние я верхние коллекторы задней части боковых экранов, включенных в первую ступень испарения; 7 выносные циклоны (третья ступень испарения): 8~ выходная камера пароперегревателя; Р — дополнительный барабан конвективного пучка; 10- конвективный пучок; // — верхняя часть водяного э' июмай-зера; 12— нижняя часть водяного экономайзера
от вида топлива парогене-раторы оборудуются различными системами ’ пылеприготовления и горелками.
Парогенераторы, поставляемые на давление 1,37 МПа, мо
гут быть переведены на давление 3,92 МПа при замене барабана с конвективным пучком и чугунного экономайзера. Кроме того, завод выпускает парогенераторы этой же серии К-50-40-1, предназначенные для получения перегретого пара давлением 3,92 МПа и температурой 440 °C.
Парогенераторы имеют вертикальную ориентацию и П-об-разную компоновку поверхностей нагрева. Топочная камера полностью экранирована. Непосредственно за фестоном расположен небольшой пароперегреватель с поверхностью нагрева 50 м2. Конвективная поверхность нагрева составляет 180 м2 и расположена в поворотной камере. Основные технические характеристики парогенераторов приведены в табл. 7-4.
Циркуляционная схема парогенератора показана па рис. 7-14. Питательная вода поступает в нижнюю часть водяного экономайзера, затем в его верхнюю часть и в барабан конвективного пучка. Конвективный пучок выполнен из наклонных труб, соединенных с предвключенным барабаном, и представляет собой самостоятельный циркуляционный контур. Из пред-включенного барабана пароводяная эмульсия поступает в основной барабан. Основной барабан объединяет восемь самостоятельных циркуляционных контуров. Каждый экран, расположенный на боковой стене топки, состоит из трех контуров (два боковых экрана — всего шесть циркуляционных контуров), задний и фронтовой экраны выведены в самостоятельные контуры.
На рис. 7-15 показан парогенератор типа ГМ-50-14, предназначенный для сжигания природного газа и мазута. Произво-
215
Таблица 7-4
Основные характеристики парогенераторов БЗЭМ производительностью 50 т/ч, предназначенных для сжигания твердого топлива
Характеристика
Давление за главной паровой задвижкой, МПа
Температура пара, °C
Температура питательной воды, °C Температура уходящих газов, °C Расчетный КПД (брутто), % Объем топочной камеры, м3 Площадь поверхности нагрева, м2: лучевоспринимающая топки котельного пучка фестона пароперегревателя водяного экономайзера воздухоподогревателя
Тип парогенератора
К-50-40-1
К-50-40 14
дительность парогенератора 50 т/ч при давлении пара 1,37 МПа. Парогенератор двухбарабанный, поставляется БЗЭМ блоками, имеет вертикальную ориентацию и П-образную компоновку поверхностей нагрева. Топочная камера полностью экранирована. При этом двускатный под образован трубами заднего и фронтового экранов. В верхней части топки трубы заднего экрана образуют фестон, состоящий из трех рядов.
Верхний и нижний барабаны соединены трубами, образующими конвективную часть поверхности нагрева парогенератора. Газомазутные горелки установлены на боковых стенах топки по две с каждой стороны. Перегрев пара осуществляется в горизонтальном пароперегревателе, расположенном после конвективного пучка. После пароперегревателя установлен воздухоподогреватель и в подъемной шахте — водяной экономайзер.
Экранные поверхности нагрева парогенератора разделены на восемь самостоятельных циркуляционных контуров. Циркуляционный контур конвективной поверхности нагрева состоит из опускных обогреваемых труб, расположенных в середине пучка и опускных труб, вынесенных из обогрева продуктами сгорания и расположенных с торцевой стороны барабанов.
Парогенераторы других модификаций и производительности, выпускаемые БЗЭМ для сжигания природного газа и мазута, принципиально мало отличаются от описанного парогене-
216
Рис. 7-15. Парогенератор ГМ-50-14
/ — газомазутная горелка; 2 — трубы экранов; 3 — дробеочистка; 4—трубы конвективной поверхности нагрева; 5 — чугунный водяной экономайзеру 6 — трубчатый воздухоподогреватель
ратора. Это агрегаты вертикально-водотрубные, одно- и двухбарабанные с естественной циркуляцией и П-образной компоновкой поверхностей нагрева. Парогенераторы БЗЭМ надежны в эксплуатации и удобны при производстве различных ремонтных работ. В то же время они полностью не отвечают современным требованиям, поскольку поставляются довольно мелкими блоками, что увеличивает сроки их монтажа (продол-
217
Рис. 7-16. Парогенератор новой серии, разработанный ЦКТИ и БЗЭМ, производительностью 50 т/ч, давлением 1,4 МПа 1 — камера двухступенчатого сжига-нпя; 2 — барабан; 3 — газоход к воздухоподогревателю; 4 — испарительные ширмы; 5 — пароперегреватель
жительность монтажа до-ходит до 18 мес.); имеют недостаточную плотность газоходов (присосы воздуха в газоходы составляют 0,35—0,4); отличаются большим расходом металла на единицу паро-производительности (до 3,5 т/т) и недостаточным уровнем автоматизации.
В связи с указанными недостатками выпускаемых парогенераторов для сжигания природного газа и мазута ЦКТИ совместно с БЗЭМ разработана новая серия парогенераторов производительностью от 35 до 75 т/ч с давлением 1,37 и 3,92 МПа в газоплотном исполнении. На рис. 7-16
показан один из парогенераторов новой серии производительностью 50 т/ч, вырабатывающий пар с давлением 1,4 МПа при температуре 250 °C.
При разработке серии парогенераторов учитывались следующие требования: необходимость повышения эксплуатационных КПД, повышения блочности и степени заводской готовности, снижения массы и габаритов агрегатов. При
разработке топочных устройств парогенераторов учитывались следующие требования: снижение максимальных тепловых потоков до значений, обеспечивающих надежную работу экран
ных поверхностей нагрева; снижение концентраций вредных
218
веществ в уходящих газах; обеспечение высокоэффективного сжигания топлива; удобство автоматизации; простота и технологичность конструкции.
Парогенераторы серии — однобарабапиые с естественной циркуляцией, предназначены для работы под наддувом. Продукты сгорания омывают поверхности нагрева за четыре хода с разворотом в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Парогенераторы производительностью 35 т/ч состоят из пяти, а производительностью 50 т/ч — из семи транспортабельных блоков. Масса блока не превышает 30 т.
Развитие серии по производительности осуществляется за счет ширины котельной ячейки. Так, например, в парогенераторах производительностью 50 и 75 т/ч топочная камера разделена на два отдельно транспортируемых блока. Для всех парогенераторов серии отметка барабана одинакова и составляет 13 500 мм. Парогенераторы на давление 3,92 МПа отличаются толщиной стенки барабана, которая равна 36 мм против 20 мм для парогенераторов низкого давления. Кроме того, парогенераторы с давлением 3,92 МПа имеют во втором опускном газоходе две ступени пароперегревателя вместо испарительных ширм, установленных в парогенераторах низкого давления.
Топочные камеры, воздухоподогреватели, ограждающие поверхности и т. д. для парогенераторов одинаковой производительности независимо от давления остаются неизменными. Экраны топочной камеры парогенераторов выполнены из мембранных панелей, сваренных из труб диаметром 57x5 мм. Для парогенераторов серии применено топочное устройство с предтоп-ком для предварительной газификации.
Удельная нагрузка топочного объема парогенераторов серии составляет 500—680 кВт/м2. Расчетная температура продуктов сгорания на выходе из топки у парогенераторов с давлением 3,92 МПа составляет 1180—1250 °C, а у парогенераторов низкого давления 1130—1250 °C.
В парогенераторах низкого давления в опускном газоходе установлены испарительные ширмы и однопетлевой пароперегреватель. Ширмы выполнены из труб диаметром 38X3 мм с шагом в поперечном направлении S] = 150 мм и включены в контур естественной циркуляции.
В подъемном газоходе размещен стальной водяной экономайзер, состоящий из трех пакетов. Змеевики экономайзера выполнены из труб диаметром 28X3 мм и расположены в коридорном порядке. Продукты сгорания из водяного экономайзера направляются в трубчатый воздухоподогреватель (на рис. 7-16 не показан), расположенный в опускном газоходе. Воздухоподогреватель парогенераторов серий выполнен из труб диаметром 40X1.6 мм, расположенных в шахматном порядке. Воздухоподогреватель состоит из двух кубов и омывается воздухом в два хоьа.
219
Рис. 7-17. Парогенератор Е-320-140 ГМ (БКЗ 320-140 ГМ-7)
1 — газомазутные горелки; 2 — аэродинамический выступ; 3 — ширмовый пароперегреватель; “/ — барабан; 5 — дробеочистка; 6 — пароперегреватель (3-я и 4-я ступени); 7 — кипящий водяной экономайзер; 8 — газоход к регенеративному воздухоподогревателю
Парогенераторы серии имеют двухступенчатое испарение, что обеспечивает получение пара удовлетворительного качества при небольшой продувке.
На рис. 7-17 показан энергетический парогенератор Е-320-140ГМ (заводское обозначение БКЗ 320-140 ГМ-7), выпускаемый ПО «Сибэнергомаш». Котлоагрегат предназначен для сжигания газа и мазута. Паропроизводительность котла 320 т/ч, давление пара па выходе из пароперегревателя 14 МПа, температура перегретого пара 560 °C.
Котел вертикально-водотрубный, одпобарабанный, с естественной циркуляцией, П-образной компоновки. Топочная камера призматическая, в плане имеет вид прямоугольника с размерами по осям труб 5,44X12,1 м- Стены топочной камеры полностью экранированы трубами наружным диаметром 60 мм с шагом 64 мм. Под топки образован трубами фронтового и заднего экранов и имеет наклон 15° к горизонтали. Для лучшего
220
перемешивания продуктов сгорания в верхней части топки имеется выступ, образованный трубами заднего экрана. На фронтовой стене установлено в два яруса шесть газомазутных горелок.
Экраны топочной камеры разделены на 16 самостоятельных циркуляционных контуров. Схема испарения — двухступенчатая, с промывкой пара питательной водой. Первая ступень испарения (чистовой отсек) включена непосредственно в барабан котла и представляет собой сочетание циклонов и паропромывочных устройств. Вторая ступень испарения (солевой отсек) организована в контурах циркуляции, включенных на выносные циклоны.
Пароперегреватель радиационно-конвективный. Радиационная часть выполнена в виде ширмовых поверхностей нагрева, расположенных в верхней части топки. Конвективная часть выполнена из змеевиков, расположенных в горизонтальном и опускном газоходах. Наружный диаметр труб пароперегревателя 32 мм. Регулирование температуры перегретого пара осуществляется впрыском собственного конденсата, получаемого в специальной установке, расположенной в пределах котлоагрегата.
В опускном газоходе установлен кипящий водяной экономайзер, выполненный из стальных труб наружным диаметром 32 мм. Температура питательной воды на входе в водяной экономайзер 230 °C.
Подогрев воздуха, необходимого для горения, производится в регенеративном воздухоподогревателе (на рис. 7-17 не показан), вынесенном за пределы котла. Очистка поверхностей нагрева котла, расположенных в опускном газоходе, производится дробью, подаваемой дробеочистительной установкой. Очистка воздухоподогревателя от загрязнений осуществляется паром, подаваемым обдувочными аппаратами.
Обмуровка котла представляет собой натрубную изоляцию из вулканитовых плит или из асбоперлитовой напыляемой массы. Огнеупорные материалы применены только на стенах конвективного газохода (шамотная натрубная кладка), в амбразурах и в местах установки гарнитуры. Поставка котлоагрегата заводом осуществляется транспортабельными блоками.
Гарантийный КПД (брутто) котлоагрегата при сжигании газа 92,5%, при сжигании мазута 91,5%. Температура уходящих газов при сжигании природного газа 118 °C, а при сжигании мазута 152 °C.
7-5. Теплофикационные водогрейные котлы
Для теплоснабжения промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора в настоящее время одновременно с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии на ТЭЦ широко распространены водогрейные котлы. Для покрытия тепловых нагрузок в СССР использовались котлы типов ТВГ-4Р, ТВГ-8М, ПТВМ-ЗОМ, ПТВМ-50-1, ПТВМ-100 и
221
13500
10
-J
..-4
Рис. 7-18. Водогрейный котел ПТВМ-50
/ — каркас; 2 — дымовая труба, 3- обшивка; 4 — крепление конвективного пакета; 5 — обмуровка; (( — конвективные пакеты; 7 — задний экран; 8 — боковые экраны; Р — газомазутные горелки; 10 — дутьевые вентиляторы; 11— вход сетевой воды; 12 - - выход сетевой
В'»ды
^5
^-1
коп-
не имеющие в зарубежной
ПТВМ-180 мощностью соответственно 5; 9,6; 40,6; 58; 116 и 209 МВт. При разработке водогрейных котлов в СССР были созданы теоретические основы и оригинальные струкцип, аналогов технике.
Основной особенностью водогрейных котлов является работа их при постоянном расходе сетевой воды и включении непосредственно в тепловую сеть. Нагрузка котлов регулируется менением входящей
воды путем форсировки топки, оправдано только в слу-с ними дешевле и не ме-связи с этим современные
из-температуры и выходящей изменения
Применение водогрейных котлов чаях, когда сами котлы и котельные нее надежны, чем парогенераторы. В конструкции водогрейных котлов разработаны с учетом максимальной простоты их изготовления, ремонта и эксплуатации.
. Надежность и экономичность водогрейных котлов главным образом зависит от конвективных поверхностей нагрева, подвергающихся наибольшему загрязнению и коррозии, особенно при сжигании топлив с высоким содержанием серы.
Водогрейные котлы большую часть отопительного сезона эксплуатируются с низкими нагрузками при низких температурах обогреваемой среды. Кроме того, водогрейные котлы останавливаются на длительный срок в летнее время. Эти особенности работы котлов способствуют наружной и внутренней коррозии поверхностей нагрева. У водогрейных котлов наблюдаются следующие виды коррозии наружных поверхностей нагрева: низкотемпературная сернокислотная, местная под неудаляющимися
222
эоловыми отложениями, низкотемпературная кислородная, стояночная.
На рис. 7-18 показан один из водогрейных котлов, изготовлявшийся с 1961 г., мощностью 58 МВт. В отопительных котельных этот котел используется как основной источник для покрытия тепловых нагрузок. Котел предназначен для нагрева сетевой воды от 70 до 150 °C.
Топочная камера котла полностью экранирована. Конвективная поверхность нагрева котла расположена непосредственно над топочной камерой. Стальная дымовая труба диаметром 2,5 м и высотой 53 м расположена над конвективной поверхностью нагрева и должна обеспечивать работу котла на естественной тяге. Такая компоновка получила название башенной.
Объем топочной камеры котла составляет 109 м3. Лучевос-принимающая поверхность нагрева экранов имеет площадь 116 м2 и выполнена из труб диаметром 60x3 мм с шагом 64 мм. Котел предназначен для сжигания газа и мазута. Для этого на боковых стенах толки предусмотрена установка 12 газомазутных горелок с индивидуальными дутьевыми вентиляторами у каждой горелки. Изменение мощности котла достигается изменением числа работающих горелок при постоянном расходе сетевой воды и переменном температурном перепаде. Змеевики конвективной поверхности нагрева выполнены из труб диаметром 28x3 мм. Поверхность нагрева змеевиков составляет 1170 м3. Трубная система котла подвешена за верхние коллекторы к каркасной раме и расширяется вниз. Обмуровка котла выполнена облегченной с креплением непосредственно к экранным трубам. Поставка котла к месту монтажа осуществляется крупными блоками, собираемыми на заводе-изготовителе.
Эксплуатация котлов, имеющих башенную компоновку поверхностей нагрева, при установке большого числа горелок и обследование работы таких котлов, выполненное ЦКТИ, выявили ряд недостатков, присущих этим агрегатам. Конвективная поверхность нагрева водогрейных башенных котлов вследствие коррозии при работе на мазуте и газе выходит из строя через 3—4 года. Регулирование форсировки топки изменением числа работающих горелок прн нагрузках около 70 % номинальной приводит к затягиванию мазутного факела в конвективную поверхность нагрева, вызывая химическую неполноту горения и отложения сажи па поверхности нагрева. При автоматическом регулировании отключение горелок и включение их в работу сопровождается хлопками в работе топки.
Обследования пиковых водогрейных котлов, установленных на ТЭЦ, показали, что число часов работы колеблется в широких пределах и доходит до 5100 ч в год. Температура воды на входе в котел очень редко достигала 104 °C и колебалась в пределах 57—100 °C. Температура воды при выходе редко достигала 150 °C. Среднемесячная нагрузка водогрейных кот-
223
лов, работающих как в пиковом, так и в основном режиме, не имела пика в холодные месяцы.
В связи с указанными недостатками ЦКТИ совместно с Дорогобужским котельным заводом разработал новую серию теплофикационных котлов мощностью от 4,6 до 209 МВт тина КВ. Эти котлы предназначены для сжигания газа, мазута и твердого топлива. В котлах новой серии достигнута высокая унификация и увеличена степень заводской готовности агрегатов.
Новая серия водогрейных котлов мощностью от 4,6 до 116 МВт с целью унификации разбита на 4 группы. К первой группе относятся водогрейные котлы мощностью 4,6 и 7,5 МВт. Котлы предназначены для сжигания газа, мазута и твердого топлива. Трубная система котлов поставляется единым блоком. Во вторую группу входят котлы мощностью 11,6; 23,2 и 35 МВт, предназначенные для работы на газе, мазуте и твердом топливе. Котлы предназначены для использования в качестве основного источника теплоснабжения. Они поставляются двумя законченными блоками. В третью группу унифицированных котлов входят котлы мощностью 58 и 116 МВт, предназначенные для работы на газе и мазуте. Четвертую группу составляют котлы этой же мощности, но предназначенные для сжигания твердого топлива. Водогрейные котлы мощностью 58 и 116 МВт могут использоваться в качестве основных источников теплоснабжения и пиковых для установки на ТЭЦ.
Водогрейные котлы всех групп имеют П-образную компоновку и полностью экранированную топочную камеру. Экранные поверхности нагрева выполнены из труб диаметром 60x3 мм. Обмуровка всех котлов облегченная натрубная толщиной около 110 мм. Все водогрейные котлы, предназначенные для сжигания газа и мазута мощностью до 116 МВт, имеют ротационные газомазутные горелки типа РГМГ. Котлы, предназначенные для сжигания твердого топлива мощностью до 35 МВт, оборудуются слоевыми топками с пневмомеханическими забрасывателями и цепными решетками.
В качестве расчетных топлив для газомазутных котлов принят мазут с теплотой сгорания QHp = 38 808 кДж/кг и природный газ Ставропольского месторождения (QHc = 36 204 кДж/м3). Слоевые котлы рассчитывались на минусинском каменном угле марки Д (QHp = 22 596 кДж/кг) и буром угле Ирша-Бородин-ского месторождения (QHp=15 708 кДж/кг).
На рис. 7-19 показан газомазутный котел типа KB-ГМ мощностью 4,6 или 7,5 МВт. Котлы этого типа имеют единый профиль и отличаются только глубиной топочной камеры и конвективной шахты. В табл. 7-5 приведены основные технические данные этих котлов, предназначенных для сжигания газа, мазута и твердого топлива.
Топочная камера котлов ГМ состоит из фронтового, двух боковых и заднего экранов. Шаг между трубами фронтового 224
5
5,8Ю
Б
Tp.<z>83*3,5
7<tO
0,00
Tp.®?8*3
-5,544
Умдящш газы I
Рис. 7-19. Продольный разрез водогрейного кот,ла КВ-ГМ-4 или КВ-ГМ-6,5
1 — горелка; 2 — фронтовой экран; 3 — взрывной пре* дохраннтсльнмй клапан; 4 — боковой экран: 5 — дробевая оч'истка; 6 •— конвективная поверхность на-грева; 7 — задний экран
-f,S44
и заднего экранов 85 мм, а боковых 64 мм. Трубы фронтового экрана в средней части разведаны для установки предохранительного взрывного клапана и горелки РГМ.Г. Трубы боковых экранов имеют Г-образную форму (рис. 7-20), что значительно уменьшает число типоразмеров труб и удешевляет их производство е заводских условиях.
В топючной камере котлов типа KB-ТС, предназначенных для сжигания твердого топлива, фронтового экрана нет, а задний имеет такую же конфигурацию, как у котлов KB-ГМ. Боковые экраны котлов со слоевыми топками выполнены наполовину из прямых, наполовину из Г-образных труб, таких же, как у котлов КВ-ГМ.
Конвективная поверхность нагрева котлов, предназначенных для сжигания газа, мазута и твердого топлива, представляет
8 Р. И. Эст’еркив
225
Таблица 7-5
Основные технические характеристики водогрейных котлов мощностью 4,6 и 7,5 МВт
Величина	Газомазутные котлы		Котлы для твердого	
			тог	глива
	КВ-ГМ-4	КВ-ГМ-6.5	КВ-ТС-4	КВ-ТС-6.5
Мощность котла, МВт/Гкал/ч	4,6	7,5	4,6	7,5
Рабочее давление, МПа Температура воды на входе, °C Температура воды на выходе, °C	4	6,5 1,0- 7 15	4 -2,45 0 0	6,5
Расход воды, т/ч	49,5	80	49,5	80
Гидравлическое сопротивление котла, МПа Температура входящих газов (%) при работе на:	0,118	0,118	0,102	0,105
газе	150	153	—	—
мазуте	245	245	—	—
каменном угле марки Д Минусинского месторождения	—	—	220	225
буром угле Ирша-Бородин-ского месторождения КПД (брутто), %, при работе на:			225	225
газе	90,5	91,1	—	—
мазуте	86,3	87,0	—	—
каменном угле	—	—.	81,9	82,2
буром угле	—	—	81,1	82,1
Сопротивление тракта продуктов сгорания, Па	220-	-260	360-	-440
собой U-образные ширмы, собранные в два пакета (рис. 7-21). Стояки ширм выполнены из труб диаметром 83X3,5 мм и расположены на боковых стенах конвективной шахты. Они одно-
временно выполняют роль экранов. Унификация отдельных эле-
2040
ментов мазутных и слоевых котлов значительно упростила их сборку.
На рис. 7-22 показал котел мощностью 11,6, 23,2 или 35 МВт, предназначенный для сжигания твердого топ-
Рис. 7-20. Трубная система топочной камеры водогрейных котлов КВ-ГМ
226
Таблица 7-6
Основные технические характеристики водогрейных котлов мощностью 11,6; 23,2; 35 МВт
Величина	Г азомазутные котлы			Котлы для твердого топлива		
	к в-гм-10	КВ-ГМ-20	1 КВ-ГМ-30	1 КВ-ТС-10	KB-TC-20	КВ-ТС-30
Мощность котла, МВт	11,6	23,2	35	11,6	23,2	35
»	»	Г кал/ч Рабочее давление, МПа Температура воды на входе, °C Температура воды на выходе, °C	10	20	30 1,0—2 70 150	10 ,45	20	30
Расход воды, т/ч	123,51	247	370	123,5	247	370
Гидравлическое сопротивление котла, МПа Температура уходящих газов (°C) при работе на.	0,147	0,216	0,186	0,118	0,206	0,147
газе	145	155	160	—	—	—
мазуте	230	242	250	—	—	—
угле КПД (брутто), %, при работе на:	—	—	—	220	230	235
газе	91,9	91,9	91,2	—	—	—
мазуте	88,4	88,0	87,7	—	—	—
угле Сопротивление тракта продуктов сгорания котла, Па, при работе на:	—	—	—	80,9	80,7	80,6
газе	440	570	650	—	—	—
мазуте	460	600	670	—	—	—
угле	—	—	—	670	870	960
Сопротивление воздушного короба с горелкой, Па	1350	1800	2800	—	—	—
Сопротивление воздушного короба и решетки с топливом, Па	—	—	—	650	650	650
лива. В табл. 7-6 приведены основные технические характеристики котлов указанной мощности при сжигании газа, мазута и твердого топлива. Газомазутные котлы указанной мощности имеют единый профиль и отличаются друг от друга только глубиной топочной камеры и конвективной шахты. Котлы независимо от мощности имеют одну газомазутную горелку типа РГМГ соответствующей теплопроизводительности.
На котлах, предназначенных для сжигания твердого топлива, применены топки с пневмомеханическими забрасывателями 2 и цепными решетками обратного хода 1. Котлы КВ-ТС выпускаются без воздухоподогревателя, а в котлах КВ-ТСВ предусмотрена установка воздухоподогревателя <3, обеспечивающего подогрев воздуха до 210—250 °C. В котлах со слоевыми топками отсутствует подовый экран, имеющийся в газомазутных котлах.
8*
227
Рис. 7-21. Ширма	„пости нагрева водогрейных котлов КВ
конвективной иовер*'1ис
Таблица 7-7
Основны i технические ха мощност	„соиетики водогрейных котлов раК58 и 116 МВт ью °
•		КВ-ГМ-50	КВ-ГМ-100
I	
еличина	Газ	Мазут	Газ	Мазут
Мощность, МВт	58	116
»	, Гкал/ч	50	100
Рабочее давление,	1,0—2,45
Температура воды,™1а	
в пиковом рея	ПО
в пиковом рея'име на цх°Де	150
в основном ре‘Име на выходе	70
в основном реКиме иа входе	150
Расход воды, т/ч: Киме на выходе	
в пиковом рея	1230	2460
в основном рехИме	618	1235
Температура уход;*™6	
в пиковом ре>1Ш'|1х газов, С:	142	180	144	180
в основном petHMe	140	180	138	180
КПД (брутто), % i85™6	
в пиковом рея	92,5	91,1	92,5	91,3
в основном ре(име	92,6	91,1	92,7	91,3
Гидравлическое со’Киме	МПа:
в пиковом рюрРотивлепие котла,	о,074	0,077	
в основном ресиме	0,13	0,162
Сопротивление тр<Жиме	„апия,	-	1200
j-ja	1кта продуктов	СГОР°
Сопротивление кор 'Оба с 1 орел кои,	„	2400	3100 Па
	
fl
228

Рис. 7-22. Водогрейный котел для сжигания твердого топлива KB-ТС: а — без воздухоподогревателя; б — с воздухоподогревателем
229
Pre. 7-23, Принципиальная схема комбинированного пароводогреииого котла / — конденсатопровод от бойлера; 2 — бойлер; 3 — уравнительная емкость; 4 — выносной циклон; 5 —паропровод к потребителям; 6 — паровой контур; 7 — трубопровод горячей сетевой воды; 8 — водогрейный кошур; 9 — конвективная поверхность нагрева водогрейного контура; 10— дроссельная шайба; 11 — трубопровод от сетевых насосав
Конвективные поверхности нагрева всех котлов выполнены одинаково, за исключением котла КВ-ТСВ, у которого в конвективной шахте установлен один пакет.
Водогрейные котлы мощностью 58 и 116 МВт принципиально не отличаются от котлов KB-ГМ меньшей мощности.
В табл. 7-7 приведены основные характеристики котлов мощностью 58 и 116 МВт.
7-6. Пароводогрейные котлы
Развитие централизованного теплоснабжения требует создания нового оборудования, способного эффективно вырабатывать технологический пар и перегретую воду для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Многолетний опыт эксплуатации в СССР независимых экранных контуров с естественной циркуляцией, включенных на выносные циклоны, позволил разработать простую схему перевода серийных водогрейных котлов на комбинированную выработку пара и перегретой воды.
На рис. 7-23 показана принципиальная схема комбинированного пароводогрейного котла, разработанного Всесоюзным заочным политехническим институтом, Дорогобужским котельным заводом и институтом «Энергомонтажпроект». В этой схеме в зависимости от потребности в паре все или часть экранов (например, боковые) выключаются из гидравлического контура водогрейного котла и переводятся в парообразующий контур с естественной циркуляцией. В паровом контуре устанавливаются выносные циклоны и горизонтальные уравнительные емкости. Горизонтальные уравнительные емкости связаны с выносными циклонами «дыхательными» трубами. Сетевой насос подает питательную воду в выносные циклоны и водогрейный контур. В водогрейном контуре сетевая вода нагревается последовательно в конвективной и экранных (фронтовой и задний экраны) поверхностях нагрева и направляется к потребителям. В других схемах питательная вода поступает из уравнительных емкостей. Из выносных циклонов вода по опускным
230
трубам поступает в нижние коллекторы боковых экранов. В подъемных трубах боковых экранов образуется пароводяная эмульсия, коюрая собирается в верхних коллекторах. Верхние коллекторы экранов соединены с циклонами, в которых происходит отделение капелек воды от пара. Из выносных циклонов пар поступает к потребителям или в теплообменники. Наличие теплообменников позволяет использовать излишки пара (при недостаточном его расходе потребителями) для подогрева сетевой воды.
При необходимости получения пара с р> 1 МПа для подачи воды в выносные циклопы (уравнительные емкости) устанавливается специальный насос, забирающий питательную воду из деаэратора питательной воды. При получении пара низкого давления (менее 1 МПа) питание парового контура производится сетевым насосом. Однако при этом качество сетевой воды .должно удовлетворять требованиям, предъявляемым к питательной воде для парогенераторов.
Использование боковых экранов в качестве парового контура позволяет получить 10—15 % пара от общей теплопроиз-водительности котла. Комбинированные котлы такого типа не требуют глубокого регулирования, так как пар в основном используется на собственные нужды п расход его изменяется пропорционально теплофикационной нагрузке котельной. Однако при включении всех топочных экранов паропроизводн-телытость комбинированных котлов, выполненных по рассмотренной схеме, может достигать 40—45 % номинальной нагрузки водогрейного котла.
В этом случае комбинированный пароводогрейный котел может снабжать паром технологических потребителей. Однако выработка пара в количестве 40—45 % потребует одновременно выработки горячей воды до 50—60 % номинальной теплопроиз-водительности котла, что в летний период может оказаться излишним. Поэтому комбинированные пароводогрейпые котлы, выполненные по приведенной на рис. 7-23 схеме, имеют ограниченное применение. Из сказанного ясно, что комбинированный пароводогрейный котел, используемый для снабжения технологических потребителей паром и одновременно вырабатывающий горячую воду, должен иметь гибкое регулирование. В качестве одного из требований технического задания на разработку комбинированных пароводогрейных котлов ВНИПИэнергопром выдвигает то, что выработка пара котлом должна составлять не менее 35 % номинальный теплопроизводителыюсти при водогрейной нагрузке всего 3—5 %
Кафедрой теоретической и промышленной теплотехники Всесоюзного заочного политехнического института и Дорогобужским котельным заводом проведены исследования и разработаны технические решения, обеспечивающие гибкое регулирование паровой и водогрейной нагрузок при переводе серийных водогрейных котлов на комбинированный пароводогрейный
231
Рис. 7-24. Варианты перевода серийных водогрейных котлов на пароводо-грейпый режим работы: а — установка дополнительного воздухоподогревателя; б — установка второй конвективной шахты; в — разделение существующей конвективной шахты на две части
1 — газомазугпые горелки; 2—циклон; 3 — конвективная водогрейная поверхность; 4 — воздухоподогреватель; 5 — газовые шиберы; 6 — водяной экономайзер; 7 — пароперегреватель
s)
режим работы. При этом в зависимости от конкретных условий рекомендуется один из трех вариантов (рис. 7-24): а — установка дополнительного воздухоподогревателя, б — установка второй конвективной шахты с размещением в ней поверхностей нагрева парового контура или в — разделение существующей конвективной шахты на две части с размещением в одной из частей конвективных поверхностей нагрева парового контура.
При установке параллельно конвективной шахте отдельно стоящего трубчатого воздухоподогревателя (рис. 7-24, а) регулирование паровой и водогрейной нагрузок достигается изменением количества продуктов сгорания, проходящих через конвективную шахту и воздухоподогреватель. Для этого под конвективной шахтой и под воздухоподогревателем установлены поворотные шиберы.
Для снижения температуры продуктов сгорания перед воздухоподогревателем до 500 °C забор их производится после первого конвективного пакета водогрейного котла. Рассмотренный вариант обеспечивает поддержание постоянной паровой нагрузки котла при изменении его теплопроизводительности от 100 до 60 % номинальной. Гидравлический контур водогрейной части котла остается неизменным, кроме установки выносных циклонов и уравнительных емкостей. Недостатком этого варианта является довольно высокая нагрузка по горячей воде (15— 20 % номинальной) при общей нагрузке котла 50—60 % номинальной.
При установке второй конвективной шахты (рис. 7-24, б) в ней размещаются: конвективный пароперегреватель, пакеты водяного экономайзера и небольшой трубчатый воздухоподо
232
греватель. Вторая конвективная шахта рассчитывается на пропуск всех продуктов сгорания при общей нагрузке комбинированного котла не более 50—60 % номинальной. Регулирование паровой и водогрейной нагрузок производится изменением количества продуктов сгорания, проходящих через первую и вторую конвективные шахты посредством поворотных шиберов, установленных за ними.
При этом варианте увеличивается максимальная возможная паронроизводительность котла. При общей нагрузке котла 50— 60 % номинальной нагрузка по горячен воде не превышает 4—5 % номинальной. Такие комбинированные пароводогрейные котлы могут обеспечивать выработку технологического пара круглый год.
При разделении существующей конвективной шахты на две части (рис. 7-24, в) в одной из частей взамен водогрейных поверхностей нагрева устанавливается водяной экономайзер парового контура. Регулирование паровой и водогрейной нагрузок производится изменением количества продуктов сгорания, проходящих через первую и вторую часть шахты, посредством поворотных шиберов. В связи с тем что в водяном экономайзере доля кипящей воды может превышать 20%, ввод питательной воды после водяного экономайзера должен производиться в основном в циклоны (80—85 %) и только 15—20 % в уравнительные емкости. При этом для улучшения сепарации питательную воду в циклоны вводят тангенциально.
Преимуществом рассматриваемого варианта является сохранение габаритов серийного водогрейного котла, а также меньший расход металла на конвективные поверхности нагрева, недостатком — трудность поддержания постоянной паровой нагрузки при большом колебании суммарной нагрузки котла (в пределах 100—50 % номинальной).
На рис. 7-25 показан комбинированный пароводогрейиый котел ПТВМ-ЗО-М с дополнительным воздухоподогревателем. Параллельно конвективной водогрейной шахте устанавливается трубчатый воздухоподогреватель с поверхностью нагрева площадью /7= 1500 м2. Отбор продуктов сгорания на воздухоподогреватель производится после первого конвективного пакета водогрейной шахты. Для отбора продуктов сгорания задний экран шахты в месте отбора выполнен в виде многорядного фестона. При пропуске всех продуктов сгорания через воздухоподогреватель максимальная температура горячего воздуха составляет 265 °C. Регулирование паровой нагрузки котла осуществляется изменением количества продуктов сгорания, направляемых в воздухоподогреватель посредством поворотных шиберов, установленных после конвективной шахты и воздухоподогревателя.
На рис. 7-26 приведена характеристика работы комбинированного пароводогрейного котла ПТВМ-ЗО-М. Кривые 1 и4 показывают изменение паропроизводительностн котла и мощности
233
Рис. 7-25. Комбинированный пароводогрейный котел ПТВМ-ЗО-М с дополнительным воздухоподогревателем (ВП)
по горячей воде в зависимости от суммарной нагрузки при включенном воздухоподогревателе, а кривые 2 и 3 — те же величины при выключенном воздухоподогревателе. Из кривых ясно, что максимальная паропроизводптельность котла составляет 34 т/ч при мощности по горячей воде 15 МВт и 100 %-
234
Рис. 7-26. Характеристика работы комбинированного пароводогреиного котла IITBM-30-M с дополнительным воздухоподогревателем
1 — паропроизводитольпость при включенном воздухоподогревателе; 2— го же при выключенном; 3 — мощность по горячей воде при выключенном воздухоподогревателе; 4 — то же при включенном; )' — пределы регулирования мощности котла пропуском газов при постоянной паропроизводптельности
ной суммарной нагрузке котлоаг-регата. При выключенном воздухо
подогревателе максимальная паро-
производительность котла составляет 25 т/ч при мощности по горячей воде 21 МВт. Таким образом, постоянную паровую нагрузку 25 т/ч можно поддерживать при изменении суммарной нагрузки котлоагрегата в пределах jV/jViiom = 55-И00 %. Мини-
мальная мощность по горячей воде при указанном изменении суммарной нагрузки котлоагрегата составляет 5 МВт.
На рис. 7-27 показан комбинированный пароводогрейный котел, созданный на базе серийного водогрейного котла КВ-ГМ-50, с дополнительной конвективной шахтой, в которой размещены пароперегреватель 1, водяной экономайзер 2 и воздухоподогреватель <3. Этим обеспечивается достаточно глубокое регулирование паровой и теплофикационной нагрузок.
На рис. 7-28 и 7-29 показана циркуляционная схема парообразующего контура и гидравлическая схема водогрейной части комбинированного пароводогрейного котла. В парообразующий контур включены все экраны топочной камеры. При этом два циклона, на которые включены боковые и задний экраны, являются чистовым отсеком, а третий циклон с включенным на него фронтовым экраном является солевым отсеком. Непрерыв
ная продувка производится из солевого циклона с использованием ее теплоты в расширителе непрерывной продувки.
Характеристика работы котла приведена на рис. 7-30. Из нее ясно, что при поминальной нагрузке котла максимальная паропроизводительность составляет 57 т/ч (кривая /), а мощность по горячей воде 16 МВт (кривая 4). При этом режиме 40 % продуктов сгорания пропускается через первую конвективную шахту и 60 % через дополнительную. Регулирование количества вырабатываемого котлом пара и горячей воды производится изменением расхода продуктов сгорания через первую и вторую (дополнительную) шахты посредством шиберов, имеющихся в газовом тракте котлоагрегата. Увеличение мощности котла по горячей воде (при номинальной суммарной нагрузке) до 27 МВт (кривая 3) может быть достигнуто за счет снижения его паропроизводптельности до 45 т/ч (кривая 2) путем полного отключения дополнительной шахты и пропуска всех продуктов сгорания только через первую конвективную шахту.
При изменении общей нагрузки котлоагрегата от 60 до
235
Рис. 7-27. Комбинированный пароводогрейный котел КВ-ГМ-50 с дополнительной конвективной шахтой
236
Рис, 7-28, Циркуляционная схема парообразующего контура комбинированного котла КВ-ГМ-50 с дополнительной конвективной шахтой
/— выносной циклон; 2— уравнительная емкость; 3 — пароперегреватель; 4— водяной экономайзер; 5 — правый боковой экран топки; 5 —задний экран топки; 7 — левый боковой экран топки; 8 — фронтовой экран топки; 9 — трубопровод в расширитель непрерывной продувки
100 % номинальной паропроизводительность котла может поддерживаться постоянной 45 т/ч, а мощность по горячей воде регулироваться в пределах от 13 до 27 МВт путем изменения расхода продуктов сгорания через вторую дополнительную шахту. Если общая нагрузка котлоагрегата, уменьшаясь, становится ниже 60 % поминальной, приходится все продукты сгорания пропускать через дополнительную шахту; паропроизводительность котла при этом будет изменяться по кривой 1 в соответствии с изменением общей нагрузки котлоагрегата. При пропуске всех продуктов сгорания через первую конвективную шахту паропроизводительность котла будет изменяться в зависимости от общей нагрузки по кривой 2.
Комбинированный котел имеет две горизонтальные уравнительные емкости, выполненные из труб диаметром 535 мм, длиной 6500 мм, обеспечивающие необходимый запас питательной
237
В тепловую сеть
Рис. 7-29. Гидравлическая схема водогрейной части комбинированного котла КВ-ГМ-50
/ конвективные повеРхХНости нагрева; 2 — задний экран первой поворотной камеры; 3 —вторая поворотная камера
Рис. 7-30. Характеристика работы комбинированного котла КВ-ГМ-50 с дополнительной конвективной шахтой
1 — паропроизводнтельиость при включенной второй конвективной шахте; 2 — то же при отключенной второй конвективной шахте; 3 — мощность по горячей воде при отключенной второй конвективной шахте; 4 — то же при включенной второй конвективной шахте
воды. Запас воды в котле допускает перерыв в подаче питательной воды при максимальной паровой нагрузке свыше одной минуты, что больше, чем в современных барабанных котлах с естественной циркуляцией.
Рассмотренные конструкции комбинированных пароводогрейных котлов показывают, что наиболее простым способом пере-
вода серийных водогрейных котлов на комбинированный режим работы является применение безбарабанных парообразующих контуров с естественной циркуляцией. В соответствии с этой схемой топочные экраны включаются на выносные циклоны и
дополнительно устанавливаются горизонтальные уравнительные емкости.
7-7. Котлы специального назначения
Котельные агрегаты, встроенные в технологическую цепь при производстве каких-либо продуктов, называются энерготехнологическими агрегатами.
Энерготехнологический котел СЭТА-Ц-100 (для сжигания
238
<•
Рис. 7-31. Схема включения эперготехиологического котла СЭТА в технологическую линию серной кислоты
100 т/сут жидкой серы) используется в процессе производства серной кислоты из серы или сероводорода. Котельный агрегат разработан ЦКТИ имени И. И. Ползунова и Белгородским заводом энергетического машиностроения. Включение котла СЭТА-Ц-100 в технологическую линию производства серной кислоты показано на рис. 7-31. Со склада 1 жидкая сера после фильтрации подается насосом к форсункам котла. На выходе из топочного блока 2 температура газов составляет 715 °C. Затем газы направляются в смеситель 4, где их температура снижается до 450 °C за счет присадки холодного воздуха. С этой температурой газы поступают на первый слой контактного аппарата 9. В результате окисления SO2 в SO3 температура газов повышается до 600 °C и они направляются в пароперегреватель 3. Из пароперегревателя газы с температурой 500 °C поступают на второй слой контактного аппарата. Теплота, выделившаяся в последующих слоях контактного аппарата, используется для подогрева воздуха в подогревателях 7 и 8. Воздух, подаваемый для горения, предварительно проходит подсушку в калорифере 6 и вентилятором 5 направляется в подогреватели 7 и 8.
На рис. 7-32 показана конструктивная схема котла СЭТА-Ц-100. Котельный агрегат оборудован циклонной топкой, разработанной ЦКТИ имени И. И. Ползунова и Невским химическим заводом. В результате испытаний циклонной топки было установлено, что в ней эффективно сжигается сера или сероводород с коэффициентом избытка воздуха 1,05—1,2. Котел СЭТА-Ц-100 водотрубный с естественной циркуляцией, рассчитан на работу под наддувом до 3 кПа. Он состоит из циклонной топки 1, радиационной камеры охлаждения 2, конвективного пучка 3, пароперегревателя 4, барабана 5 п пароохладителя.
239
Рис. 7-32. Конструкция эперготехпологического котла СЭТА-Ц-100
Двухкамерная циклонная топка оборудована шестью воздушными тангенциально направленными соплами (три в форкамере и три в основном циклоне). Подача жидкой серы осуществляется тремя форсунками механического распыления, установленными на фронтовой стене форкамеры. Газоплотность топки обеспечивается двойной обшивкой с подачей воздуха в межобшивочное пространство. Воздух, подаваемый в межобшивочное пространство, используется для горения. Через радиальные сопла пережима подается примерно 15% воздуха. За счет этого воздуха осуществляется дожигание паров серы на выходе из топки.
Продукты сгорания охлаждаются в цилиндрической цельносварной радиационной камере и в конвективном пучке, выполненных из газоплотных панелей. Радиационная камера и конвективный пучок представляют одно целое — топочный блок. Пароперегреватель устанавливается после конвективного пучка или в рассечку между слоями контактного аппарата.
Испытания котла, выполненные ЦКТИ па двух различных технологических линиях, показали, что агрегат работал на
240
дежно, обеспечивая требуемые параметры газа перед контактным аппаратом при нагрузке технологической линии от 50 до 103 %. Расход пара, вырабатываемого котлом в зависимости от нагрузки технологической линии, составил 4,5^8,5 т/ч.
В процессе варки целлюлозы образуются жидкие отходы производства, связанные с химикатами, — отработанные щелока. Они представляют собой сильно обводненные остатки древесины. После упаривания щелока имеют влажность UZp=50 % и представляют собой жидкость, которая может перекачиваться к месту их использования обычными насосами.
Низшая теплота сгорания сухой массы щелоков составляет 11,3—13 МДж/кг, а минеральная часть состоит из химикатов, которые желательно выделить и возвратить в технологический цикл варки целлюлозы путем их огневой обработки в топках котлоагрегатов. Варка целлюлозы осуществляется двумя способами: сульфатным (наиболее перспективным) и сульфитным. При варке сульфатным способом исходный варочный раствор содержит NaOH и NaS.
Сжигание сульфатных щелоков и регенерация содержащихся в них химикатов осуществляется в содорегенерационных агрегатах (СРК). Сжигание щелока в СРК производится путем грубого его распыления в призматической топочной камере большой высоты. Капли щелока, выдаваемые форсунками, падают на под топочной камеры, проходя на своем пути стадии подсушки, выделения и выгорания летучих и частичного выгорания углерода кокса. Сухой остаток с небольшим содержанием углерода накапливается на поду топки, образуя кучу. На поду топки происходит газификация остаточных горючих веществ и основной процесс восстановления Na2SC>4, содержащегося в щелоке. Химикаты и минеральные составляющие накапливаются на поду топки в виде жидкого расплава и затем удаляются через летки в специальную емкость. Расплав, являющийся технологическим продуктом, вырабатываемым содорегенсра-циопным агрегатом, состоит из NaCO3 и Na2S.
На рис. 7-33 показана конструктивная схема котла унифицированной серии СРК-350 и СРК-700, разработанная Белгородским заводом энергетического машиностроения с участием ЦКТИ. Расход сухого щелока для этих агрегатов соответственно составляет 350 и 700 т/сут, а паропроизводительность 50 и 100 т/ч при выработке пара с давлением 4 МПа и температурой 440 °C. Энерготехнологические агрегаты СРК-350 и СРК-700 разработаны в газоплотном исполнении. Унифицированные СРК не имеют котельного пучка, вместо которого развита поверхность нагрева пароперегревателя и защищающих его ширм.
Котельные агрегаты, предназначенные для использования теплоты газов, покидающих технологические установки, или для энергетического использования производственных и бытовых отходов, называются котлами-утилизаторами. Конструкция кот-
241
Рис 7-33 Энерготехнологический котел унифицированной серин СРК-350 и СРК-700
лов-утилизаторов весьма разнообразна и в значительной степени зависит от используемого теплоносителя и состава сжигаемых отходов. При выборе конструкций и условий работы котлов-утилизаторов необходимо учитывать агрессивный характер используемых газов, их запыленность, состав сжигаемых производственных и бытовых отходов. Так, например, газы, покидающие печи для обжига серосодержащего сырья, содержат оксиды серы, которые при определенных условиях вызывают коррозию поверхностей нагрева. Коррозия поверхностей нагрева возможна также при использовании газов, содержащих оксиды фосфора, ванадия и др. Газы промышленных печей, содержащие унос, могут вызывать эрозию поверхностей нагрева или их интенсивное загрязнение.
Отходы производства по переработке древесины, имея высокий энергетический потенциал, характеризуются в то же время
242
Рис. 7-34. Принципиальная схема котла-утпллзатора для использования теплоты газов, покидающих нагревательные, мартеновские и другие печи / — циркуляционный насос; 2 — барабан котла; 3 — испарительная поверхность;	4 — пароперегрева-
тель; 5 — водяной экономайзер
высокой влажностью на рабочую массу (до 70 %), плохой сыпучестью и раз-молоспособностью, высокой приведенной зольностью и очень высоким содержанием летучих (до 80 % на сухую массу).
Твердые бытовые отходы
Пгрегретый
-^<0—«ф—
Газы
5 VA 5
(бытовой мусор, выбрасываемый населением) являются смесью разнообразных составляющих. В них содержатся бумага, картон, древесина, целлофан, пласт-
массы, кожа, резина, текстиль, кости, металл, стекло, черепица, пищевые отходы, смет улиц и т. и. Твердые бытовые отходы как топливо не имеют стабильного состава. Их влажность может колебаться в широких пределах, от 25 до 50 %. В среднем в различных городах СССР низшая теплота сгорания на рабочую массу твердых отходов составляет 7,2—5,2 МДж/кг.
На рис. 7-34 показана принципиальная схема котла-утилизатора для использования теплоты газов, покидающих нагревательные, мартеновские и другие печи. Котлоагрегаты этого типа однобарабанные с многократной принудительной циркуляцией. Компоновка котла П-образная. По ходу газов последовательно расположены первая секция испарительной поверхности нагрева, пароперегреватель, секции испарительной поверхности нагрева и водяной экономайзер. Очистка поверхностей нагрева от наружных загрязнений осуществляется обмывкой и паровой обдувкой. Паропроизводительность таких котлов-утилизаторов зависит от количества газов, теплота которых утилизируется. Котлы выпускаются заводами-изготовителями производительностью от 6 до 43 т/ч при давлении пара 1,1; 1,8 и 4,5 МПа с выработкой как насыщенного, так и перегретого пара.
На рис. 7-35 показана конструктивная схема серии унифицированных котлоагрегатов паропроизводительностью 35, 50 и 75 т/ч с давлением 2,4 МПа и температурой перегрева 250 °C для сжигания отходов гидролизного производства (лигнин, швельгазы и другие отходы). Котлоагрегаты разработаны Белгородским заводом энергетического машиностроения и ЦКТИ. На предприятиях гидролиза древесины кроме твердых отходов могут образовываться жидкие и газообразные отходы.
Лигнин представляет собой высоковлажную (1Кр«65%) сыпучую массу, похожую на фрезерный торф. Низшая теплота
243
Ри<‘. 7-3-5. Котлоагрегат для сжигания отходов гидролизного производства
сгорания рабочей массы лигнина — примерно 6,9 МДж/кг, жидких отходов — примерно 4,6 МДж/кг. Газообразные отходы имеют низшую теплоту сгорания около 1,7 МДж/кг, и, по существу, требуется их термическое уничтожение с последующей утилизацией теплоты.
В связи с низкой теплотой сгорания отходов в топке котла предусмотрено сжигание мазута. Таким образом, котел для сжигания отходов гидролизного производства является мпоготоп-ливным агрегатом. При сжигании твердых отхо
дов предусмотрена их подсушка топочными газами по замкнутой схеме пылеприготовления с мельницами-вентиляторами (см. рис. 5-9 и 5-30) и пылеконцентраторами.
Профиль котлов производительностью 35, 50 и 75 т/ч одинаков. Наращивание производительности достигается за счет изменения ширины котла путем увеличения числа стандартных топочных блоков, развития поверхностей нагрева пароперегревателя, водяного экономайзера, воздухоподогревателя. Топка и верхняя часть конвективного газохода выполнены газоплотными.
На рис. 7-36 показан котел-утилизатор для сжигания твердых бытовых отходов, разработанный институтом «Гидроком-мунэнерго» совместно с институтом «Теплопроект», Бийским котельным и Кусинским машиностроительным заводами при участии Академии коммунального хозяйства имени К. Д. Памфилова. В основу разработки котла-утилизатора взят котлоагрегат ДК.ВР-10-14 с внесением минимальных необходимых изменений его трубной части. Под котлом установлена топка с валковой решеткой. Решетка работает следующим образом. Плунжер питателя по всей ширине решетки сбрасывает отходы на первым валок, с высоты 1 —1,5 м на горящий слой. Валки медленно1 вращаются с различной скоростью, так как каждый
244
Рис. 7-36, Котел-утилизатор для сжигания твердых бытовых отходов
1 — камера догорания; 2 — задний экран; 3 — боковые экраны; 4— фронтовой экран;
5 — промежуточная камера; 6 — барабан верхний; 7 — конвективный пучок; 8 — дробе-очистка; 9 — обдувочный аппарат; 10 — водяной экономайзер; 11 — барабан нижний;
12 — течки возврата уноса; 13 — золовой бункер
валок имеет свой вариаторный привод, позволяющий регули-ровать скорость валков в зависимости от требуемого срока пребывания отходов в топке. Отходы волнообразно перемещаются с валка на валок и при этом хорошо прошуровываются. Так как валки медленно вращаются, то половина каждого из них периодически выходит из зоны горения, что обеспечивает хорошее охлаждение колосников, изготовленных из чугуна. Тепло
245
вая нагрузка зеркала горения решетки составляет примерно 0,5 МВт/м2.
Продукты сгорания из неэкранированной топочной камеры через ее горловину направляются в камеру догорания, образованную боковыми, фронтовыми и задними экранами котла. Диаметр труб экранов 51 мм. Шаг труб боковых экранов 80 мм, а фронтового и заднего экранов 130 мм. Из камеры догорания продукты сгорания направляются в промежуточную камеру, экранированную трубами диаметром 51 мм и шагом 160 мм. После промежуточной камеры продукты сгорания продольно омывают конвективные пучки и затем направляются в стальной гладкотрубный водяной экономайзер. Экономайзер состоит из двух пакетов змеевиков и имеет обводной газоход для пропуска части газов помимо пакетов. Очистка конвективного пучка от наружных загрязнений производится с помощью паровых обдувочных аппаратов, а поверхности нагрева водяного экономайзера — дробеочисткой.
Контрольные вопросы
1.	Дайте краткую характеристику развития конструкции парогенераторов.
2.	Каковы основные направления развития конструкции современных парогенераторов?
3.	На какие типы принято делить парогенераторы горизонтальной ориентации в зависимости от формы поперечного сечения?
4.	Назовите характерные особенности современных парогенераторов вертикальной ориентации.
5.	Опишите конструкцию современных вертикально-цилиндрических парогенераторов, их преимущества и недостатки.
6.	Дайте описание конструкции вертикальных водотрубных парогенераторов типа Е-1/9-1М.
7.	Перечислите основные конструктивные особенности парогенераторов типа ДКВР производительностью до 10 т/ч.
8	Каковы основные конструктивные особенности парогенераторов ДКВР-20-13?
9.	Опишите циркуляционную схему парогенератора ДКВР-20-13, используя рис. 7-10.
10.	Каковы конструктивные особенности газомазутных парогенераторов серии ДЕ?
11.	Опишите конструкцию парогенераторов вертикальной ориентации БЗЭМ серии Т-50-40/14.
12.	Каковы конструктивные особенности газомазутных парогенераторов типа ГМ-50-14/250?
13.	Каковы конструктивные особенности новой серин газомазутных парогенераторов БЗЭМ производительностью от 35 до 75 т/ч?
14.	Укажите основные особенности работы водогрейных котлов.
15.	Каковы преимущества и недостатки водогрейных котлов, имеющих башенную компоновку?
16.	Какие преимущества имеет П-образная компоновка водогрейных котлов по сравнению с башенной?
17.	Каковы основные конструктивные особенности водогрейных котлов серии КВ?
18.	В чем заключается принцип работы комбинированных пароводогрейных котлов?
19.	Как производится регулирование работы комбинированных пароводогрейных котлов?
246
20.	Какие котельные агрегаты называются энерготехнологическпмн?
21.	Как устроен котел СЭТА, показанный на рис. 7-32?
22.	Как осуществляется энерготехнологическое использование щелоков?
23.	Какие агрегаты называются котлами-утилизаторами?
24.	Как устроен котел-утилизатор для сжигания твердых бытовых отходов?
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ЭЛЕМЕНТЫ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
8-1. Пароперегреватели
Получение перегретого пара из сухого насыщенного осуществляется в пароперегревателе. Промышленные паровые котлы в основном вырабатывают насыщенный или слабоперегретый пар. В энергетических котлах необходимо вырабатывать пар с высоким перегревом, так как это повышает его энтальпию и соответственно термический КПД паросилового цикла. В промышленных и энергетических паровых котлах небольшой мощности при перегреве пара до 500 °C обычно устанавливают конвективные пароперегреватели, т. е. такие, в которых передача теплоты осуществляется в основном за счет конвекции.
Для получения пара с температурой перегрева более 500 °C применяют комбинированные пароперегреватели, т. е. такие, в которых часть поверхности получает теплоту за счет лучеиспускания, а другая часть — конвекцией. Радиационная часть поверхности нагрева пароперегревателя располагается в виде ширм непосредственно в верхней части топочной камеры.
Металл труб пароперегревателя работает в тяжелых температурных условиях даже при относительно невысоких температурах перегретого пара, 450—500 °C. Во всех случаях обогрева продуктами сгорания средняя температура металла всегда выше средней температуры охлаждающей среды, движущейся внутри труб. Превышение температуры стенки металла трубы зависит от равномерности обогрева продуктами сгорания змеевиков пароперегревателя в поперечном направлении, разности средней температуры продуктов сгорания и внутренней температуры стенки трубы, разности температуры стенки трубы и средней температуры металла. Для экономайзерных и испарительных поверхностей нагрева при высоких коэффициентах теплоотдачи от стенки к воде или к пароводяной эмульсии и при отсутствии накипи на внутренней поверхности труб в самых неблагоприятных условиях температура металла не превышает температуры охлаждающей среды более чем па 60 °C. В пароперегревателях температура пара (даже 450 °C) уже близка к предельной
247
температуре, допустимой для углеродистой стали. Кроме того, коэффициент теплоотдачи от стенки к пару примерно на порядок меньше, чем к кипящей или некипящей воде. Только эти факторы могут дать превышение температуры металла стенки трубы пароперегревателя на 50—70 °C по сравнению со средней температурой пара. Поэтому тепловая разверка между змеевиками вследствие их неравномерного обогрева продуктами сгорания или неравномерного распределения пара по отдельным змеевикам, а тем более отложение накипи могут привести к выходу труб пароперегревателя из строя.
Для уменьшения тепловой разверки вследствие неравномерного распределения пара по отдельным змеевикам производят рассредоточенный ввод пара трубами малого диаметра по всей длине раздающего коллектора, установку промежуточных смешивающих коллекторов, разделение пароперегревателя на несколько частей по ширине с переброской пара из одной части в другую и т. д. Подробные рекомендации к выбору схем подвода пара приведены в «Нормах гидравлического расчета паровых котлов».
Существенное влияние на надежность работы металла пароперегревателя оказывает скорость пара. Повышение скорости пара в змеевиках пароперегревателя приводит к снижению температуры стенки труб, но увеличивает гидравлическое сопротивление пароперегревателя. В пароперегревателях промышленных котлов скорость пара принимается в пределах 20— 25 м/с. При этих скоростях гидравлическое сопротивление пароперегревателя не превышает 5—6 % номинального давления пара.
В конвективных пароперегревателях применяются различные схемы взаимного движения продуктов сгорания и пара. В соответствии с этим конвективный пароперегреватель может быть прямоточным, противоточным или смешанным. У прямоточных пароперегревателей продукты сгорания и пар движутся в одном направлении. При такой схеме движения наиболее высокие температуры продуктов сгорания компенсируются наиболее низкой температурой пара, что обеспечивает низкие температуры металла пароперегревателя. Однако это происходит только при отсутствии солей в насыщенном паре. При наличии солей отложение их будет происходить в змеевиках пароперегревателя, подверженных наибольшему обогреву, что приведет к .резкому повышению температуры металла. Кроме того, средняя логарифмическая разность температур в прямоточном пароперегревателе меньше, чем в противоточном, что при прочих равных условиях требует большей поверхности нагрева и, следовательно, приведет к удорожанию пароперегревателя.
При противоточной схеме движения продукты сгорания и пар движутся в противоположных направлениях. При такой схеме змеевики, обогреваемые продуктами сгорания с наиболее высокой температурой, встречают уже перегретый пар и охлаж
248
даются явно недостаточно. В результате металл змеевиков пароперегревателя работает в наиболее тяжелых температурных условиях. В то же время соли, содержащиеся в насыщенном паре, выпадают в змеевиках, обогреваемых продуктами сгорания с более низкой температурой. По сравнению с предыдущей схемой здесь температурный напор больше, а поверхность нагрева пароперегревателя получается меньшей и более дешевой.
При смешанном взаимном движении продуктов сгорания и пара используется как прямоток, так и противоток в различных комбинациях. При этих схемах создаются наиболее благоприятные температурные условия работы пароперегревателя, а его поверхность нагрева наименьшая.
Пароперегреватели выполняются из цельнотянутых труб диаметром от 28 до 42 мм, изгибаемых в змеевики. Поперечный шаг в ряду часто равен (2—2,5)cZ и реже (3—3,5)cf. Концы змеевиков пароперегревателя присоединяются к барабану парогенератора обычно развальцовкой, а к коллекторам — сваркой. Коллекторы пароперегревателя чаще всего имеют круглую форму и выполняются из углеродистой или легированной стали в зависимости от давления и температуры перегретого пара.
Конвективные пароперегреватели располагают в горизонтальном газоходе между топкой и опускной шахтой или в самой опускной шахте. При установке в горизонтальном газоходе глубина каждого пакета пароперегревателя не более 1500 мм, между пакетами оставляют свободное пространство не менее 500 мм для выполнения ремонтных работ и осмотров.
Скорость продуктов сгорания в пароперегревателе обычно принимают 9—14 м/с, но не меньше 6 м/с во избежание заноса его поверхности нагрева летучей золой. При больших скоростях и сжигании высокозольных топлив имеется опасность истирания труб летучей золой.
В зависимости от способа расположения в газоходе различают горизонтальную и вертикальную подвеску параллельно включенных змеевиков. В настоящее время применяют как горизонтальную, так и вертикальную подвеску змеевиков пароперегревателя. Змеевики обычно располагают в коридорном порядке, что облегчает их очистку от загрязнений летучей золой.
Горизонтальное расположение змеевиков пароперегревателя обеспечивает хорошее удаление из них конденсата при остановке парогенератора, но требует более прочных и сложных подвесок во избежание провисания змеевиков. У вертикальных пароперегревателей змеевики свободно подвешиваются, что упрощает конструкцию, повышает надежность работы подвесок, но затрудняет дренаж конденсата, образующегося при остановке парогенератора.
На рис. 8-1 показан конвективный пароперегреватель промышленного котла, изготовленный из цельнотянутых труб диаметром 32 мм.
249
Рис. 8-1. Схема вертикального пароперегревателя
/ — барабан парогенератора; 2 — главная паровая задвижка-. 3 — выходной коллектор перегретого пара; 4 — промежуточный коллектор с поверхностным пароохладителем;
5 — балкн для подвески змеевиков; 6 — подвеска змеевиков; 7 — змеевики первой ступени пароперегревателя; 8 — дистанционная планка; 9 — дистанционная гребенка; 10 — змеевики второй ступени пароперегревателя
Для промышленных котлов колебания перегрева пара, происходящие при изменении нагрузки, не оказывают существенного влияния на работу теплоиспользующих аппаратов, поэтому в них отсутствуют устройства, регулирующие перегрев пара. У энергетических парогенераторов, снабжающих паром турбины, необходимо поддерживать заданный перегрев пара.
250

Температура перегрева пара в конвективных пароперегревателях увеличивается при росте нагрузки парогенератора и коэффициента избытка воздуха в топке, при снижении температуры питательной воды и шлаковании топки.
Регулирование температуры перегретого пара может осуществляться применением поверхностных пароохладителей, впрыскиванием воды в пар, пропусканием части продуктов сгорания мимо пароперегревателя, рециркуляцией продуктов сгорания в топку, изменением аэродинамики или химической структуры факела, изменением излучательной способности факела.
Регулятор перегрева пара должен обеспечивать поддержание температуры перегретого пара постоянной при изменении нагрузки парогенератора в широких пределах, быть конструктивно простым, надежным и малоииерционным.
Поверхностный пароохладитель представляет собой обычный теплообменный аппарат. Он обычно состоит из двух пакетов U-образных труб, по которым пропускается питательная вода. Трубы снаружи омываются паром, который от соприкосновения с их поверхностью охлаждается. Регулирование перегрева пара осуществляется изменением количества питательной воды, пропускаемой через пароохладитель (рис. 8-2, а).
Типичная схема включения поверхностного пароохладителя показана на рис. 8-2, б. Пароохладитель устанавливается между первой и второй ступенью пароперегревателя. Пар из барабана котла поступает во вторую по ходу продуктов сгорания ступень пароперегревателя, в которой осуществляется противоточная схема движения пара и продуктов сгорания. Пройдя по змеевикам второй ступени пароперегревателя, пар поступает в поверхностный пароохладитель и из него в первую по ходу продуктов сгорания ступень пароперегревателя. Первая ступень пароперегревателя выполнена прямоточной, т. е. пар и продукты сгорания движутся в одном направлении. При такой схеме включения пароохладителя змеевики, расположенные в зоне наиболее высоких температур, охлаждаются паром, предварительно прошедшим через пароохладитель.
В последнее время для регулирования перегрева пара довольно широко применяется впрыскивание воды в пар. Впрыскивать в пар можно только чистый дистиллят или конденсат с незначительным солесодержанием (не более 0,5 мг/кг). В котлах Е-75-40Н, новых газомазутных паровых котлах производительностью 35—75 т/ч и ряде других применены впрыскивающие пароохладители. В настоящее время применяется схема впрыскивания собственного конденсата котла, разработанная проф. Р. Долежалом (рис. 8-3).
Пар из барабана по специальной линии направляется в поверхностный конденсатор, где конденсируется питательной водой, и затем поступает в сборник конденсата. Оттуда конденсат направляется через регулирующий клапан к впрыскивающему пароохладителю. Количество конденсата, поступающего в паро-
251

252
Рис. 8-3. Схема регулирования перегрева пара впрыскиванием собственного конденсата
/ — барабан парогенератора; 2 —линия питательной воды к экономайзеру; 3 — линия насыщенного пара; 4 — конденсатор; 5 — линия питательной воды к конденсатору: 6 — первая по ходу пара часть пароперегревателя; 7 — защитный кожух; 8 — сопло; 9 — вторая по ходу пара часть пароперегревателя; /^--регулирующий клапан; // — линия слива конденсата в бак; 12 — конденсатный бак; 13 — линия слива конденсата в барабан
охладитель, регулируется системой автоматики, поддерживающей заданную температуру перегретого пара.
Рециркуляция продуктов сгорания для регулирования перегрева пара применяется на энергетических парогенераторах большой мощности. Регулирование осуществляется за счет отбора продуктов сгорания, имеющих температуру до 400 °C, и направления их в нижнюю часть топочной камеры. Рециркуляция продуктов сгорания для регулирования перегрева пара может применяться только при сжигании газа, мазута и малозольных твердых топлив.
При сжигании различных по теплоте сгорания газов в одном и том же парогенераторе для регулирования перегрева пара применяют горелки с регулируемым факелом. Так, например, для сжигания природного, коксового и доменного газов в одном и том же парогенераторе с успехом применяются реверсивные газовые горелки с регулируемым факелом, разработанные в институте СредАзНИИгаз.
8-2. Водяные экономайзеры
Водяной экономайзер является неотъемлемой частью современного парогенератора. Экономайзер благодаря применению труб небольшого диаметра является недорогой и компактной поверхностью нагрева, в которой эффективно используется теплота уходящих газов. В связи с этим у современных парогенераторов водяной экономайзер воспринимает до 18 % общего количества теплоты, переданной через поверхности нагрева парогенератора,
253
Рис. 8-4. Труба чугунного экономайзера
В водяных экономайзерах в зависимости от вида топлива и КПД парогенератора при нагреве воды на 1 К продукты сгорания охлаждаются на 2—3 К-
В зависимости от температуры, до которой вода подогревается в экономайзере, их делят на некипящие и кипящие.
Некипящими называют экономайзеры, в которых по условиям надежности их работы подогрев воды производится до температуры на 40 К меньшей, чем температура насыщения в барабане парогенератора. В кипящих экономайзерах происходит не только подогрев воды, но и частичное ее испарение. Массовое содержание пара в смеси на выходе из кипящего экономайзера доходит до 15%, а иногда и более. Гидравлическое сопротивление водяного экономайзера по водяному тракту для парогенераторов среднего давления не должно превышать 8 % рабочего давления в барабане.
В зависимости от металла, из которого изготовляются экономайзеры, их разделяют па чугунные и стальные. Чугунные экономайзеры изготовляются для работы при давлении в барабане парогенератора до 2,4 МПа, а стальные могут применяться для любых давлений.
Чугунный водяной экономайзер состоит из ребристых чугунных труб. Труба выпускаемых в настоящее время экономайзеров конструкции ВТИ показана на рис. 8-4, а конструктивные данные труб различной длины приведены в табл. 8-1. Трубы соединяются между собой посредством калачей, как показано на рис. 8-5. Питательная вода последовательно проходит по всем трубам снизу вверх, что обеспечивает удаление воздуха из экономайзера. Продукты сгорания проходят через зазоры между ребрами труб.
На рис. 8-5 показан общий вид экономайзера, собранного из описанных чугунных труб. Число труб в ряду выбирается
254
Рис. 8-5. Компоновка чугунного экономайзера
/ — обдувочное устройство-. 2 — соединительный калач; 3 — труба экономайзера:	4 — трубопровод
питательной воды: 5 — предохранительны)! клапан; 6 — гильза для термометра; 7— манометр
из условия получения скорости продуктов сгорания в экономайзере в пределах 6—9 м/с при поминальной паронроиз-водителыюсти парогенератора. Число горизонтальных рядов в экономайзере выбирается из условия получения необходимой поверхности нагрева.
В чугунных, водяных экономайзерах недопустимо кипение воды, так как это приводит к гидравлическим ударам и разрушению экономайзера. Поэтому чугунные
экономайзеры всегда работают как некипящие.
Продукты сгорания в экономайзере целесообразно направлять сверху вниз для создания противоточной схемы движения воды и газов, при которой обеспечиваются лучшие условия теплообмена и минимальная поверхность нагрева экономайзера.
Компоновка поверхности нагрева чугунного водяного экономайзера может производиться в одну или две колонки. При компоновке не рекомендуется принимать к установке в одном ряду менее трех и более восьми труб. Для обеспечения удовлетворительной наружной очистки поверхности нагрева водяного экономайзера обдувочный аппарат не должен обслуживать более четырех труб в горизонтальном ряду и более восьми
Таблица 8-1
Конструктивные характеристики труб чугунных экономайзеров ВТИ и ЦККБ
Характеристика одной трубы	Экономайзер ВТИ				Экономайзер ЦККБ
Площадь поверхности нагрева с газовой стороны, м2 Площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2	1500 2,18 0,088	2000 2,95 0,120	2500 3,72 0,152	3000 4,49 0,184	1990 5,50 0,21
255
Рис. 8-6. Компоновка стального экономайзера
/ — коллекторы; 1 — змеевик; 3 — опорная балка; 4 — дистанционная гребенка
горизонтальных рядов. Через каждые восемь рядов следует предусматривать разрыв между трубами не менее 600 мм для установки обдувочного аппарата, осмотра и ремонта экономайзера.
Стальные экономайзеры изготовляются из труб диаметром от 28 до 38 мм, которые изгибаются в змеевики, Змеевики водяного экономайзера обычно размещают в опускном газоходе при поперечном омывании их продуктами сгорания. Расположение змеевиков чаще всего шахматное, но может быть и коридорное.
Коллекторы водяного экономайзера имеют круглую форму, и в промышленных котлах их обычно размещают за пределами газохода, укрепляя на опорах. Для разгрузки мест присоедипе-
256
I
Рис. 8-7. Схема мембранного водяного эконо-	1азь/
майзера
ния змеевиков к коллекторам от веса самих змеевиков, заполненных водой, их обычно подвешивают с помощью специальных подвесок к каркасу котла или опирают на каркас с помощью опорных стоек. Для сохранения шага между змеевиками к опорным стойкам приваривают гребенки.
На рис. 8-6 показана компоновка стального водяного экономайзера. Питательная вода поступает в нижний
коллектор, и, пройдя по параллельно включенным змеевикам, направляется в промежуточный коллектор экономайзера для выравнивания распределения воды по отдельным змеевикам. Установка промежуточных коллекторов особенно необходима, если в экономайзере происходит частичное парообразование, так как перемешивание должно производиться до начала парообразования. При этом недогрев воды на входе в кипящую часть поверхности нагрева экономайзера должен составлять не менее 40 К.
Для облегчения монтажа экономайзера отдельными блоками, удобства выполнения ремонтных работ и облегчения очистки поверхности нагрева от летучей золы поверхность разбивается на отдельные части (пакеты). Высота пакета не превышает 1,5 м при редком расположении труб и 1 м — при тесном. Между пакетами предусматриваются разрывы 600— 800 мм.
В последние годы плавниковые трубы (см. рис. 5-26) находят применение не только для мембранных экранных поверхностей нагрева газоплотных котлов, но и для мембранных водяных экономайзеров. Мембранный водяной экономайзер, изготовленный Подольским машиностроительным заводом имени С. Орджоникидзе, был испытан на котле производительностью 75 т/ч при сжигании сланцев. Испытанный мембранный экономайзер состоял из 10 мембранных пакетов, изготовленных из плавниковых труб 32x6 мм (схема экономайзера показана на рис. 8-7). Как показали испытания и опыт эксплуатации, экономайзер работает надежно без термических деформаций мембранных пакетов (прогибов, выпучиваний).
Развивая конструкцию мембранных водяных экономайзеров, Подольский завод разработал мембранно-лепестковые экономайзеры. Мембранно-лепестковая конструкция состоит из цельносварных мембранных панелей, на проставки которых поперек приварены частые и тонкие лепестки. В поперечном потоке газов лепестки омываются продольно, но, имея небольшую длину (равную ширине проставки), они работают как входные
9 Р. И. Эстеркин
257
элементы с высокой эффективностью и существенно улучшают коэффициент оребрения мембранной панели. При этом пара лепестков, располагающихся на проставке, по высоте не превышают диаметра труб и не приводят к увеличению габаритов экономайзера (в отличие от поперечного оребрения на трубах). Это создает компактность пучка и позволяет производить ремонт выемкой отдельного змеевика из пакета. Компактность в таких мембранно-лепестковых змеевиках приблизительно в 1,5—2 раза выше, чем поперечно оребренных. Мембранно-лепестковая поверхность нагрева, разработанная Подольским заводом, не имеет подобных аналогов за рубежом.
При сжигании газообразного топлива для конденсации водяных паров из продуктов сгорания (используется теплота, выделяющаяся при конденсации водяных паров) применяют контактные экономайзеры. Нагрев воды в них осуществляется за счет непосредственного контакта нагреваемой воды с продуктами сгорания. Контактный экономайзер располагается после всех поверхностей нагрева котлоагрегата. Вода, нагреваемая в нем, должна деаэрироваться и может быть использована для технологических нужд или горячего водоснабжения.
При сжигании твердых многозольных топлив наблюдается эоловый износ змеевиков стальных водяных экономайзеров, который особенно значителен в местах повышенных скоростей и концентраций уноса в продуктах сгорания. Для защиты стальных экономайзеров от эолового износа при сжигании высокозольных топлив в местах, подверженных износу, устанавливают накладки или защитные манжеты.
При наиболее часто применяемой П-образной компоновке котла и сжигании твердого топлива змеевики водяного экономайзера рекомендуется располагать параллельно задней степе котла. Это облегчает ремонт змеевиков, так как износу подвергаются не все змеевики, а только прилегающие к внешней стене шахты, потому что повышенные скорости и концентрации золы будут на внешней образующей поворота. Поперечное расположение змеевиков допускается при сжигании жидких, газообразных и малозольных твердых топлив.
Для смывания пузырьков воздуха с внутренней поверхности змеевиков скорость воды в трубах некипящей ступени должна быть не менее 0,3 м/с и не более 1,5 м/с во избежание чрезмерного сопротивления экономайзера. В кипящей ступени экономайзера скорость воды должна быть не менее 1 м/с.
При питании экономайзера водой с низкой температурой (близкой к температуре точки росы) происходит коррозия наружной поверхности вследствие конденсации водяных паров из продуктов сгорания. Однако исследования коррозии низкотемпературных поверхностей нагрева показали, что концентрация SO3 в продуктах сгорания и температура точки росы не определяют однозначно скорости коррозии, хотя и влияют на нее. Ис-
258
следования, выполненные ВТИ, показали, что на скорость корразии влияют также аэродинамические факторы.
Основными путями уменьшения низкотемпературной коррозии водяных экономайзеров являются: повышение температуры стенки поверхности нагрева, применение присадок (жидких, минеральных или газообразных), ведение процесса горения с минимальными коэффициентами избытка воздуха, систематическая очистка поверхности нагрева от золовых отложений, ликвидация застойных зон и равномерное омывание поверхности нагрева продуктами сгорания. Повышение температуры стенки труб экономайзера осуществляется путем подачи деаэрированной воды с температурой 103—104 °C. При установке вакуумных деаэраторов температура воды, поступающей в экономайзер, не должна быть ниже 70 °C.
При наличии растворенного в питательной воде кислорода или углекислого газа происходит интенсивная коррозия внутренней поверхности нагрева экономайзера. Особенно быстро выходят из строя вследствие коррозии стальные экономайзеры, имеющие небольшую толщину стенки труб по сравнению с чугунными. Интенсивность коррозии возрастает при пониженных нагрузках котла вследствие уменьшения скорости воды в трубах экономайзера. Коррозии подвергаются в первую очередь участки, на которых имеются местные сопротивления (повороты, прикипевший шлам, колечки сварочного грата). Для предотвращения коррозии внутренней поверхности нагрева водяных экономайзеров содержание растворенного в питательной воде кислорода не должно превышать значений, указанных в табл. 6-1.
Схемы включения некипящих и кипящих водяных экономайзеров в общий водяной тракт парогенератора различны. В соответствии с требованием правил Госгортехнадзора чугунные экономайзеры должны быть отключаемыми по водяному тракту и тракту продуктов сгорания (иметь обводный газоход для пропускания продуктов сгорания мимо экономайзера). При этом правилами Госгортехнадзора разрешено выполнять индивидуальные чугунные экономайзеры не отключаемыми по водяному тракту при условии непрерывного питания котла водой с помощью автоматического регулятора, устанавливаемого на входе воды в экономайзер.
Обводный газоход для отключения индивидуального водяного экономайзера по тракту продуктов сгорания необязателен при наличии сгонной линии, обеспечивающей постоянный пропуск воды через экономайзер в случае повышения температуры воды после пего. Пользоваться сгонной линией приходится при растопке котла. Схема включения чугунного экономайзера с устройством сгонной линии и размещением необходимой арматуры показана па рис. 8-8.
Стальные экономайзеры, в которых допускается закипание воды, как правило, выполняются не отключаемыми по водяному 9*	259
Рис. 8-8. Схема включения чугунного экономайзера
1 — барабан парогенератора; 2 — запорный вентиль; J —обратный клапан; 4— вентиль на сгонной линии для подачи воды в деаэратор; 5 — вентиль после водяного экономайзера; 6 — предохранительный клапан; /—чугунный водяной экономайзер; 8 — вентиль перед водяным экономайзером; 9— линия подачи воды от питательного насоса
Рис. 8-9. Схема включения кипящего водяного экономайзера
/ — барабан парогенератора; 2 — коллекторы водяного экономайзера; 3—водяной экономайзер; 4 — предохранительный клапан; 5 — обратный клапан; 6 — запорный вентиль; 7 — вентиль на линии рециркуляции
тракту и тракту продуктов сгорания. Во избежание превращения всей воды, находящейся в экономайзере, в пар при растопке парогенератора предусматривается рециркуляционная линия. Эта линия соединяет входной коллектор экономайзера с барабаном парогенератора и обеспечивает поступление воды в экономайзер при ее испарении в период растопки. На линии рециркуляции устанавливается вентиль, который открывается при растопке парогенератора и закрывается при включении парогенератора в паровую магистраль. Схема включения стального экономайзера с линией рециркуляции и необходимой арматурой показана на рис. 8-9.
8-3. Воздухоподогреватели
В современных котлах, особенно при сжигании влажных топлив, широко применяются воздухоподогреватели. Подача горячего воздуха в топку котла ускоряет воспламенение топлива и интенсифицирует процесс его горения, уменьшая потери теплоты от химической и механической неполноты горения. Установка воздухоподогревателя позволяет также снизить температуру уходящих газов, что особенно существенно при предварительном подогреве питательной воды, поступающей в водяной экономайзер.
В пылеугольных топках горячий воздух используется для сушки топлива в процессе его размола и транспорта готовой пыли. В то же время установка воздухоподогревателя требует дополнительных капитальных затрат, увеличивает габариты парогенератора и сопротивление газового и воздушного тракта агрегата.
260
Таблица 8-2
Рекомендуемый подогрев воздуха при камерном сжигании различных топлив
Характеристика топки и схемы пылеприготовления
Топливо
Температура воздуха,
Топки с твердым шлакоудалеии-ем при замкнутой схеме пыле-прпготовления:
с воздушной сушкой
с сушкой топлива газами Топки с твердым шлакоудале-пием при разомкнутой системе пылеприготовления с сушкой топлива газами
Камерные топки
Каменные и тощие угли
Бурые угли, фрезерный торф
Сланцы
Бурые угли
Всех видов
Мазут и природный газ
300—350 350—400 250—300 300—350 350
250—300
Примечание. Большие значения принимаются при сжигании топлив высокой влажности.
Температура подогрева воздуха выбирается в зависимости от способа сжигания и вида топлива. При сжигании каменных углей и антрацитов в слоевых топках температура подогрева воздуха не должна превышать 200 °C, а для бурых углей необходим подогрев до 150—250 °C. Рекомендуемые температуры подогрева воздуха при камерном сжигании топлива в зависимости от его сорта приведены в табл. 8-2.
Продукты сгорания, поступающие в воздухоподогреватель, охлаждаются в нем медленнее, чем нагревается воздух. Так, в среднем при охлаждении продуктов сгорания на 1 К воздух нагревается на 1,15—1,45 К. Это обусловлено тем, что количество продуктов сгорания и теплоемкость их больше, чем у нагреваемого воздуха, и для высокого подогрева воздуха при одноступенчатом подогреве потребовалась бы поверхность нагрева воздухоподогревателя весьма больших размеров. В современных парогенераторах для получения высокого подогрева воздуха применяют двухступенчатый подогрев, размещая воздухоподогреватель врассечку с водяным экономайзером. На рис. 8-10 показано размещение водяного экономайзера и воздухоподогревателя при двухступенчатом подогреве воздуха, а на рис. 8-11—сравнительный график подогрева воздуха в одно- и двухступенчатом воздухоподогревателе.
Как ясно из графика, при одноступенчатом подогреве нагрев воздуха до заданной температуры невозможен (штриховая линия, точка Г) из-за недостаточного температурного напора про-
26 <
Рпс. 8-10. Компоновка воздухоподогревателя врассечку
1 — вторая по ходу воздуха ступень воздухоподогревателя; 2 — водяной экономайзер; 3 — первая по ходу воздуха ступень воздухоподогревателя;
4 — перепускной воздушный короб
Рис. 8-11. График подогрева воздуха в одно- и двухступенчатом воздухоподогревателе
дуктов сгорания. При двухступенчатом подогреве за счет переноса второй ступени воздухоподогревателя в зону более высоких температур продуктов сгорания заданный подогрев воздуха может быть обеспечен (сплошная линия, точка 2). Расположение точек на графике
показывает также, что для подогрева воздуха до температуры, превышающей температуру уходящих продуктов сгорания, движение воздуха и газов должно быть противоточным. Очевидно, что при прямотоке температура горячего воздуха всегда будет ниже температуры уходящих газов. Кроме того, двухступенчатый подогрев позволяет сократить необходимую поверхность нагрева воздухоподогревателя за счет большего температурного напора во второй сту
пени воздухоподогревателя.
По принципу действия воздухоподогреватели разделяют на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативном воздухоподогревателе передача теплоты от продуктов сгорания к воздуху происходит непрерывно через разделительную стенку, по одну сторону которой движутся продукты сгорания, а по другую— нагреваемый воздух.
Конструктивно рекуперативные воздухоподогреватели могут быть чугунными или стальными (пластинчатыми и трубчатыми). В отечественном котлостроенин в настоящее время применяются трубчатые воздухоподогреватели. На рис. 8-12 показан куб такого воздухоподогревателя.
262
Рис. 8-12. Куб трубчатого воздухоподогревателя
/азы
Трубчатые воздухоподогреватели рекомендуется выполнять из труб наружным диаметром 33—40 мм с толщиной стенки 1,5 мм. Для малозольных топлив и природного газа могут применяться трубы наружным диаметром 2*9 мм. Куб трубчатого воздухоподогревателя состоит из двух металлических листов (трубные доски), в которые в шахматном порядке вварены
трубы. Продукты сгорания движутся внутри труб, а воздух омывает их снаружи, что облегчает очистку воздухоподогревателя от летучей золы. По воздушному тракту воздухоподогреватель может быть одноходовым или многоходовым.
В регенеративных воздухоподогревателях передача теплоты к нагреваемому воздуху осуществляется путем попеременного нагревания и охлаждения одной и той же поверхности нагрева. Конструктивно регенеративный воздухоподогреватель представляет собой барабан в цилиндрическом корпусе. Барабан заполнен набивкой и приводится во вращение от электродвигателя. Набивка выполнена из гофрированных металлических листов, что обеспечивает турбулизацию потока и более высокие коэффициенты теплоотдачи. Конструктивная
от продуктов сгорания
Выход воздуха
Вход дымовых газов
Вход воздуха
Выход дымовых газов
Рис. 8-13. Конструктивная схема регенеративного воздухоподогревателя
/ — короб; 2 — подшипник; вал; 4 — набивка; 5 — корпус; барабан; 7 — электродвигатель;
уплотнение
з — в —
8 —
263
схема регенеративного воздухоподогревателя показана на рис. 8-13.
Преимуществом регенеративных воздухоподогревателей является их компактность и небольшая масса, а основным недостатком— значительная перетечка воздуха с воздушной стороны в газовую (нормативный присос воздуха 0,2—0,25). Регенеративные воздухоподогреватели обеспечивают подогрев воздуха до 250—300 °C и применяются главным образом для котлов большой мощности.
Весьма существенным при конструировании воздухоподогревателей является выбор скоростей продуктов сгорания и воздуха. Для трубчатых воздухоподогревателей скорость продуктов сгорания обычно составляет 9—13, а воздуха 4,5—6 м/с.
Воздухоподогреватели, расположенные в зоне низких температур продуктов сгорания, подвержены наружной коррозии, которая особенно интенсивно протекает при сжигании сернистых топлив. Воздухоподогреватели промышленных парогенераторов обычно защищают от коррозии, поддерживая температуру стенки труб на 10 К превышающей температуру точки росы.
Температура точки росы продуктов сгорания (°C)
ip = ^конд +	(8-1)
где Допд— температура, при которой происходит конденсация водяных паров из продуктов сгорания, °C; Д/р— поправка, учитывающая увеличение температуры точки росы по сравнению с температурой конденсации.
Для топлив, не содержащих серы, температуру точки росы считают равной температуре конденсации водяных паров при их парциальном давлении в продуктах сгорания. В этом случае температура точки росы составляет 45—55 °C.
Величина Д/р зависит от ности,
приведенной сернистости и золь-
125 V Sn
1,05аУнЛП
(8-2)
Коррозия при сжигании сернистых топлив протекает медленно (не скорее 0,2 мм/год) при соблюдении следующего условия:
/конд + 25 < /ст < 105 °C.	(8-3)
Проверка отсутствия росы на трубах воздухоподогревателя производится путем определения минимальной температуры стенки. Для трубчатого воздухоподогревателя (°C)
умин О,8ак0 4-ак<вп
*СТ --- ~ П
0,95ак + а®
(8-4)
где ад, ад—коэффициенты теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке и от стенки к воздуху, Вт/(м2- К); й", /вц — темпе-
264
Рис. 8 14. Компоновка ВГ1СТ: a — с горизонтальными трубами; б — с вертикальными трубами
1 — типовой блок; 2 — обмывочное устройство
ратура продуктов сгорания после воздухоподогревателя и тем-псратура воздуха на входе в воздухоподогреватель, °C; 0,8 и 0,95 — коэффициенты, учитывающие загрязнение поверхности воздухоподогревателя.
Температура стенки, подсчитанная по вышеприведенной формуле, должна быть выше температуры точки росы. Следует учитывать, что при сжигании сернистых мазутов температура точки росы достигает 140 °C. В связи с этим полное отсутствие коррозии при сжигании сернистого мазута с коэффициентом избытка воздуха 1,20—1,25 и при продольном омывании продуктами сгорания достигается при /гт>125 °C. Сжигание мазута с ост = 1,02-4-1,03 приводит к заметному уменьшению образования SO3 при горении, что позволяет снизить температуру стенки до 85 °C.
При сжигании сернистых топлив для защиты воздухоподогревателя от коррозии его поверхность нагрева покрывают кислотостойкой эмалью. Одним из перспективных направлений является изготовление «холодных» (низкотемпературных) поверхностей воздухоподогревателя из специальных сортов стекла. Воздухоподогреватель со стеклянными трубами (ВПСТ) позволяет при сжигании высокосернистых мазутов снизить температуру уходящих газов до 125—130 °C, т. е. повысить КПД котла ва 2,5—3%. Предварительный подогрев воздуха в ВПСТ до 80—90 °C исключает конденсацию паров серной кислоты на поверхности нагрева стальной части воздухоподогревателя и, следовательно, предохраняет ее от коррозии.
В СССР выпускаются термостойкие трубы из малощелочного стекла марки 13в (диаметр труб 45 мм, толщина стенки 4—4,5 мм). Допустимая рабочая температура стекла 350— 400 °C. Термостойкость стекла, характеризуемая температурой, при которой допустим переход из горячей среды в холодную,
26'
Рис. 8-15. Схема воздухоподогревателя с про-
Газы
Зола
межуточным теплоносителем ГТ — герметичные трубки
составляет 90—100 °C. Компоновка воздухоподогревателя со стеклянными трубами из типовых блоков показана на рис. 8-14. Площадь поверхности нагрева типового блока составляет
224 м2. Типовый блок представляет со-Ц бой параллелепипед с наружными раз-
мерами 3140X2080X1350 мм. Каркас блока сварен из швеллеров № 10 и 12 и состоит из торцевых рам и продольных связей. К торцевым рамам приварены трубные доски. Трубы распо-порядке. Для паровых и водогрейных монтироваться с горизонтальными
ложены в шахматном котлов ВПСТ могут
(рис. 8-14, а) или вертикальными (рис. 8-14,6) трубами. ВПСТ
устанавливаются по ходу воздуха перед стальными воздухопо догревателями на стороне всасывания или нагнетания дутьевого
вентилятора.
Очистка наружной поверхности ВПСТ производится обмывкой. Обмывку выполняют горячей водой с температурой 90— 100° С и давлением не ниже 500 кПа при работе котла с нагрузкой 50 % номинальной. На неработающем котле ВПСТ обмывают холодной водой.
Для защиты от коррозии могут также применяться воздухоподогреватели с промежуточным теплоносителем. Принципиальная схема такого воздухоподогревателя показана на рис. 8-15. Он состоит из герметически закрытых трубок, заполненных примерно наполовину водой. Одна часть наклонно устанавливаемых трубок омывается продуктами сгорания, а другая— нагреваемым воздухом. В результате обогрева продуктами сгорания в нижней части трубок образуется пар, который поднимается по наклонной трубке. Пар, попав в часть трубок, омываемую воздухом, вследствие охлаждения конденсируется. В результате стенки трубок, находящиеся в зоне обогрева продуктами сгорания, имеют температуру, несколько большую температуры кипящей в трубках воды (100 °C при давлении 101 кПа). Очевидно, что из воды, заливаемой в трубки, должны быть полностью удалены растворенные в ней газы (кислород, углекислый газ).
Для поддержания температуры стенки воздухоподогревателя, превышающей температуру точки росы, применяют рециркуляцию горячего воздуха и предварительный нагрев воздуха перед подачей его в воздухоподогреватель. В последнее время рециркуляцией горячего воздуха во всасывающий патрубок вентилятора пользуются редко, так как при этой схеме возрастает
266
расход электроэнергии на привод вентилятора. Кроме того, рециркуляция плохо защищает воздухоподогреватель при растопке парогенератора. Подогрев воздуха перед поступлением его в воздухоподогреватель широко применяется в настоящее время, так как обеспечивает необходимый подогрев воздуха при любых режимах работы парогенератора.
8-4. Основы расчета пароперегревателей, водяных экономайзеров и воздухоподогревателей
Расчет пароперегревателя может быть конструктивным или поверочным. Конструктивный расчет выполняется при создании новых котлов в конструкторских бюро заводов-изготовителей.
При проектировании и эксплуатации котельных установок чаще всего приходится выполнять поверочный расчет пароперегревателя. Задачей расчета в этом случае является определение температуры продуктов сгорания после пароперегревателя и выявление возможности при имеющейся поверхности нагрева пароперегревателя получить необходимый перегрев пара. Если в результате расчета выявится, что существующая поверхность нагрева пароперегревателя не обеспечит необходимой температуры перегретого пара, то должны быть разработаны соответствующие мероприятия и внесены коррективы в чертежи поверхности нагрева пароперегревателя.
Последовательность расчета пароперегревателя зависит от расположения его в газовом тракте котла, от способа регулирования перегрева пара и схемы включения регулятора перегрева.
Для промышленных котлов, как правило, применяются конвективные пароперегреватели, расположенные после фестона или первого конвективного пучка труб поверхности нагрева, для получения пара с температурой до 450 °C. Парогенераторы низкого давления обычно вырабатывают пар с перегревом около 250 °C и не имеют регулятора перегрева. Котлы давлением 3,92 МПа вырабатывают пар с температурой около 450 °C и имеют поверхностные или впрыскивающие пароохладители, установленные врассечку. В соответствии с этим ниже рассматривается последовательность расчета пароперегревателей, показанных на рис. 8-16.
Расчет конвективного пароперегревателя, имеющего поверхностный или впрыскивающий пароохладитель, установленный врассечку, как показано на рис. 8-16, г, производится по частям. Сначала рассчитывается первая по ходу продуктов сгорания часть. Расчет следует производить в следующей последовательности:
1.	По имеющимся чертежам определить поверхность нагрева первой части пароперегревателя, относительные поперечный и продольный шаги труб (s{/d, s2/d), характер расположе-
267
Рис. 8-16. Схема конвективных пароперегревателей: а — противоточная; б — прямоточная без пароохладителя; в — с последовательно-смешанным током без пароохладителя; г — с последовательно-смешанным током и пароохладителем, установленным врассечку
/ — барабан парогенератора; 2 — коллектор перегретого пара; 3 — змеевики партнере гревателя; 4 — поверхностный нли впрыскивающий пароохладитель; I, II— части пароперегревателя по движению продуктов сгорания
ния труб (шахматное или коридорное), живые сечения для прохода продуктов сгорания и пара.
2.	Выбрать основные расчетные параметры: температуру продуктов сгорания на входе в пароперегреватель й7, давление, температуру и энтальпию перегретого пара. Задаться тепловос-приятием пароохладителя Дгпо = 60ч-85 кДж/кг.
3.	Задаться двумя температурами продуктов сгорания й" после первой части пароперегревателя. В дальнейшем весь расчет выполнить при этих двух температурах.
4.	Для двух выбранных температур продуктов сгорания й" по уравнению (6-12) определить теплоту, отданную продуктами сгорания пару.
5.	Вычислить энтальпию пара на выходе из пароохладителя, приравняв теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой паром (кДж/кг):
^0 = ^--^-.	(8-5)
где tne — энтальпия перегретого пара, кДж/кг; Вр — расчетный расход топлива, кг/с; D — расход пара, кг/с; Qn— теплота, отданная продуктами сгорания пару, кДж/кг или кДж/м3.
268
Рис. 8-17. Номограмма для определения температурного напора при последовательно-смешанном токе продуктов сгорания и пара
6.	Из таблиц для перегретого пара по значениям энтальпии и давления найти температуру пара после пароохладителя.
7.	Определить температурный напор. При последовательносмешанном токе (рис. 8-16,8 и первая часть пароперегревателя, показанного на рис. 8-16, а) температурный напор (°C) определяется по уравнению
Д/пе='Ф^прт,	(8-6)
где Д/пРт — температурный напор при противотоке, определяется по уравнению (6-9); гр — коэффициент пересчета от противоточной схемы к последовательно-смешанной, определяется по номограмме, приведенной на рис. 8-17.
При прямотоке температурный напор определяется по уравнению (-6-9).
Для пользования номограммой, показанной на рис. 8-17, вычисляются безразмерные определяющие параметры:
Л=//прм/Д;	(8-7)
р=4дНт--’	М
Я =	,	(8-9)
t" — t'
где ЯПрм — площадь поверхности нагрева, в которой осуществляется прямоток, м2; Н — площадь полной поверхности нагрева рассчитываемой части пароперегревателя, м2; й7 и й>"— температура продуктов сгорания на входе и на выходе рассчитываемой части поверхности нагрева, °C; t' и t"— температура пара па входе и на выходе рассчитываемой части поверхности нагрева пароперегревателя, °C.
269
(8-10)
8.	Подсчитать среднюю скорость газов (продуктов сгорания) в газоходе пароперегревателя (м/с)
_ BpVr(& + 273)
УУг - '—-
F-273
9.	Определить коэффициент теплоотдачи конвекцией. При поперечном омывании коридорных и шахматных пучков труб коэффициент теплоотдачи определяется по формуле (6-20).
10.	Вычислить расчетную скорость пара в змеевиках пароперегревателя (м/с)
- Dv^lf,
(8-11)
где D — расход пара, кг/с; цСр — средний удельный объем пара, м3/кг (определяется из таблиц водяных паров при среднеарифметических давлении и температуре пара рассчитываемой части пароперегревателя); f — площадь живого сечения для прохода пара, м2.
11.	Подсчитать коэффициент теплоотдачи от стенки к пару, Вт/(м2 • К),
0-2 —	(8-12)
где <хн—коэффициент теплотдачи, определяемый из номограммы, показанной на рис. 8-18, по средним значениям скорости, давления и температуры пара в рассчитываемой части пароперегревателя; а — поправочный коэффициент, определяемый по кривой, показанной на рис. 8-18.
12.	Найти степень черноты газового потока в соответствии с указаниями п. 8 § 6-9 (рекомендуемый порядок расчета конвективных поверхностей нагрева).
13.	Вычислить температуру стенки труб пароперегревателя, принимаемую при сжигании твердого и жидкого топлива равной температуре наружного слоя золовых отложений на трубах (°С)	Z 1 X в
t3 = t+(z+—}-^Q6,	(8-13)
\ а2 / п
где t— среднеарифметическое значение температуры пара в рассчитываемой части пароперегревателя, °C; е — коэффициент загрязнения, м2-К/Вт (для пароперегревателей с коридорным и шахматным расположением труб при сжигании жидких топлив принимается 8=0,00257; для пароперегревателей с коридорным расположением труб при сжигании твердых топлив е = 0,0043).
При сжигании газообразного топлива температура загрязненной стенки труб пароперегревателя (°C)
4 = / + 25,	(8-14)
где t—среднеарифметическое значение температуры пара в рассчитываемой части пароперегревателя.
270
Рис. 8-18. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к перегретому пару при продольном омывании змеевиков пароперегревателя
14.	Определить коэффициент теплоотдачи излучением Вт/(м2-К). Для запыленного потока (при сжигании твердых топлив)
Для незапыленного образного топлив)
ал = ано-		(8-15)
потока (при сжигании жидкого и газо-
ал —«„СгЯ,	(8-16)
где аи— коэффициент теплоотдачи излучением, определяется из номограммы, показанной на рис. 6-13; сг — поправка, вводимая при отсутствии золовых частиц в продуктах сгорания (см. рис. 6-13); а — степень черноты продуктов сгорания.
15.	Подсчитать коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к стенке труб пароперегревателя, Вт/(м2-К),
«1 = £ (ак ф ал),
(8-17)
где § — коэффициент использования (для поперечно омываемых пучков труб конвективных пароперегревателей принимается g=l); ак — коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева, определяется по п. 7 § 6-9.
16.	Определить коэффициент теплопередачи. Для шахматных и коридорных пучков труб при сжигании газа и мазута,
271
а также коридорных пучков при сжигании твердого топлива, Вт/(м2-К),
К =-----2^1---,	(8-18)
1 4“ а1/а2
где ф — коэффициент тепловой эффективности, при коридорном расположении труб и сжигании твердых топлив определяется из табл. 6-5; при сжигании газа принимается ф = 0,85, при сжигании мазута с а>1,03 значение ф определяется из табл. 6-6.
17.	Вычислить количество теплоты, воспринятое пароперегревателем (кДж/кг или кДж/м3),
18.	По принятым двум значениям температуры и полученным значениям Qr, и QT производится графическая интерполяция для определения температуры продуктов сгорания после пароперегревателя. Метод графической интерполяции подробно описан в § 6-9 (п. 13, рис. 6-14).
19.	По найденной температуре 0р" и уравнению (6-12) определить Qc, а из уравнения (8-5)—энтальпию пара на выходе из пароохладителя tno". На этом расчет первой части пароперегревателя заканчивается.
Расчет второй по ходу продуктов сгорания части пароперегревателя, имеющего пароохладитель, включенный врассечку, и расчет пароперегревателей без пароохладителей (см. рис. 8-16, а—в) производится в следующей последовательности.
1.	По чертежам определить поверхность нагрева всего пароперегревателя или рассчитываемой второй части, относительные шаги труб sjd и s2/d, характер расположения труб, площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания и пара.
2.	Выбрать основные расчетные параметры: температуру продуктов сгорания перед пароперегревателем или перед его частью, определенную предыдущим расчетом, давление, температуру и энтальпию перегретого пара после второй части пароперегревателя (энтальпия пара после второй части пароперегревателя)
Z*no ~ Но 2 М"по-	(8-20)
3.	Из таблиц для перегретого пара по величине ino' и давлению пара найти температуру его после второй части пароперегревателя.
4.	Определить тепловосприятие пароперегревателя, кДж/кг или кДж/м3:
при расчете пароперегревателя без пароохладителя
Qne =	-(1'пе-1'и);	(8-21)
Ор
272
при расчете второй части пароперегревателя с поверхностным пароохладителем
Qnc=	(8-22)
Op
при расчете второй части пароперегревателя с впрыскивающим пароохладителем
Qne - ~ Оно- ‘Л	(8-23)
Ор
где !цо — энтальпия перегретого пара, кДж/кг; 1по'— энтальпия пара после второй части пароперегревателя, кДж/кг; D — расход перегретого пара, кг/с; Вр — расход топлива, кг/с; AD— расход охлаждающей воды на впрыскивающий пароохладитель, кг/с.
Расход воды на впрыскивающий пароохладитель (кг/с)
ДО- D	,	(8-24)
^по 1ж
где iiK — энтальпия воды, подаваемой в пароохладитель (при впрыскивании собственного конденсата парогенератора определяется по таблицам водяных паров для давления в конденсаторе) .
5.	Из уравнения теплового баланса определить энтальпию продуктов сгорания после всего пароперегревателя или его второй части (кДж/кг или кДж/м3)
/пп = /пп---------Аа/°,	(8-25)
<р
где I' — энтальпия продуктов сгорания перед пароперегревателем, определяется из табл. 3-7 по их температуре и коэффициенту избытка воздуха перед пароперегревателем; Аа — присос воздуха в пароперегреватель (из табл. 3-5); <р—коэффициент сохранения теплоты, определяется по формуле (4-37); 7°— энтальпия теоретического количества воздуха, определяется из табл. 3-7 при fB = 30 °C; Qm — тепловосприятие пароперегревателя или его части.
По величине 7ПП" из табл. 3-7 при коэффициенте избытка воздуха после пароперегревателя определить температуру продуктов сгорания после пароперегревателя.
7.	При расчете второй части пароперегревателя коэффициент теплопередачи принимать равным коэффициенту теплопередачи, рассчитанному для первой части. В остальных случаях расчет коэффициента теплопередачи выполнять в последовательности, описанной при расчете первой части пароперегревателя (пп. 8—16).
273
8.	В зависимости от схемы взаимного движения продуктов сгорания и пара определить температурный напор: при противотоке и прямотоке по уравнению (6-9), при последовательносмешанном токе по уравнению (8-6).
9.	По уравнению теплопередачи определить теплоту, воспринятую пароперегревателем (кДж/кг или кДж/м3),
„ КИМ
Мт
Ю3Вр
(8-26)
10.	Произвести сравнение тепловосприятий пароперегревателя QT и Qne (в процентах), определяемых по уравнениям (8-26), (8-21) —(8-23):
AQ =	. ЮО.	(8-27)
One
Если расхождение между QT и Qne составляет не более 2 % (при отсутствии пароохладителя — не более 3%), расчет пароперегревателя считать оконченным, так как существующая поверхность нагрева обеспечит необходимый перегрев пара.
В противном случае определить необходимую площадь поверхности нагрева всего пароперегревателя или его второй части (м2)
__ 103BpQne Д’Д«
(8-28)
Уменьшение поверхности нагрева пароперегревателя или его второй части может быть достигнуто укорачиванием змеевиков, их торкретированием или удалением отдельных змеевиков путем их вырезки. Коридоры, образовавшиеся при вырезке змеевиков, должны быть заложены огнеупорным кирпичом, т. е. живое сечение и поперечный шаг st между змеевиками должны быть сохранены прежними. Увеличение поверхности нагрева пароперегревателя или его второй части может быть достигнуто путем удлинения его змеевиков.
В промышленных котлах, работающих при давлении пара до 2,16 МПа, чаще всего применяются чугунные экономайзеры, а при большом давлении — стальные. При этом в котлах горизонтальной ориентации производительностью до 20 т/ч, имеющих развитые конвективные поверхности, часто ограничиваются установкой только водяного экономайзера. В котлах производительностью более 20 т/ч вертикальной ориентации с пылеугольными топками после водяного экономайзера всегда устанавливается воздухоподогреватель. При сжигании высоковлажных топлив в пылеугольных топках применяется установка воздухоподогревателя врассечку с водяным экономайзером (см. рис. 8-10).
При установке только водяного экономайзера рекомендуется следующая последовательность его расчета:
274
(8-30)
1.	По уравнению теплового баланса (6-12) определить количество теплоты (кДж/кг или кДж/м3), которое должны отдать продукты сгорания при принятой температуре уходящих газов,
<3б = ф (Лэк - /эк + Даэк/в)>	(8-29)
где /01/ — энтальпия продуктов сгорания на входе в экономайзер, определяется из табл. 3-7 по температуре продуктов сгорания, известной из расчета предыдущей поверхности нагрева, кДж/кг или кДж/ м3; /эк энтальпия уходящих газов, определяется из табл. 3-7 по принятой в начале расчета температуре уходящих газов, кДж/кг или кДж/м3; <р — коэффициент сохранения теплоты, определяется по формуле (4-37); ДаЭк — присос воздуха в экономайзере, принимается из табл. 3-5; /п°— энтальпия теоретического количества воздуха, определяется нз табл. 3-7 при 1в = 30 °C.
2.	Приравнивая теплоту, отданную продуктами сгорания, теплоте, воспринятой водой в водяном экономайзере, определить энтальпию воды после водяного экономайзера (кДж/кг)
" fipQ6 । •' ,к D + D„p
где ф/—энтальпия воды на входе в экономайзер, кДж/кг; D — паропроизводительность парогенератора, кг/с; £)пр —расход продувочной воды, кг/с.
По энтальпии воды после экономайзера из таблиц для воды и водяного пара по давлению воды определить ее температуру Если полученная температура воды окажется на 40 °C ниже температуры кипения в барабане парогенератора (при наличии автоматики, регулирующей температуру подогрева воды в экономайзере, эта разность может быть снижена до 20 °C), то для парогенераторов давлением до 2,16 МПа к установке принимают чугунный экономайзер. При несоблюдении указанных условий к установке следует принять стальной змеевиковый экономайзер.
3.	В зависимости от направления движения воды и продуктов сгорания в экономайзере по уравнению (6-9) определить температурный напор.
4.	Выбрать конструктивные характеристики принятого к установке экономайзера. Для чугунного и стального экономайзера выбирается число труб в ряду с таким расчетом, чтобы скорость продуктов сгорания была в пределах от 6 до 9 м/с при номинальной паропроизводительности парогенератора. Не рекомендуется устанавливать менее 3 и более 10 труб в ряду. Для стальных змеевиковых экономайзеров число параллельно включенных змеевиков должно быть выбрано таким, чтобы скорость воды в некипящей части экономайзера была не менее 0,3 м/с, а в кипящей — не менее 1 м/с. Принимать скорость воды более 1,5 м/с не рекомендуется.
275
Рис. 8-19. Коэффициент теплопередачи для
чугунных экономайзеров
5.	Определить действительную скорость продуктов сгорания в экономайзере (м/с)
ВРУ-(^к + ЭТЗ)_
Рэк-273
где Вр — расчетный расход топлива, кг/с или м3/с; ]/г — объем продуктов сгорания при среднем коэффициенте избытка воздуха, определяется из табл. 3-6; й:т— среднеарифметическая температура продуктов сгорания в экономайзере, °C; Рэк — площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания, м2.
6.	Определить коэффициент теплопередачи. Для чугунных экономайзеров коэффициент теплопередачи k=kHc» определяется с помощью номограммы, показанной на рис. 8-19. При сжигании мазута коэффициент теплопередачи, полученный по номограмме, снижается на 25%. Для стальных змеевиков водяных экономайзеров коэффициент теплопередачи определя
276
ется, как для конвективных пучков (подробно рассмотрено в § 6-9).
7.	Определить площадь поверхности нагрева водяного экономайзера (м2)
и _ 103Q6Bp “ЭК —
км
(8-32)
8.	По полученной площади поверхности нагрева экономайзера окончательно установить его конструктивные характеристики.
Для чугунного экономайзера определить общее число труб и число рядов по формулам:
п = Дэк/Нтр;	(8-33)
tn~nla,	(8-34)
где Нтр — площадь поверхности нагрева одной трубы, м2; а — принятое число труб в ряду.
Для стального экономайзера определить длину каждого змеевика, число петель и полную высоту пакетов экономайзера:
^пет — ^зм/й ;
— ^пет^пет»
(8-36)
(8-37)
где Z3M — длина змеевика, м; d — наружный диаметр труб экономайзера, м; z — полное число труб экономайзера, включенных параллельно; гПет — число петель; а' — длина пакета экономайзера, м; /гэк — высота пакетов экономайзера, м; 5Пет = = 2s2 — шаг петли экономайзера, м; s2 — шаг между рядами труб по ходу газов.
9.	Определить невязку теплового баланса, которая нс должна превышать 0,5 % QJJ:
—---------100^0,5%.	(8-38)
МнПбр
Невязка теплового баланса
AQ = Bp[QSri6P- (Рл + Рк + Спе + Рэк)]-	(8-39)
где рл, QK, Qne, Q3k — определенные при расчете количества теплоты, воспринятые лучевоспринимающими поверхностями нагрева, конвективными пучками, пароперегревателем и водяным экономайзером.
Для промышленных котлов в основном применяются трубчатые воздухоподогреватели, чаще всего устанавливаемые
Рис.. 8-20. Номограмма для определения температурного напора при перекрестном токе
1 — однократный перекрест; 2 — двукратный; 3 — трехкратный; 4 — четырехкратный
после водяного экономайзера. Расчет таких воздухоподогрева-тел<сй производится в следующей последовательности:
1.	При конструктивном расчете воздухоподогревателя вы-бра:ть диаметр труб, поперечный Si/d и продольный s2/d относительные шаги, площади поперечного сечения для прохода продуктов сгорания и воздуха, число ходов. При поверочном
278
расчете существующего воздухоподогревателя перечисленные характеристики и его поверхность нагрева определяются из чертежей.
2.	Определить минимальный температурный напор на горячем конце воздухоподогревателя (°C)
А^гор=19’вп—6". В,	(8-40)
где Ов/ — температура продуктов сгорания на входе в воздухоподогреватель, известна из расчета предыдущей поверхности нагрева; tr. в — температура горячего воздуха, принята при составлении теплового баланса парогенератора.
Если значение Д/гор окажется меньшим 25—30 °C, то при конструктивном расчете это указывает на необходимость применения неоправданно большой поверхности нагрева, а при поверочном — на недостаточность имеющегося воздухоподогревателя для получения принятой температуры горячего воздуха. В обоих случаях необходимо снизить температуру горячего воздуха и произвести расчет парогенератора заново или применить двухступенчатую компоновку воздухоподогревателя.
3.	Определить тепловосприятие воздуха в воздухоподогревателе. При предварительном подогреве воздуха в калорифере тепловосприятие (кДж/кг или кДж/м3)
Qbh = (рг. в +	(/?. B-/U	(8-41)
где рг. в — отношение количества горячего воздуха к теоретически необходимому:
Рг. в = ат — Аат — Аапл;	(8-42)
в двух последних формулах Аат, АаВп, ДаПл — присосы воздуха в топку, воздухоподогреватель и систему пылеприготовления (определяются из табл. 3-5 и 5-9); /°п> /?. в — энтальпия теоретического количества воздуха па входе в воздухоподогреватель и на выходе из него, определяется из табл. 3-7 для соответствующих температур, принятых при составлении теплового баланса парогенератора.
4.	Из уравнения теплового баланса (6-12) определить энтальпию продуктов сгорания после воздухоподогревателя (кДж/кг или кДж/м3)
С = /вп -	+ Аавп/°.	(8-43)
ф
Полученное значение Iвт/ сравнивается с предварительно принятой при составлении теплового баланса энтальпией уходящих газов. Если расхождение не превысит 0,5 % располагаемой теплоты топлива Qpc, то расчет выполнен правильно.
279
Рис. 8-21. Схемы перекрестного тока с разным числом перекрестов, указанных цифрами в соответствии с рис. 8-20
5.	В зависимости от взаимного движения воздуха и продуктов сгорания определить температурный напор в воздухоподогревателе. При прямотоке и противотоке температурный напор определяется по уравнению (6-9), а при последовательно-смешанном и перекрестном токе — по уравнению (8-6). Поправочный коэффициент ф при последовательно-смешанном токе определяется по номограмме, показанной на рис. 8-17, а параметры А, Р и R, необходимые для пользования номограммой,— по формулам (8-7), (8-8), (8-9). Поправочный коэффициент ф для перекрестного тока определяется по номограмме, приведенной на рис. 8-20, в зависимости от числа перекрестов. Схемы перекрестного тока показаны на рис. 8-21.
Для пользования номограммой вычисляются безразмерные параметры:
Р =(8-44) — V
R = r6/rm	(8-45)
где и f — температуры продуктов сгорания и воздуха на входе в поверхность нагрева, °C; Тб — изменение (перепад) температуры при прохождении поверхности нагрева той средой, у которой оно большее, °C; тм — изменение температуры второй среды (меньшее), °C.
6.	Определить скорость продуктов сгорания в воздухоподогревателе (м/с)
BpVrQ -|- 273)
Ввп-273
(8-46)
7. Определить (м/с)
скорость воздуха в воздухоподогревателе
ВрРг. BVo (t + 273) цУп ------- -
F-273
(8-47)
где V0 — теоретическое количество воздуха, необходимое для горения, м3/кг или м3/м3; t — среднеарифметическое температур воздуха на входе и выходе воздухоподогревателя, °C; F —площадь поперечного сечения для прохода воздуха, м2.
280
8.	Определить коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к стенке в соответствии с указаниями, приведенными в § 6-9, п. 7.
9.	Определить суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева, Вт/(м2-К),
«1 = £ («к + «л),	(8-48)
где ал — коэффициент теплоотдачи излучением, для трубчатых воздухоподогревателей первой ступени принимается ал = 0; £— коэффициент использования поверхности нагрева; при сжигании АШ, фрезерного торфа, мазута и древесного топлива принимается равным 0,8, а для всех остальных топлив — 0,85.
10.	Определить коэффициент теплоотдачи от стенки поверхности нагрева к воздуху, Вт/(м2-К). При поперечном омывании коридорных и шахматных пучков
а2 — аясгс$Сф,	(8-49)
где ан — коэффициент теплоотдачи по номограмме; при поперечном омывании коридорных пучков определяется из рис. 6-10, при поперечном омывании шахматных пучков — из рис. 6-11; cz, cs, Сф — поправки, определяемые при поперечном омывании коридорных пучков из рис. 6-10, а при поперечном омывании шахматных пучков —из рис. 6-11.
Для определения перечисленных выше поправок необходимо вычислить:
среднюю температуру воздуха
/г=	+ < .	(8-50)
2
относительные шаги ai — Si/d и a2 = s2d.
11.	Определить коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К):
К = с И1СС2 	(8-51)
«1 + а2
12.	При конструктивном расчете из уравнения теплопередачи определить площадь поверхности нагрева воздухоподогревателя (м2)
IJ ___ Ю’ОвпВр	IO ГПХ
—йД'	(8’52)
При поверочном расчете (поверхность нагрева воздухоподогревателя известна) из уравнения теплопередачи определяется теплота, воспринятая воздухом,
<8-53)
По значению QBn определяется энтальпия горячего воздуха после воздухоподогревателя (кДж/кг или кДж/м3)
281
По величине 7° в из табл. 3-7 определяется температура горячего воздуха после воздухоподогревателя /г. в. Если температура горячего воздуха 4. в отличается от принятой при составлении теплового баланса (см. § 4-4) не более чем на ±40 °C, то расчет считается оконченным. В противном случае расчет парогенератора следует повторить, задавшись новой температурой горячего воздуха, близкой к полученной.
Контрольные вопросы
1.	Каковы условия работы труб пароперегревателя?
2.	Какие факторы влияют на надежность работы труб пароперегревателя?
3.	Дайте характеристику схем взаимного движения пара и продуктов сгорания в конвективных пароперегревателях.
4.	Как конструктивно выполняются пароперегреватели?
5.	Какие способы регулирования перегрева пара применяются?
6.	Какие экономайзеры называются некипящими?
7.	При каких условиях применяются чугунные экономайзеры?
8.	Как конструктивно устроен чугунный экономайзер?
9.	Как рекомендуется компоновать чугунные экономайзеры?
10.	Как конструктивно выполняется стальной экономайзер?
11.	Как рекомендуется компоновать стальные экономайзеры?
12.	Какие меры принимаются для уменьшения коррозии экономайзеров?
13.	В чем заключаются преимущества применения горячего воздуха?
14.	Для чего применяется двухступенчатый подогрев воздуха?
15.	Как конструктивно выполняются рекуперативные воздухоподогреватели?
16.	Укажите причины коррозии воздухоподогревателей.
17.	Как влияет содержание серы в топливе на температуру точки росы?
18.	Каков принцип работы воздухоподогревателя с промежуточным теплоносителем?
19.	Какие мероприятия применяют с целью уменьшения коррозии воздухоподогревателей?
20.	Каковы основные задачи теплового расчета пароперегревателей?
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И СТРОИТЕЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ
9-1	. Металлы. Основы расчета котлоагрегатов на прочность
Поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов, выполненные из металла, находятся под воздействием высоких температур, механических напряжений и агрессивной среды. В результате тяжелых условий работы металла паровых и водогрейных котлов, и особенно металла поверхностей нагрева, могут возникать явления ползучести, коррозии, изменения структуры и механических свойств.
282
Разрушение металла вследствие указанных явлений весьма опасно, особенно элементов, работающих под давлением, превышающем атмосферное, так как может привести к травмированию эксплуатационного персонала. Поэтому применение различных металлов и их сплавов строго регламентировано правилами Госгортехнадзора, которые являются обязательными для всех ведомств и министерств.
При изготовлении деталей котлоагрегатов и в процессе эксплуатации в деталях возникают внутренние напряжения. Внутренние напряжения обусловлены неравномерным распределением пластических деформаций, которые могут вызываться неоднородной структурой металла, неравномерным нагревом и охлаждением, влиянием внешней нагрузки.
Внутренние напряжения условно разделяют на остаточные и температурные. Остаточные напряжения появляются в процессе изготовления или монтажа (сварка, вальцовка листов или развальцовка труб, неправильная термическая обработка). Температурные напряжения возникают в толще металла при неравномерном обогреве деталей. Весьма значительные температурные напряжения возникают в трубах экранных и конвективных поверхностей нагрева. Это обусловлено значительной тепловой нагрузкой и высокой температурой наружной стенки труб. С увеличением тепловой нагрузки и толщины стенки труб температурные напряжения возрастают.
Основными металлами, применяемыми при изготовлении элементов паровых и водогрейных котлов, а также их топочных устройств, являются сталь и чугун.
Прочностные свойства стали характеризуются временным сопротивлением разрыву и пределом текучести, так как в условиях умеренных температур эти характеристики являются основой выбора допускаемых напряжений. Временное сопротивление разрыву стали зависит от температуры. При повышении температуры до 250—300 °C временное сопротивление углеродистой стали увеличивается, а затем с ростом температуры начинает уменьшаться.
Предел текучести характеризуется таким напряжением, при котором сталь начинает пластически деформироваться. Стали, применяемые в котлостроении, должны иметь высокую пластичность, т. е. обладать способностью воспринимать без разрушения остаточную деформацию. Это требование связано с технологией изготовления парогенераторов и водогрейных котлов, а также с условиями их работы, при которых происходят различные температурные деформации. Кроме того, котельные стали должны обладать достаточно высокой ударной вязкостью, высокой сопротивляемостью старению, жаропрочностью, повышенной сопротивляемостью ползучести и большей прочностью по сравнению с обычными углеродистыми сталями. Свойства стали в основном зависят от ее химического состава, метода изготовления и последующей обработки.
283
В котлостроении применяют углеродистые и легированные стали, т. е. такие, в которые для улучшения механических и физико-химических свойств добавлены другие металлы. Углеродистые стали более дешевы чем легированные, и поэтому широко применяются. Углеродистые стали в зависимости от содержания вредных примесей, способа выплавки и степени однородности свойств разделяются на стали обыкновенного качества и стали качественные.
Легированные стали разделяются на низколегированные (до 3,5—4 % легирующих элементов), среднелегированные (4—10 % легирующих элементов) и высоколегированные (свыше 10 % легирующих элементов). В качестве присадок применяют молибден, никель, ванадий, вольфрам, алюминий, марганец, кремний, ниобий, бор, кобальт.
Молибден даже в небольших количествах (0,25—0,55 %) существенно повышает временное сопротивление разрыву и предел текучести стали при высоких температурах. Хром больше всего влияет на повышение жаростойкости стали. При больших количествах хрома повышается сопротивляемость стали коррозии. Никель обычно применяется вместе с другими легирующими элементами, так как повышает ударную вязкость, но без других примесей не придает стали жаропрочности и жаростойкости. Ванадий, повышая временное сопротивление разрыву и предел текучести стали, обычно используется совместно с хромом и молибденом. Молибден, хром, никель, ванадий и вольфрам повышают закаливаемость стали, что усложняет горячую обработку стали давлением. Марганец и кремний вводятся в сталь для раскисления.
Большая часть котельных сталей выплавляется в мартеновских печах, обеспечивающих высокое качество металла (углеродистая мартеновская сталь содержит серы меньше 0,05 % и фосфора меньше 0,04 %). Легированные стали обычно выплавляются в электропечах.
Маркировка легированных сталей производится цифрами и буквами. Содержащиеся в стали легирующие элементы обозначаются русскими буквами: Г — марганец, С — кремний, X — хром, Н — никель, М — молибден, В — вольфрам, Ф — ванадий, Т — титан, Ю — алюминий, Б — ниобий, Р — бор. Две цифры перед буквами соответствуют среднему содержанию углерода в сотых долях процента. Цифры, стоящие после букв, обозначают содержание легирующего элемента в стали в процентах. Если содержание легирующего элемента меньше 1 %, цифры после букв не ставятся. Например, обозначение ЗОХМ — низколегированная хромомолибденовая сталь со средним содержанием углерода 0,30 %, хрома менее 1 % и молибдена менее 1 %. Обозначение 12Х2МВ — низколегированная сталь со средним содержанием углерода 0,12%, хрома 2%, молибдена менее 1 %, вольфрама менее 1 % При выборе материалов прежде всего необходимо исходить из условия обеспечения надежной
284
и безопасной работы оборудования, а также учитывать расход металла и его стоимость.
Трубы поверхности нагрева, работающие при температуре стенки, не большей 500 °C, обычно изготовляют из углеродистой стали марки 20, у которой верхний предел содержания углерода составляет 0,24 %. Для работы при более высоких температурах применяются трубы из легированной стали. Такие трубы могут применяться и для агрегатов, работающих при низких давлениях и температурах, но на агрессивных продуктах сгорания, вызывающих коррозию.
При изготовлении паропроводов трубы из углеродистой стали могут применяться только при температурах, не больших 450 °C. Это требование обусловлено тем, что при разрушении паропровода последствия могут быть более тяжелыми, чем при разрушении трубы пароперегревателя или экранной и конвективной поверхности нагрева.
При изготовлении барабанов парогенераторов применяют листовую сталь и поковки. Барабаны котла, чаще всего вынесенные из зоны обогрева продуктами сгорания, могут изготовляться из углеродистой стали. Однако по технико-экономическим соображениям их делают иногда из легированных сталей.
Так, например, температура стенки барабана парогенератора высокого давления составляет 320—360 °C и его можно изготовлять из углеродистой стали. Но если барабан изготовить из легированной стали, предел текучести которой на 30— 40 % выше, чем у углеродистой, то можно значительно уменьшить толщину стенки барабана, что экономически целесообразно.
Листовая сталь, применяемая при изготовлении и ремонте элементов, работающих под давлением, должна выплавляться мартеновским способом или в электропечах. Допускается применение стали, выплавленной кислородно-конверторным способом, при условии, что ее качество не ниже стали, выплавленной мартеновским способом.
Чугун в зависимости от физико-механических и специальных свойств разделяется на серый, ковкий, жаростойкий, высокопрочный и т. д.
Для труб поверхностей нагрева, коллекторов и камер экономайзеров, установленных на парогенераторах с избыточным давлением, не большим 2,25 МПа, допускается применение чугуна марки не ниже СЧ12-28 по ГОСТ 1412—79. Рабочее давление в экономайзере принимается на 25 % большим рабочего давления в парогенераторе, на котором установлен экономайзер.
Расчет парогенераторов и водогрейных котлов на прочность производится в соответствии с ОСТ 108.031.02-75. Стандарт распространяется на оборудование, которое работает при давлении выше 0,069 МПа или температуре нагрева воды выше
285
115 °C. К этому оборудованию относятся: стационарные паровые и водогрейные котлы с топкой, котлы-утилизаторы, пароперегреватели и экономайзеры, трубопроводы пара и горячей воды, сосуды, подключенные к тракту парогенератора (пароохладители, расширители, выносные сепараторы влаги и т. д.).
Стандарт устанавливает единые методы расчета на прочность деталей парогенераторов и водогрейных котлов, а также трубопроводов. Он должен применяться совместно с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» и «Правилами устройства» и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» Госгортехнадзора СССР.
Расчет элементов паровых и водогрейных котлов на прочность может быть конструктивным или поверочным. Конструктивный расчет выполняется при разработке (проектировании) новых агрегатов, и результатом расчета является определение толщины стенки рассчитываемого элемента. При поверочном расчете для известного элемента агрегата определяют допустимое давление.
Наиболее типичными элементами парового и водогрейного котла, рассчитываемыми на прочность, являются: цилиндрические барабаны и камеры, трубы поверхностей нагрева и трубопроводов, конические переходы, выпуклые днища, находящиеся под внутренним давлением, и др.
Характеристиками прочности металла, принятыми в стандарте, являются: временное сопротивление разрыву при температуре 20 °C, условный предел текучести при температуре 20 °C и расчетной температуре, условный предел длительной прочности при расчетной температуре, соответствующий разрушению через 105 ч, условный предел ползучести при расчетной температуре, соответствующий деформации 1 % за 105 ч.
Расчет на прочность ведется исходя из номинального допускаемого напряжения. Под номинальным допускаемым напряжением понимают механическое напряжение, используемое в расчетных формулах для определения минимальной толщины стенки детали при принятых исходных данных и марке металла. В табл. 9-1 в качестве примера приведены номинальные допускаемые напряжения для некоторых сталей в зависимости от температуры стенки металла. Под расчетной температурой стенки понимают температуру металла, по которой выбирается допускаемое напряжение для рассчитываемой детали.
При выполнении конструктивного расчета на прочность отдельных деталей парогенератора или водогрейного котла должны быть известны: номинальный наружный или внутренний диаметр барабана, камеры, трубы или днища; расчетная температура стенки; расчетное избыточное давление. При расчете необходимо выбрать металл и допускаемое напряжение. Определяется толщина стенки детали.
286
Таблица 9-1
Номинальные допускаемые напряжения (Н/мм2) для некоторых сталей при расчетном сроке I05 ч
Марка сталей
Температура стенки, °C	К и U G 55 со со	10, 12К	& ОО & о о	10Г2С1	15ХМ, 12Х2МФБ	12Х1МФ	15Х1М1Ф	12Х18Н12Т, 12Х18Н10Т, Х14Н14В2М, X16H9M2
20	137,2	127,4	144,1	173,5	149,9	169,5	188,2	144,1
200	114,7	117,6	137,2	161,7	—	—	—	—
250	104,9	103,9	129,4	152,9	148,9	162,7	182,3	122,5
300	94,1	91,1	116,6	141,1	144,1	155,8	176,4	117,6
350			78,4	103,9	128,4	137,2	149,0	168,6	113,7
400			65,7	90,2	110,7	130,3	142,1	158,8	108,8
450			52,9	57,8			124,5	135,2	149,0	104,9
500	—	25,5	25,5	.—	102,9	110,7	117,6	101,9
550					—	—	34,3	64,7	69,6	99,9
600					—			—	—	—	72,5
650									—	—	—	47,0
700	—	—	—	—	—	—	—	29,4
В поверочном расчете заданы: диаметр и конструкция детали, толщина стенки, металл и его допускаемое напряжение. Определяется допускаемое рабочее давление в рассчитываемом элементе.
Расчетное давление (МПа) определяется по формуле:
р = р„ + &р + hx,	(9-1)
где рп — номинальное давление на выходе из парогенератора или водогрейного котла, МПа; Др — гидравлическое сопротивление (при максимальном расходе) на участке тракта между рассчитываемым элементом и выходом пара из парогенератора, МПа; /гж — гидростатическое давление столба жидкости, расположенного над рассчитываемым элементом (учитывается только для элементов, содержащих жидкую среду), МПа.
Если сумма Др + /гж не превышает 3 % номинального давления, то расчетное давление принимается равным номинальному.
9-2. Обмуровочные материалы
При выполнении обмуровки парогенераторов и водогрейных котлов применяются различные общестроительные, огнеупорные и теплоизоляционные материалы. Для правильного конструирования, изготовления и эксплуатации обмуровки необходимо
287
знать свойства применяемых материалов. Свойства материалов обычно разделяют на две группы: основные и специальные. Под основными свойствами понимают такие, которые имеют значение для всех случаев применения материала. Специальные свойства материала — это свойства, которые необходимо знать в том или ином частном случае при решении конкретных задач в условиях работы оборудования.
к основным свойствам относятся: физические (плотность, пористость), физико-химические (стойкость к различным средам), механические (прочность при сжатии или изгибе, упругость, пластичность, хрупкость).
К специальным свойствам относятся: тепловые (удельная теплоемкость, теплопроводность, морозостойкость, огнеупорность, шлакоустойчивость и т. д.), особые механические (истираемость, износ, усталость) и свойства, характеризующие воздействие воды и продуктов сгорания (водопоглощение, гигроскопичность, газопроницаемость).
Для обмуровочных материалов, применяемых в котлострое-нии, наибольшее значение имеют следующие свойства: плотность, пористость, прочность, упругость, пластичность, хрупкость, жесткость, эластичность, теплостойкость, удельная теплоемкость, теплопроводность, температуроустойчивость, огнеупорность, термостойкость, шлакоустойчивость, газопроницаемость.
Под теплоемкостью материала понимают его способность выдерживать резкие колебания температуры без существенного изменения структуры. Теплостойкость выражается числом теплосмен, т. е. последовательных быстрых нагревов и охлаждений, которые материал выдерживает без остаточных деформаций. Изделия из рыхлых пористых материалов обладают высокой теплостойкостью, так как возникающие напряжения компенсируются упругостью материала.
Температуроустойчивостью называют способность материала сохранять свои свойства без существенных изменений при нагреве до определенной температуры. Эта температура характеризует область возможного применения материала.
Огнеупорностью называют способность материала сохранять свои механические и физические свойства при длительном воздействии температур выше 1580 °C. По огнеупорности различают: изделия огнеупорные (от 1580 до 1770 °C); высокоогнеупорные (от 1770 до 2000 °C); высшей огнеупорности (выше 2000 °C).
Термостойкостью называют способность огнеупорного материала противостоять растрескиванию при возникновении температурных напряжений. Растрескивание наблюдается при резком изменении температуры и неравномерном нагреве отдельных участков, одностороннем нагреве или охлаждении обмуровки, различных коэффициентах расширения изделия (например, огнеупорного кирпича и шлаковых отложений). При изменении температуры в обмуровке дополнительно к напряже
288
нию среза возникают сжимающие и растягивающие напряжения. Если эти напряжения превысят пределы прочности материала на разрыв или срез, произойдет растрескивание материала.
LUлакоустойчивостыо принято называть способность материала противостоять разрушающему химическому воздействию шлаков. Шлакоустойчивость характеризуют потерей массы материала при воздействии па пего шлака в определенных условиях. Шлакоустойчивостыо определяется долговечность обмуровки.
Газопроницаемостью называют свойство материала пропускать сквозь себя продукты сгорания пли воздух. Газопроницаемость характеризуют коэффициентом газопроницаемости, под которым понимают количество газа (кг), проходящего в I ч сквозь слой материала толщиной 1 м при разности давлении 10 Па.
При выполнении обмуровки паровых и водогрейных котлов применяются разнообразные строительные материалы: песок, строительная известь, глиняный кирпич, цемент, каустический магнезит и др.
Песок используется в качестве мелкого заполнителя строительных бетонов, растворов и некоторых обмазок. Песок представляет собой смесь зерен, образующихся в результате выветривания горных пород. Песок в основном состоит из кремнезема, слюды, полевого шпата, глинистых примесей и т. д. При приготовлении строительных бетонов применяется песок с размерами зерен до 5 мм, при приготовлении растворов — до 2,5 мм, обмазок и мастик — до 1 мм. Содержание глинистых примесей в песке не должно превышать 5 %.
Строительная известь применяется в виде негашеной молотой и гашеной извести при приготовлении растворов. Для приготовления растворов применяется также портландцемент и глиноземистый цемент. Прочность портландцемента характеризуется марками 300, 400, 500, 600. Цифры указывают временное сопротивление сжатию (кгс/см2) при испытании образца через 28 сут после его изготовления.
Глиноземистый цемент марок 400, 500, 600 применяется для приготовления жароупорных и теплоизоляционных бетонов. Каустический магнезит применяется для приготовления уплотнительных обмазок и штукатурок. Жидкое натриевое стекло бывает содовое н содово-сульфатное и выпускается в виде готового раствора плотностью 1,43—1,5 кг/м3. Оно применяется для приготовления огнеупорных растворов, бетонов, обмазок, теплоизоляционных мастик и т. д.
Глиняный кирпич получается путем формовки глиняной массы, последующей сушки и обжига. По стандарту кирпич выпускается размером 250X125X65 мм. Различают пять марок кирпича: 75, 100, 125, 150, 200. Цифры указывают предел прочности при сжатии (кгс/см2). По внешнему виду (состояние
Ю р, и Эстеркин
289
углов, ребер и кромок) глиняный кирпич разделяется на первый и второй сорт. Признаками сортности кирпича являются: допуски на размеры, искривления по постели и ложку, целость ребер, правильность углов, наличие сквозных трещин. Кроме того, проверяется наличие в партии кирпича-недожога, -пережога и половника.
Кирпич-иедожог имеет алый цвет, сильно впитывает воду, теряя при этом прочность. При ударе издает глухой звук, по весу легче нормального кирпича. Кирпич-пережог имеет темносизый цвет, весьма прочен, часто имеет искривления, плохо тешется и плохо связывается с раствором. При ударе издает высокий звонкий звук. Глиняный кирпич применяется для наружной облицовки парогенераторов малой мощности, для кладки газоходов и дымовых труб.
Огнеупорные материалы используются главным образом для изготовления искусственных изделий: фасонного или нормального огнеупорного кирпича. Из различных огнеупорных материалов наибольшее применение в котельных установках имеют: шамотные, хромитовые, хромомагнезитовые, карборундовые.
Шамотные огнеупорные материалы состоят из кремнезема, содержание которого изменяется от 90 до 0%, и окиси алюминия, содержание которой изменяется от 10 до 100 %. В зависимости от содержания компонентов шамотные огнеупорные материалы разделяются на следующие виды: полукислые кварцево-каолиновые, шамотно-глинистые, шамотно-каолиновые и высокоглиноземистые.
Шамотные огнеупорные материалы используются для изготовления формованных изделий и в виде порошков для изготовления растворов. Основными составляющими шамотных изделий являются огнеупорная глина и каолин. Материал, состоящий из сырой и огнеупорной глины, обожженной при высокой температуре, называют шамотом, а изделия из него — шамотными.
Основные свойства и состав
Название бетона	Марка	Вяжущие	Составляющие Тонкомолотые добавки	
Шамотобетон на портландцементе Шамотобетон на глиноземистом цементе Шамотобетон на шлако-портландцементе	100—150 100—150 100	Портландцемент марки 400; 300 кг Глиноземистый цемент марки 400; 300 кг Шлакоиортландцемсит; 350 кг	Шамот (остаток на, сите 10 %); 300 кг	
290
В зависимости от огнеупорности все шамотные изделия подразделяются следующим образом:
Марка изделия .... ША ШБ ШВ, ШУС Огнеупорность, "С, не
ниже ................ 1730	1630	1580
Шамотные изделия марки ШУС применяются в агрегатах с умеренными тепловыми условиями эксплуатации. Для обмуровки парогенераторов в основном применяются изделия марок ШБ и ШВ. Шамотный кирпич выпускается двух размеров: большой нормальный 250X123x65 и малый нормальный 250Х X113X65 мм. Кроме того, применяется шамотный клиновой кирпич размерами 250Х123Х65/55 и 250x113x65/55 мм.
В соответствии с ГОСТ 4873—71 для обмуровки топок при сжигании газа и торфа применяются огнеупорные шамотные по-лукислые изделия. Они состоят из смеси каолина и кварца или глины и кварца при содержании кремнезема не менее 65%. Основным свойством этих изделий является высокая механическая прочность и постоянство объема при высоких температурах. Размягчение изделий, находящихся под нагрузкой, наступает при температурах 1300—1400 °C.
При обмуровке газоходов котлов могут применяться легковесные шамотные изделия, имеющие предельную температуру 1150—1250 °C. Легковесные шамотные изделия выпускаются в виде прямого, клинового и фасонного кирпича. Они маркируются АЛ-1,3 с предельной температурой применения 1350— 1400 °C, БЛ-0,8 и БЛ-0,4 с предельной температурой применения 1150—1250 °C.
Высокоглиноземистые огнеупорные материалы (иногда их называют муллитовыми) изготовляются из минералов, содержащих большое количество А12О3 (корунд, бокситы), и минералов силиманитовой группы (андалузит, кианит, искусствен-
Таблица 9-2
жароупорных бетонов
И их расход на 1 м'
Заполнитель
Максимальная, "С
1100—1200
Шамотный песок (0,15—5 мм); 500 кг
Шамотный щебень (5—20 мм); 700 кг
Шамотный песок (0,15—5	мм); 750	КГ
Шамотный щебень (5—20	мм); 750	кг
Шамотный песок (0,15—5	мм); 750	кг
Шамотный щебень (5—20	мм); 750	кг
1200—1300
700
Область применения
Обмуровка парогенераторов
То же
»
10
291
1
ныс электрокорунд и технический глинозем). Огнеупорность вы-сокоглшюземистых изделий составляет 1750—1850 °C. Высоко-глиноземистые материалы применяются в виде защитных обмазок и редко в виде формованных изделий вследствие высокой стоимости.
При выполнении обмуровочных работ пользуются различными растворными смесями. Растворная смесь состоит из вяжущего вещества, мелких заполнителей и воды.
В зависимости от назначения различают следующие растворы: для кирпичной пли каменной кладки; специальные; для заполнения швов при укладке кирпича или камня; для штука-турок и обмазок.
Огнеупорные растворы относятся к специальным и применяются при выполнении кладки из огнеупорного кирпича или фасонных изделии. Для укладки изделий из шамота применяются шамотные растворы, состоящие из молотого шамота и огнеупорной глины. Порошок из молотого шамота, огнеупорной глины с различными добавками носит название «мертель». Мертели выпускаются различных марок в зависимости от химического и зернового состава.
При выполнении элементов обмуровки в зоне высоких температур применяются хромомагнезитовые высокоогпеупорные изделия. Они изготовляются из хромита и спекшегося магнезита и имеют температуру начала деформации под нагрузкой не менее 1450 °C. Положительным свойством хромомагнезитовых ; изделий является устойчивость к воздействию шлаков. Они при- ; меняются в виде кирпича обычной и клинообразной формы. ;
В последнее время многие элементы обмуровки выполняются из жароупорных бетонов. В состав бетона входят заполнители, тонкомолотые добавки и вяжущие вещества. В качестве заполнителей применяется шамотная щебенка или хромитовый железняк. Хромитовый железняк представляет собой руду с содержанием оксида хрома не ниже 38%.
Кроме шамотной щебенки может применяться тонкомолотый шамот.
Для защиты отдельных элементов котлоагрегатов (барабанов, коллекторов экранов, выступающих в топочную камеру, опорных рам трубчатых воздухоподогревателей и др.) от воз-  действия высоких температур продуктов сгорания применяются огнеупорные массы, наносимые на эти элементы. Огнеупорные массы, наносимые механизированным способом, называются торкретными, а вручную — набивными. Для целей торкретирования обычно применяют бетонные смеси, приготовленные па связке из портландцемента с добавлением огнеупорной глины и жидкого стекла. Для шамотных набивных масс используется шамотный щебень, шамотный порошок и огнеупорная глина, которые затворяются на жидком стекле. Свойства жароупорных бетонов, набивных и торкретных масс приведены в табл. 9-2 и 9-3.
292
Таблица 9-3
Состав набивных и торкретных масс
Для закрытия ошипованных труб экранов (зажигательный пояс в топочной камере) и набивки пода топок с жидким удалением шлака применяется пластичная хромитовая масса. Опа состоит из молотой хромитовой руды, огнеупорной глины в жидкого стекла.
Для уменьшения газопроницаемости обмуровочной конструкции применяются различные обмазки и штукатурки. Составы обмазок различны. Так, например, обмазка приготовляется из распушенного асбеста и каустического магнезита или из огнеупорной глины, шамотного порошка, распушенного асбеста, портландцемента и жидкого стекла. Общая то'лщина слоя обмазки обычно составляет 5—7 мм. Штукатурки из песочно-пзвестково-цементных растворов наносятся только па наружную поверхность облицовочного слоя кладки из красного пли диатомитового кирпича. Общий слой штукатурки обычно пе более 20 мм.
9-3. Теплоизоляционные материалы и изделия
Теплоизоляционные материалы и изделия применяются в котлостроенни для изоляции горячих поверхностей оборудования и для выполнения обмуровок, имеющих температуру до 900 °C.
Теплоизоляционные материалы должны иметь низкую теплопроводность, низкую удельную теплоемкость, небольшую объемную массу, обладать достаточной механической прочностью и необходимой теплостойкостью, допускать обработку и не вызывать коррозии металлов. Материалы, применяемые для тепловой изоляции, должны иметь пористое строение, так как воздух в состоянии покоя имеет наиболее низкую теплопроводность.
293
В зависимости от происхождения теплоизоляционные материалы бывают органические и неорганические. Органические материалы имеют малую объемную массу и дешевы, но не выдерживают высоких температур и поэтому применяются для изоляции поверхностей с температурой не более 100 °C. Неорганические материалы выдерживают более высокие температуры, не горят, не тлеют и не гниют.
Теплоизоляционные материалы могут применяться в виде сыпучих масс с добавками и без добавок связывающих веществ, а также в виде штучных изделий (кирпич, плиты, листы, рулоны, маты, матрацы, скорлупы и т. д.). Наиболее широко применяются: диатомит, трепел, асбест, асбестодиамитовые и магнезиальные .материалы.
Диатомиты представляют собой осадочные горные породы и состоят в основном из аморфного кремнезема. При этом тяжелые разновидности этих пород носят название трепелов. Диатомит и трепел отличаются друг от друга микроструктурой, имея одинаковый химический состав. Диатомиты и трепелы имеют светло-серый цвет с желтоватым оттенком, рыхлую структуру и легко размельчаются. В диатомитах и трепелах содержатся примеси: глина, песок, карбонаты кальция и др. С увеличением количества примесей температуроустойчивость диатомитов уменьшается. Диатомиты могут применяться при температуре 900 °C.
Для тепловой изоляции применяются два вида изделий из диатомита: безобжиговые — плиты, сегменты, скорлупы, изготовляемые из асбестодиатомитовой мастики; обжиговые— в виде кирпича, скорлуп и сегментов. Кирпич выпускается двух типоразмеров: 250x 123x65 и 230x 113x65 мм. Блоки выпускаются трех типоразмеров: 500x250x100, 500x250x65 и 500х250х Х125 мм. Изделия из диатомита легко поддаются механической обработке (резанию и тесанию).
Асбест представляет собой минерал, имеющий волокнистую структуру и способный расщепляться на отдельные эластичные волокна. Он выдерживает нагрев до 600 °C, не изменяя своих свойств. Для изоляции используется низкосортный асбест, содержащий в основном короткие волокна, а также асбест, получаемый в виде отходов от других производств. Для изоляции горячих поверхностей в чистом виде асбест не применяется. Чаще применяются смешанные формованные изделия (асбесто-магнезиальные, асбестодиатомитовые и др.), асбестовые сыпучие массы, мастичные п изоляционные цементы, различные смеси асбеста с минеральной ватой, органическим волокном и ДР-
Для изоляции наиболее часто применяется асбестовая ткань, асбестовый картон, асбестовая бумага, асбестовый шнур. Асбестовая ткань представляет собой полотно из асбестовых нитей. Выпускается 14 различных марок ткани, которые отличаются плотностью и содержанием хлопкового волокна. Асбесто-
294
пая ткань применяется Для Изоляции горячих поверхностен с температурой до 400 -500 °C. Если асбестовая ткань изготовлена вместе со стекловолокном, то опа называется асбестостеклянной и применяется для изоляции при температурах до 500 °C.
Асбестовый картон выпускается в виде листов прямоугольной формы толщиной от 2 до 10 мм и состоит из смеси асбеста, каолина и крахмала. Асбестовый картон применяется для изготовления теплоизоляционных прокладок, изоляции металлоконструкций и обшивки паровых и водогрейных котлов. Он не горит и не обугливается.
Асбестовый шнур выпускается трех видов: асбестовый, асбопухшнур и асбомагнезиальный. Асбестовый шнур изготовляется из асбеста и хлопка. Асбопухшнур состоит из сердечника п наружной оплетки. Асбомагнезиальный шнур имеет сердечник из порощковой белой магнезии и наружную оплетку из асбестовых нитей. Асбестовый шнур выпускается диаметром от 3 до 25 мм, асбопухшнур—20, 25 и 30 мм, асбомагнезиальный— от 13 до 38 мм. Температура применения асбестового шнура 220 °C, асбопухшпура— 250 °C, асбомагнезиалыюго шнура — 400 °C. Асбестовые шнуры применяются для уплотпе-
Таблица 9-4
Теплоизоляционные материалы и изделия
Наименование	Марка	Объемна я масса, кг/м1	Предельная температура, С
Асбестовая ткань	АТ-6	500—700	450
	АТ-7, АТ-8, АТ-9	500—700	200
А сбесто стеклоткань	АСТ-1			500
Асбозурит (мастика)	600	600	900
Вата минеральная	75	75	600
	150	150	600
Вата стеклянная из волокна	—.	130	450
Вулканит в изделиях: плитах	350	350	600
скорлупах	400	400	600
Пеиодиатомит в изделиях: кирпиче	ПД-350	365	900
скорлупах	ПД-400	420	900
Минераловатпые :латы: на фенольной связке			100	200
прошивные	150	150—170	250—600
на металлической сетке	—	100—150	500
Минераловатные плиты на сии-	пм	100	300
тетическом связующем Совелит в матрацах из асбеста			280	500
Шнур асбестовый	—	—	250-500
Шнур асбестомагпезна.тьный	—	—	350
Шнур асбестопуховый	—		200—500
Стеклоткань	КГ-П	!	1110
295
ния температурных швов и для тепловой изоляции трубопроводов.
Из различных сыпучих теплоизоляционных материалов наиболее часто применяется вспученный перлит, вспученный вермикулит, совелитовый порошок, молотый диатомит, асбозурит, асботермит и др. В результате обжига перлита и последующей сортировки по фракциям получается вспученный перлитовый песок. Он используется как теплоизоляционный материал, как заполнитель и для засыпки в различных конструкциях обмуровки. Вспученный вермикулит получается в результате обжига природных гидратированных слюд. Из вермикулита изготовляют различные теплоизоляционные изделия, а также применяют его для засыпки при температурах изолируемой поверхности до 1100 °C.
В настоящее время в качестве теплоизоляционного материала широко применяют совелит, представляющий собой смесь углекислых солей магния, кальция и распушенного асбеста. Исходным сырьем для изготовления совелита является доломит. Из совелита изготовляются плиты, а из их боя — со-вслитовый порошок, который применяется для мастичной изоляции, растворов и штукатурок. Температура изолируемой поверхности при использовании совелита не должна превышать 500 °C. В изломе совелитовые плиты должны иметь однородное строение, без пустот и раковин.
Теплоизоляционный материал, состоящий из стекловидных волокон, называется минеральной ватой. Минеральная вата получается расплавлением горных пород, шлака или стекла. Теплоизоляционные свойства минеральной ваты зависят от толщины волокон. Из минеральной ваты изготовляют войлок на битумной связке и синтетических смолах, маты, асбестомине-раловатпыс плиты, формованные изделия и др. Минераловатные маты (матрацы) могут изготовляться непосредственно на монтажной площадке. При изготовлении мпнераловатных матов применяется плетеная металлическая сетка из проволоки диаметром около 1 мм. Предельная температура, при которой допустимо применение монтажных минераловатных матов, составляет 500 °C.
Стеклянная вата для тепловой изоляции применяется в виде матрацев и полос, изготовляемых путем связки или склеивания волокон вяжущими веществами. Прошивка матов (матрацев) производится асбестовыми кручеными нитями или мягкой проволокой диаметром около 0,4 мм.
Данные некоторых изоляционных материалов, применяемых наиболее часто, приведены в табл. 9-4.
9-4. Фундаменты и каркасы
Фундамент воспринимает массу парогенератора илн водогрейного котла, его обмуровки, каркаса и передает ее на грунт. Опорная площадь фундамента определяется из условия допустимого давления па основание и зависит от характера грунта. Фундамент парогенератора или водогрейного котла обычно не связывают с фундаментом здания, чтобы каждый из них имел независимую осадку. Глубина закладки фундамента выбирается с таким расчетом, чтобы обеспечить его устойчивость и минимальную осадку.
Высота фундамента может быть различной. Для парогенераторов горизонтальной ориентации фундамент чаще всего доводят до уровня земли. Для парогенераторов вертикальной ориентации — чаще всего до уровня второго этажа (площадка обслуживания). Выступающая из земли до второго этажа часть фундамента выполняется в виде рампой железобетонной конструкции. Под парогенератором размещают тягодутьевые устройства, газоходы и систему шлакозолоудалепия.
Каркасом называют металлическую конструкцию, предназначенную для поддержания барабана и трубной системы с водой, а иногда и обмуровки парогенератора и для передачи их массы па фундамент. В настоящее время чаще всего применяют опорные (несущие) и обвязочные каркасы. Парогенераторы п
297
Рис. 9-2. Каркас парогенератора вертикальной ориентации
4	1 — фундамент; 2 — колонны; 3 — горизон-
тальные связи; 4 — каркас для хвостовых поверхностей нагрева
водогрейные котлы малой мощ-пости обычно имеют обвязочные каркасы, служащие для укрепления обмуровки, гарнитуры и других деталей. Масса металлической части парового или водогрейного котла через специальные стойки или рамы, а также обмуровки передается непосредственно на фундамент.
Парогенераторы вертикальной ориентации большой мощности обычно имеют несущий каркас, разделенный на несколько частей, относящихся к топке, кон-
вективной поверхности нагрева, хвостовым поверхностям нагрева. Каждая из частей представляет собой металлическую конструкцию, опирающуюся па фундамент и жестко связанную с другими частями.
На рис. 9-1 показан постамент под металлическую часть парогенератора типа ДКВР. Коллекторы боковых экранов опираются на раму, установленную на фундаменте. Нижний барабан опирается на раму, установленную па металлических колоннах, через башмаки которых (узел / на рис. 9-1) нагрузка передается па фундамент. Слоевая топка п шлаковый бункер имеют свою раму, опирающуюся на фундамент. Башмак колонны состоит из стальной плиты с отверстиями под анкерные болты и косынок, приваренных к концу колонны. Анкерные болты после выверки каркаса заливаются в фундаменте цементом.
Прн тепловом расширении верхний барабан парогенератора перемещается вверх и по горизонтали, от фронта вдоль своей оси. Боковые коллекторы и нижний барабан могут перемещаться только в горизонтальном направлении.
На рис. 9-2 показан несущий каркас парогенератора вертикальной ориентации. Каркас состоит из колонн, установленных па фундаменте. Колонны связаны между собой системой горизонтальных балок и ферм. Стойки каркаса, горизонтальные несущие и обвязочные балки выполняют из двойных швеллеров и двутавров, связанных накладками из полосового и листового железа.
Несущие элементы каркаса (колонны, балки) во избежание нагрева располагают снаружи обмуровки. Основную нагрузку на каркас даст барабан и подвешенная па нем система труб
298
экранов и конвективной поверхности нагрева. Соответственно эта часть каркаса выполняется для усиления с дополнительными колоннами.
Колонны каркаса передают на фундамент значительные сосредоточенные нагрузки. Для снижения давлений на фундамент несущие колонны снабжают башмаками (см. узел I па рис. 9-1). Основные элементы каркаса изготовляют из Ст. 3, а вспомогательные (косынки, планки и т. д.) —из Ст. 0.
Водогрейные котлы KB-ГМ и KB-ТС запроектированы без несущего каркаса. Нагрузка от котла передается на нижние продольные камеры, имеющие опоры. Опоры, расположенные па стыке топочной камеры и конвективной поверхности нагрева, выполнены неподвижными. В башмаках подвижных опор предусмотрены овальные отверстия, обеспечивающие перемещение котла вследствие теплового расширения. Опоры котла устанавливаются на закладные листы фундамента и крепятся болтовыми соединениями.
На каркасе парового или водогрейного котла устанавливаются лестницы и площадки, необходимые для обслуживания агрегата. В соответствии с действующими правилами Госгортехнадзора лестницы и площадки должны изготовляться из несгораемых материалов и обеспечивать удобный доступ к арматуре, контрольно-измерительным приборам, регулирующим и продувочным устройствам и другим элементам, требующим систематического обслуживания.
Площадки и лестницы изготовляют из листовой рифленой или полосовой стали с ячейкой 30x30 мм. Площадки состоят из металлических рам, опирающихся на каркас через укосины. Площадки должны иметь ширину для свободного прохода 600—800 мм. Лестницы устраивают шириной не менее 600 мм с углом наклона не более 50° при высоте лестницы, превышающей 1500 мм. Верхняя часть обмуровки, площадки и лестницы снабжаются перилами высотой не менее 1000 мм и сплошной обшивкой по низу стальным листом высотой 100 мм.
9-5. Обмуровка
Обмуровка парового и водогрейного котла служит для ограждения топочной камеры и газоходов от' окружающей среды. Обмуровка паровых и водогрейных котлов работает при достаточно высоких температурах и резком их изменении, а также под химическим воздействием газов, золы и шлаков.
Конструкция обмуровки должна обеспечивать минимальные потери теплоты в окружающую среду, быть плотной, противостоять длительному воздействию высоких температур, химическому воздействию продуктов сгорания, золы и шлаков, быть механически прочной, легкой, простой, дешевой и доступной для ремонта, способствовать выполнению блочного монтажа парового или водогрейного котла.
299
Паровые и водогрейные котлы имеют довольно разнообразную по конструкции обмуровку. Однако независимо от конструкции агрегата и его мощности некоторые узлы и элементы являются общими. К ним относятся: стенки, арки, перекрытия, своды, амбразуры, поды, зажигательные пояса, места прохода труб через обмуровку и т. д.
Обмуровку котлов принято условно разделять на тяжелую, облегченную и легкую. Тяжелая обмуровка применялась в парогенераторах старых конструкций и в настоящее время еще применяется в парогенераторах малой мощности (например, парогенераторах ДКВР). В новых конструкциях парогенераторов и водогрейных котлов применяют облегченные и легкие обмуровки. Масса 1 м3 тяжелых обмуровок доходит до 1800 кг, а легких — не превышает 1000 кг.
Разрушение обмуровки прежде всего зависит от температуры, при которой она работает. С увеличением температуры интенсивность разрушения обмуровки возрастает. Чем больше неровностей на обмуровке, обращенной внутрь газохода, и чем толще ее швы, тем больше она изнашивается и истирается. Химическое воздействие шлаков приводит к размягчению, оплавлению п нарушению структуры обмуровки.
Вертикальные стены обмуровки топочной камеры и газоходов могут выполняться из различных материалов: огнеупорного, строительного и теплоизоляционного кирпича, огнеупорных, жароупорных и теплоизоляционных бетонов, температуроустойчивой изоляции и т. д. Обмуровка обычно состоит из двух слоев: внутреннего, обращенного к газоходу, н наружного. Внутренний слой называют футеровкой, а наружный — облицовочным слоем. Футеровка выполняется из огнеупорного материала, а облицовка— из материала низкой теплопроводности.
На рис. 9-3 показана тяжелая обмуровка вертикальных стен. Она имеет общую толщину от полуторной до тройной длины
300
Рис. 9-1. Узлы обмуровки пирогеиератора ДЕ-16-14ГМ
1 — труба поверхности нагрева-. 2 - легковесный шамотный кирпич; 3 -асбестовермикулитовые плиты; 7 — металлический лист; 5 — труба обдувочною аппарата; 6—огнеупорный бетон
кирпича (до 700 мм). Тяжелая обмуровка состоит из двух
слоев: внутреннего, выполненного из огнеупорного кирпича, и наружного, из строительного кирпича. Для устойчивости футеровку и облицовку выполняют вперевязку по всей высоте стены. Тяжелая обмуровка опирается па фундамент п имеет высоту не более 8—10 м. Существенное влияние на надежность работы обмуровки оказывает толщина швов между кирпичами. Толщина швов при выполнении кладки из огнеупорного кирпича не должна превышать 3 мм, а пз красного кирпича — 5 мм. Для свободного расширения обмуровки (внутренней и и наружной) всегда предусматривается устройство горизон-
тальных н вертикальных температурных швов с таким расчетом, чтобы колонны и каркас не препятствовали свободному расширению облицовочной кладки.
На рис. 9-4 показаны узлы облегченной обмуровки парогенератора ДЕ-16-14ГМ. Футеровка парогенератора выполнена
с применением легковесного шамотного кирпича, огнеупорного бетона, огнеупорной хромомагиезитовой обмазки. В качестве изоляции применен диатомитовый кирпич и асбестовермикулитовые плиты. Снаружи обмуровка обшита металлическим листом.
На рис. 9-5 показана обмуровка экранов топочной камеры водогрей-ного котла КВ-ГМ. футеровка выполнена бетона, а изоляционный
... - *
Огнеупорная z из шамото-слой — из ,
Рис. 9-5. Обмуровка экранов котла КВ-ГМ

незпальиая обмазка
80
301

Рис. 9-6. Конструкция изоляционного матраца
1 — проволока-. 2--сета крученая; а—минеральная ваи, 4— крафгиу-мага; 5 — скоба
изготовляются из минеральной
минераловатных матрацев, па которые нанесена магнс-зиальпая обмазка. Шамотобетон наносится на металлическую плетеную сетку, которая натягивается на штыри с резьбой на конце. Штыри привариваются к шайбам, которые приварены к экранным трубам.
Изоляционные матрацы ваты. Конструкция изоляцион
ного матраца показана на рис. 9-6. Минераловатный матрац изготовляют следующим образом. В ящик определенного размера сначала укладывают раскроенную сетку, затем лист крафтбумаги и набивают минеральную вату до плотности примерно 400 кг/м3. Края сетки подгибают, сверху накладывают еще одну сетку н прошивают матрац скобами. Шаг между скобами около 150 мм. Затяжка скоб должна производиться тщательно во избежание оседания минеральной ваты при эксплуатации. Матрацы прижимаются к шамотобетону квадратными шайбами, надеваемыми на штыри и затягиваемыми гайками. Уплотнительная обмазка наносится на матрацы.
На рис. 9-7 показана одна из конструкций легких обмуровок. Обмуровка выполняется из торкретной массы, закрепленной на металлической сетке. Изоляция осуществлена двумя слоями: слоем жаростойкой изоляции из диатомита и слоем из нескольких асбоцементных плит. Поверх плит на металлическую сетку наносится штукатурка, окрашенная масляной краской в два слоя. Сетка закрепляется на балках поясов жесткости каркаса и на штырях, приваренных к трубам. Обмуровка, показанная на рис. 9-5, называется натрубной.
Для парогенераторов производительностью 50—75 т/ч применяют обмуровку, называемую накаркасной. Пример пакар-касной обмуровки для вертикальных стен топочной камеры парогенератора производительностью 75 т/ч показан на рис. 9-7. Она состоит из слоя огнеупорного кирпича и изоляции, выполненной из диатомитового кирпича и совелитовых плит. Через каждые 2,5—3 м установлены разгрузочные кронштейны, на которые опирается обмуровка. Такая конструкция уменьшает напряжения от собственной массы обмуровки и обеспечивает возможность ремонта любого пояса. Крепление обмуровки производится стяжными крюками, которые с одной стороны зацепляются за трубу, приваренную к обшивке каркаса, а с другой
302
Рис. 9-7. Накаркасиая обмуровка
/ — разгрузочный пояс: 2 — кронштейн; 3 ~ огнеупорный кирпич; 4 — обшивка; 5 — теплоизолирующий легковесный кирпич; 6 — труба для крепления крюков; 7 — чугунный крюк
свободно входят в пазы фасонного огнеупорного кирпича. Снаружи накаркасиая обмуровка обшита металлическим листом, что обеспечивает необходимую плотность.
При выполнении тяжелых обмуровок широко применяются арки и своды, предназначенные для перекрытия проемов, потолка топочной камеры или газохода. На рис. 9-8 показана конструкция свода. В сводах под действием собственного
веса и теплового расширения воз-
никают распорные усилия. Своды выполняются из специального клипового кирпича и опираются на пяты, выкладываемые из специальных фасонных камней. Иногда кладку свода выполняют по толщине отдельными кольцами. При этом нижний свод является основным, а верхний разгрузочным. В настоящее время широко применяются подвесные своды и перекрытия. Благодаря отсутствию распирающих усилий подвесные своды могут выполняться из малопрочных материалов. Подвесные своды изготовляются из специального фасонного кирпича, под-
вешиваемого к металлическим конструкциям каркаса при помощи балок, брусков и подвесок.
Важным узлом обмуровки паровых и водогрейных котлов является амбразура пневмомеханического забрасывателя и горелок. На рис. 9-9 показана обмуровка предтопка и амбразуры забрасывателя водогрейного котла KB-ТС. Подвесной свод и амбразура выполнены из шамотных фасонных кирпичей 3, которые крепятся специальными болтами 2 к каркасу 1. Такая конструкция обмуровки обеспечивает правильную форму амбразуры и надежность крепления кирпичей. У газомазутных котлов KB-ГМ амбразуру горелки выпо'лняют из пластической хромитовой массы, которую наносят на шипы.
Для повышения устойчивости работы пылеугольпых тонок при сжигании влажных углей боковые экраны в районе установки горелок закрывают слоем огнеупорного материала. В старых
Рис. 9-8. Конструкция свода
I — огневой свод; 2 — зазор; 3 — несущий свод; 4 — пята свода
303
конструкциях парогенераторов зажигательный пояс выполнялся из фасонного огнеупорного кирпича. В современных конструкциях к трубам в месте установки пояса привариваются шипы, па которые наносится карборундовая или хромитовая масса.
Плотность любого парового или водогрейного котла зависит от уплотнения обмуровки в местах прохождения экранных и других труб к коллекторам.
На рис. 9-10, а показано уплотненно обмуровки в месте прохода экранных труб. В этой конструкции со стороны топки установлен шамотобетонный фартук. Фартук укреплен на трубах и не препятствует их свободному перемещению, обеспечивая необходимую плотность. Расположенный снаружи коллектор изолирован и уплотнен металлической обшивкой.
'04
Рис. 9-10. Уплотнение отдельных узлов обмуровки: а уплотнение обмуровки в месте прохода через нее. экранных труб
/ — каркас из npyiKOB и проволоки; 2 — металлическая обшивка; 3— .асбестовый лист; 4 — чугунная опора
б — уплотнение змеевиков водяного экономайзера в месте их прохода сквозь обшивку
1 - песочный онвор; 2— минера ловатпые матрацы: < - <”j,c м и».i ii с i лльнон пни
На рис. 9-10, б показано уплотнение змеевиков водяного экономайзера в месте прохода труб сквозь обшивку. В этой конструкции коллектор защищен съемным кожухом, имеющим внутреннюю тепловую изоляцию. В кожух помещен весь коллектор, а места прохода труб через кожух уплотнены при помощи манжет из асбестового полотна. Уплотнение также может быть достигнуто засыпкой короба, в который помещен коллектор, песком.
Надежность и долговечность обмуровки в значительной мере зависят от правильности размещения п качества температурных швов, предназначенных для компенсации температурных расширении обмуровки. Температурные швы могут быть
305
вертикальными и горизонтальными. Они выполняются только в огнеупорном слое обмуровки: вертикальные швы обычно в углах, где сопрягаются степы обмуровки, горизонтальные — у разгрузочных кронштейнов. Если разгрузочные кронштейны отсутствуют, то кладку из огнеупорной обмуровки опирают на наружный слой огнеупорного кирпича. Для этого в наружный слой выпускается несколько рядов огнеупорного кирпича.
Уплотнение температурных швов производится шнуровым асбестом несколько большего диаметра, чем ширина шва. Поверхность асбестового шнура, обращенную к топке, промазывают жидким раствором огнеупорной глины пли графитом.
Внешняя температура обмуровки не должна превышать температуру окружающего воздуха более чем на 25—30 °C.
9-6. Гарнитура
Устройства, предназначенные для обслуживания котла и защиты обмуровки от разрушения при взрыве, называются гарнитурой. В соответствии с правилами Госгортехнадзора паровой и водогрейный котел должен иметь топочные дверцы, лазы для осмотра топки и газоходов при ремонте и гляделки для осмотра топки во время ее работы, а также взрывные предохранительные клапаны.
Взрывные предохранительные клапаны для защиты обмуровки от разрушения устанавливаются па парогенераторах и водогрейных котлах, имеющих камерные топки и шахтные топки для сжигания торфа, опилок, стружек и других мелких производственных отходов. Клапаны устанавливаются в обмуровке топки, последнего газохода агрегата, экономайзера и золоуловителя. Допускается не устанавливать взрывные клапаны в обмуровке котлов, имеющих один ход продуктов сгорания, а также в газоходах перед дымососами.
Для парогенераторов производительностью менее 10 т/ч число, размещение и размеры предохранительных взрывных клапанов выбираются проектной организацией. Обычно выбирают площадь взрывных клапанов для указанных парогенераторов из расчета 250 см2 площади взрывного клапана на 1 м3 объема топки или газоходов котла.
Для парогенераторов производительностью от 10 до 60 т/ч в верхней части обмуровки над топкой устанавливаются взрывные клапаны площадью не менее 0,2 м2. Два предохранительных клапана или более с общим сечением не менее 0,4 м2 устанавливаются на последнем газоходе парогенератора, газоходе водяного экономайзера и газоходе золоуловителя. Клапаны должны быть установлены в таких местах, чтобы при их срабатывании было исключено травмирование обслуживающего персонала.
Конструкция предохранительных взрывных клапанов показана на рис. 9-11. В случае взрыва в топке или газоходах агре-306
г
Рис. 9-11. Взрывные предохранительные клапаны: а — при установке на боковых степах; б—при установке па потолке
I — люк; 2 ~ отводящий короб; 3 — створка клапана; 4 — корпус; 5 — груз; 6 — рычаг
гата в них повышается давление, под действием которого открываются створки клапана. Это предохраняет обмуровку от разрушения. Створки клапана после снижения давления в газоходе под действием собственного веса или веса груза снова закрываются. На паровых и водогрейных котлах, работающих под наддувом, взрывные предохранительные клапаны не устанавливаются.
Лазы в обмуровке предназначены для производства ремонтных работ при остановке парогенератора. Лазы бывают прямоугольной или круглой формы. На рис. 9-12 показана одна из конструкций прямоугольного лаза. Прямоугольный лаз должен иметь размеры не менее 350x450 мм, а круглый — иметь диаметр не менее 450 мм. Гляделки обычно выполняются диаметром от 70 до 100 мм. В парогенераторах и водогрейных котлах, работающих под наддувом, уплотнение лазов и гляделок осуществляется воздухом, имеющим давление, большее, чем в топке или газоходах. Лазы н лючки должны иметь хорошее уплотнение и надежные запоры во избежание самопроизвольного открывания.
Рис. 9-12. Лаз прямоугольной формы
307
5)
Рис. 9-13. Клапаны и затворы: а — прямоугольный клапан; б—шлаковый затвор
К гарнитуре принято также относить шиберы (клапаны), устанавливаемые по газовому или воздушному тракту для регулирования расхода продуктов сгорания или воздуха, и затворы бункеров, предназначенные для удаления шлака и провала. На рис. 9-13, а показан клапан прямоугольной формы, предназначенный для регулирования расхода продуктов сгорания или воздуха, а также для отключения отдельных участков газовоздушного тракта. Клапаны должны быть хорошо уплотнены и иметь фиксаторы положения открытия.
На рис. 9-13, б показан один из вариантов шлакового затвора. Управление затвором должно производиться с расстояния во избежание- травмирования персонала при удалении шлака.
Контрольные вопросы
1.	В каких условиях работает металл поверхностей нагрева котлоагрегатов?
2.	В результате каких явлений возможно разрушение металла поверхностей нагрева парогенератора?
3.	Какими параметрами характеризуют прочностные свойств;! стали?
4.	Какие стали применяются в кот.тостроеппп п каков принцип их маркировки?
308
5.	Укажите предельные температуры металла труб, выполненных из углеродистой стали,
б,	,’1ля изготовления каких деталей и каких марок применяется ч\туи?
7,	Укажите основные задачи расчета на прочность деталей naptxiоператоров и водогрейны.х котлов.
8.	Какие свойства обмуровочных' материалов, применяемых в котло-строении, имеют наибольшее значение?
9.	Какие строительные материалы применяются при обмуровочных работах?
10.	Для изготовления каких изделий используются oniex порпые материалы?
11.	Перечислите основные марки шамотных изделий.
12.	Какие растворы применяют при обмуровочных работах?
13.	В каких' случаях применяются хромо.магпезитовые высокоогнеупор-nbte изделия?
14.	Что собой представляют жароупорные бетоны и для выполнения каких унтов обмуровки они применяются?
15.	Что собой представляют набивные и торкретные массы, какова область их применения?
16.	Для чего применяют обмазки и штукатурки?
17.	Какие основные требования предъявляются к теплоизоляционным материалам?
18.	Назовите основные теплоизоляционные материалы, используемые в котлостроенпп.
19.	Укажите назначение фундамента, изложите принципы его выбора и конструктивное выполнение.
20.	Каково назначение несущего и обвязочного каркаса?
21.	Как конструктивно выполняются несущий и обвязочный каркасы?
22.	Как рекомендуется располагать несущие элементы каркаса?
23.	Какие требования пред'ьявляются к лестницам и площадкам котельных установок?
24.	Каково назначение обмуровки и условия ее работы?
25.	Назовите преимущества и недостатки тяжелой обмуровки, область ее применения.
26.	Укажите преимущества и недостатки облегченных обмуровок, область их применения.
27.	Как конструктивно выполняется пакаркаспая и натрубиая обмуровка?
28.	Каково назначение п конструктивное выполнение зажигательного пояса?
29.	Как конструктивно выполняются места прохода труб сквозь обмуровку?
30.	Каково назначение температурных швов и их конструктивное выполнение?
31.	Каково назначение и конструктивное выполнение взрывных предохранительных клапанов?
32.	Для чего служит гарнитура и как опа конструктивно выполняется?
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ПИТАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА, ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА
10-1. Питательные устройства
Питательные устройства предназначены для подачи питательной воды в котел. Они являются ответственными элементами всей установки, обеспечивая безопасность ее эксплуатации. Правила Госгортехнадзора предъявляют ряд требований к питательным устройствам.
Питательные устройства должны иметь паспорт завода-изго-товителя и обеспечивать необходимый расход питательной воды при давлении, соответствующем полному открытию рабочих предохранительных клапанов, установленных на котле. Подача воды в парогенераторы, работающие при различном давлении (разница в рабочих давлениях более 15%), должна осуществляться от различных питательных устройств.
В качестве питательных устройств для подачи воды в паровые котлы промышленных установок применяют центробежные, а для небольших установок — поршневые насосы с электрическим и паровым приводом. Центробежные насосы с электрическим приводом называются электронасосами, а с паровым — турбонасосами. Для поршневых паровых насосов в качестве привода применяют паровые машины.
Для питания промышленных паровых котлов водой устанавливают не менее двух насосов с независимым приводом (один с электрическим приводом, второй — с паровым). Суммарная производительность электронасосов должна быть не менее 110%, а насосов с паровым приводом — не менее 50 % номинальной паропроизводительности всех находящихся в работе котлоагрегатов. При двух независимых источниках питания электроэнергией допускается установка всех насосов только с электрическим приводом. Подача воды в водогрейные котлы производится сетевыми насосами. При этом устанавливается два насоса: один рабочий и один резервный. Подпиточных насосов тоже устанавливается два: рабочий н резервный.
Питательные насосы котлов выбираются из каталога по полному напору и производительности. Питательный насос должен создавать полный напор (м вод. ст.), определяемый по формуле
Яп = 1,15(рб-рд) + Яс + Я,	(10-1)
где ре — наибольшее возможное избыточное давление в барабане котла, м вод. ст.* рл — избыточное давление в деаэраторе, м вод. ст.; Нс— суммарное сопротивление всасывающего и на-
* 1 м вод. ст.~ 104 Па.
310
Рис. 10-1. Принципиальная схема питательной установки
1 --запорный вентиль пли залтжка; 2— обратный клапан; а — предохранию.льный клапан; 4 — водяной экономайзер; 5—барабан парогенератора; 6 — деаэратор; 7—питательный насос
норного тракта питательной уста-новки, м вод. ст.; Н — разность уровней воды в барабане котла и деаэраторе, м.
Основным!! характеристиками центробежного насоса являются производительность (м3/ч), полный
напор (м вод. ст.), потребляемая мощность, а также КПД (%)
н частота вращения (об/мин). Обычно в каталогах заводов— изготовителей насосов приводится графическая зависимость полного напора, КПД, мощности, потребляемой электродвигателем, от производительности насоса при различной частоте
вращения.
Мощность, потребляемая центробежным насосом (кВт),
N =	,	(10-2)
0,36т]нт]дв
где Q — производительность насоса, м3/ч; Нп — полный напор, МПа; г]п—КПД насоса по полному напору, %; Цдв— КПД электродвигателя, %.
На рис. 10-1 показана принципиальная схема питательной установка промышленного парового котла. Работа питательных центробежных насосов с расходом воды, меньшим 10—15 % номинального, недопустима, поэтому для защиты насоса при снижении расхода питательной воды предусматривается установка сбросного клапана, соединенного с рециркуляционной линией. Рециркуляционная линия включается при пуске и остановке насоса. После насоса обязательна установка обратного клапана, препятствующего поступлению воды из трубопровода в случае остановки насоса. При установке нескольких насосов, предназначенных для параллельной работы, их напорные характеристики должны быть одинаковы.
Питательные насосы следует размещать на 5—10 м ниже баков питательной воды деаэраторов во избежание разрыва потока горячен воды вследствие ес вскипания. Во входном патрубке насоса создается разрежение, поэтому абсолютное давление воды при входе в насос меньше атмосферного. Чем ниже абсолютное давление воды во всасывающем патрубке насоса, тем ниже температура ее кипения. Следовательно, при поступлении воды с температурой 100 °C и давлении во всасывающем патрубке насоса ниже атмосферного происходит кипение.
Образование паровых пузырей приводит к гидравлическим ударам в питательных трубопроводах и срыву подачи воды насосом, что может вызвать аварию котла. При температуре воды
311
70 °C центробежный насос не может засасывать воду из бака, расположенного ниже насоса. Во избежание парообразования при работе питательного насоса па горячей воде давление ее па входе в насос должно быть выше давления насыщения при данной температуре воды.
Повышение давления во всасывающем патрубке насоса достигается расположением насоса ниже питательного бака. Минимальный уровень воды в питательном баке по отношению к оси питательного насоса (м) определяется по формуле
Лм1„,--о,11 (Йвх + М.« - - Ри + Рд),	(10-3)
где /гих — необходимое давление во входном патрубке насоса, включая скоростной напор, кПа; Лг, с — гидравлическое сопротивление системы трубопроводов от питательного бака до насоса, кПа; ри — давление насыщенных паров воды, соответствующее ее температуре во всасывающем патрубке насоса, определяется по таблицам водяных паров, кПа; рд — избыточное давление, под которым вода находится в питательном баке, кПа.
Необходимое давление во входном патрубке насоса зависит от его конструкции и приводится в каталоге при температуре воды 20 °C в зависимости от производительности насоса (для центробежных насосов при частоте вращения 2900 об/мин составляет 80—100 кПа). Гидравлическое сопротивление всасывающего трубопровода от питательного бака до насоса следует иметь минимальным. Для этого трубопроводы выполняются короткими с минимальным числом поворотов, тройников и арматуры; скорость воды при расчете принимается 0,5—1 м/с.
Для паровых котлов, работающих при давлении около 4 МПа, отметка площадки деаэраторов по отношению к отметке установки насоса должна быть примерно 10 м, а для парогенераторов давлением около 1,4 МПа — примерно 6 м.
В отопительных котельных устанавливаются сетевые н подпиточные насосы, а при наличии водогрейных котлов--дополнительно рециркуляционные насосы.
Сетевые насосы водоподогревательных установок выбираются по расходу сетевой воды на напор, обеспечивающий покрытие гидравлических сопротивлений сети, подогревателей сетевой воды, охладителей конденсата, а также водогрейных котлов, если они установлены. Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии сетевой воды и работают при температуре воды не более 70 °C.
Подпиточные насосы выбираются по расходу, обеспечивающему восполнение потерь в системе теплоснабжения. В закрытых системах теплоснабжения утечка воды принимается равной 0,5 % объема воды в трубопроводах системы с присоединенными к ней абонентами. При этом производительность насоса выбирают, исходя из двойного расхода, с учетом подачи воды в аварийных ситуациях. При открытых системах теплоснабжс-312
Рис. 10-2. Схема установки рециркуляционного иасоса
1 — видогрейпый котел: 2 — регулятор рециркуляции; 3 — сетевой насос; -/--регулятор температуры сетевой воды; 5 — рециркуляционный насос
нпя производительность под-
питочных насосов выбирается с учетом покрытия суммарных расходов воды при максн-
Из сети
В сеть ----►—.
мальцом потреблении ее па
горячее водоснабжение и утечек в системе. Подпиточные на-
сосы должны создавать напор, обеспечивающий преодоление
давления в обратной линии перед сетевыми насосами, а также гидравлическое сопротивление соединительных трубопроводов
и регулятора подпитки.
Рециркуляционные насосы устанавливаются в котельных с водогрейными котлами для частичной подачи горячей сетевой воды в трубопровод, подводящий воду к водогрейному котлу. В соответствии со СНиП П-35-76 установка рециркуляционных насосов производится в случае требования заводами — изготовителями водогрейных котлов постоянной температуры воды на входе или выходе котла. Производительность рециркуляционного насоса определяется из уравнения баланса смешивающихся потоков сетевой воды в обратной линии и горячей воды на выходе из водогрейного котла.
На рнс. 10-2 представлена схема установки рециркуляционного иасоса н регулятора, поддерживающего требуемую температуру воды, отпускаемой потребителям. Регулирование температуры воды, поступающей в водогрейный котел, и температуры воды, отпускаемой потребителям, осуществляется следующим образом. Количество воды, подаваемое рециркуляционным насосом, регулируется так, чтобы получить необходимую температуру воды на входе в водогрейный котел. Однако при этом температура воды на выходе из котла может оказаться выше температуры, необходимой потребителям. Для поддержания заданной температуры воды, отпускаемой потребителям, часть воды из обратной линии по перемычке направляется в прямую линию. Количество воды, отбираемой из обратной линии в прямую, регулируется регулятором температуры сетевой воды.
В соответствии со схемой па рис. 10-2 можно написать следующие уравнения:
Gpe„-(Ge.B--GpCu)4jC-(Ю-4) t — t
В, К в. к
GCB-^-----—; (Ю-5)	«„.K-Ge.B -Gper I Gp„(.	(10-6)
К. к~ К,,
313
Решая совместно уравнения (10-4) и (10-5), получим
Gpeu = Ge. в	f 1 - —	’	(Ю-7)
где GB. к — количество сетевой воды, проходящей через водогрейный котел, т/ч; Срец — количество сетевой воды, подаваемой рециркуляционным насосом, т/ч; Gc.n — количество обратной сетевой воды, подаваемой сетевым насосом, т/ч; С?рсг — количество обратной сетевой воды, подаваемой регулятором через перемычку в линию прямой воды, направляемой потребителям, т/ч; /'с. в — температура сетевой воды в обратной линии, °C; /"в.к — температура воды на выходе из водогрейного котла, °C; /'в. к — минимальная допустимая температура воды па входе в водогрейный котел, °C.
Таблица 10-1
Характеристики питательных, сетевых, подпиточных и рециркуляционных насосов с электроприводом, применяемых в промышленно-отопительных котельных			
Тип насоса	Производительность, М3/ч	Полный напор, МПа	Мощность электродвигателя, кВт
Питательные насосы		с электропр	ВВОДОМ
(частота вращения 2960—2970 об/мин; температура			
питательной воды до 160 °C; напор при входе в насос 0,08 МПа)			
ПЭ-150-56	150	5,8	400
ПЭ-100-56-2	100	5,8	320
ПЭ-65-56-2	65 (частота вращения	5,8 1950—3000 об/мин;	200
температура	питательной воды 105 °C; напор на входе 0,1 МПа)		
ЦНС-150-23	150	2,4	160
ЦНСГ60-198	60	1,98	55
ЦНСГ 38-198	38	1,98	40
Сет	евые насосы (п = 1475 ~ 1485 об/мин)		
10 -СД-6	486	0,74	160
СЭ-800-55	800	0,55	200
СЭ-800-100	800	1,0	320
СЭ-2500-60	2500 (п = 2920 -=-	0,6 2950 об/мин)	500
4НДв	180—126	0,84—0,94	55
бНДс	330—216 Подпиточн	0,64—0,8 ы е насосы	100
5НДв	216—150	0,28—0,33	30
12Д-9	850—550	0,38-0,5	125
Рециркуляционные на		: о с ы (п — 1450 -	- 1470 об/мин)
И Ку-150	150	0,3	28
НКу-250	250	0,3	40
10 Н Ку-7-2	500	0,75	160
314
Из уравнения (10-7) ясно, что при /'с. в = /'в. к количество воды, подаваемое рециркуляционным насосом, равно пулю. С уменьшением температуры сетевой воды количество воды, подаваемое рециркуляционным насосом, увеличивается. При повышении температуры воды после водогрейного котла количество воды, подаваемой рециркуляционным насосом, уменьшается, но возрастает расход обратной сетевой воды через перемычку. Это уменьшает расход воды через водогрейный котел, что допустимо до определенных границ, при которых имеется опасность вскипания воды в котле. Поэтому температура воды после водогрейного котла /"п. к должна приниматься не выше таких значений, при которых расход воды через водогрейный котел окажется ниже допустимого минимального. После расчета брец по уравнению (10-4) проверяется значение GB. к по уравнениям (10-5) и (10-6).
Рециркуляционный насос должен создавать напор, способный преодолеть гидравлическое сопротивление водогрейного котла и рециркуляционных трубопроводов. Напор, создаваемый рециркуляционным насосом, обычно составляет 150— 250 кПа.
Отечественные заводы выпускают самые разнообразные центробежные насосы с электрическим и паровым приводом (электронасосы и турбонасосы).В табл.10-1 приведены характеристики насосов, применяемых в качестве питательных, сетевых, подпиточных и рециркуляционных.
10-2. Арматура и редукционно-охладительные установки
Устройства, предназначенные для прекращения подачи теплоносителя пли изменения его количества, а также для обеспечения безопасной работы сосудов, находящихся под давлением, называются арматурой.
К арматуре относят запорные н регулирующие органы, предохранительные устройства, указатели уровня воды. В качестве запорных органов для паровых и водогрейных котлов применяют задвижки и вентили. Задвижки оказывают потоку меньшее сопротивление, чем вентили, так как в вентиле поток дважды меняет свое направление. При установке вентилей их располагают так, чтобы поток был направлен на клапан. Это обеспечивает более плотное отключение потока и требует меньших усилий при закрывании. Задвижки и вентили выполняются фланцевыми и бесфла-нцевыми. Бесфланцевые задвижки и вентили присоединяются к трубопроводу сваркой, что обеспечивает большие плотность и надежность.
Задвижки и вентили выпускаются различных конструкций в зависимости от параметров среды, для отключения которой они применяются. На рис. 10-3 в качестве примера показана конструкция задвижки с самоустанавливающимся клиповым затвором. Затвор задвижки состоит из двух тарелок (дисков)
315
Рис. 10-3. Задвижка для пара
/ — направляющая труба; 2—седло для отключения сальниковой камеры при полностью открытой задвижке; 3 — байпас (обводная линия); 4 — нажимная втулка; 5 - двухступенчатый редуктор; 6 — седло; 7 —диски; 8 — шпиндель; 9 — распорный грибок
7, которые с одной стороны имеют уплотнительные поверхности, а с другой — выступы со сферической поверхностью. Этими выступами тарелки входят в цилиндрическую расточку обоймы. Крепление тарелок в обойме производится при помощи тарелко-держателей. Между тарелками расположен распорный грибок 9 с регулирующей прокладкой. Задвижка с самоустанавливаю-щимся клиновым затвором обеспечивает необходимую плотность при отключении потока, небольшое сопротивление и сохранность уплотнительных поверхностей затвора, так как он выводится из потока. Задвижка имеет дистанционный и местный привод.
В промышленных установках широко применяют вентили. На рис. 10-4 показана одна из распространенных конструкций вентилей, применяемых на трубопроводах для пара и воды при давлении до 2,5 МПа и температуре потока до 300 °C. В вентилях соприкосновение уплотнительных поверхностей тарелки и седла достигается самоустановкон тарелки затвора.
Регулирующая арматура применяется для ручного пли автоматического изменения расходов теплоносителя. Рсгулирова-
316
Рис. 10-1. Вентиль
/ *— корпус; 2 — клапан: 3 — фланец; 4 — сальниковая набивка; 5 -- шпиндель; 6 — штурвал; 7 — траверса;
8 — крышка; 9 — седло
ние расхода теплоносителя достигается изменением площади проходного сечения. Регулирующие клапаны бывают стакапчатого, скальчатого, игольчатого и шиберного типа.
В регулирующих клапанах стакан-чатого типа проходное сечение для потока изменяется путем перемещения стакана с окном относительно седла. Клапаны работают удовлетворительно при перепаде давления не более 1 МПа.
В клапанах скальчатого типа (рис. 10-5) используется скалка, при перемещении которой образуются два кольцевых проходных сечения. Площадь кольцевого проходного сечения изменяется в зависимости от положения скалки, так как она выполнена конусной. Клапаны скальчатого типа удовлетворительно работают при перепаде давления не более 1,5 МПа. Клапаны игольчатого типа работают по аналогичному принципу, но применяются на трубопроводах диаметром до 50 мм.
В клапанах шиберного типа регулирование производится посредством подвижного шибера, в нижней части которого имеется отверстие. При движении шибера вверх его отверстие начинает совмещаться с отверстием седла, что приводит к увеличению проходного сечения клапана. Регулирующая арматура в закрытом состоянии не обеспечивает полной плотности, поэтому устанавливается в сочетании с запорной.
В качестве предохранительной арматуры в котельных установках применяются обратные и предохранительные клапаны. Обратные клапаны предназначены для пропуска потока только в одном направлении. Обратные клапаны устанавливаются на питательной линии перед поступлением воды в барабан котла для предотвращения обратного тока воды в питательную линию при снижении в ней давления, а также на напорной стороне центробежных насосов во избежание обратного тока воды при аварийной остановке насоса.
Рае. 10-5. Pei у.-шруloinnii клапан
/ — шток; 2--вход воды; 3 —корпус; 4 - скалки
317
Рис. 10-6. Предохранительный клапан / — крышка; 2 -- рычаг: 3 — груз; 4 — шпиндель клапана; 5 корпус; 6 — седло; 7 — клапан
Предохранительные клапаны предназначены для защиты сосудов от повышения давления в них за допустимый предел, так как сосуды рассчитаны на определенное давление, превышение которого приводит к разрушению сосуда.
На паровых котлах давлением до 3,92 МПа устанавливаются рычажно-грузовые или
пружинные предохранительные клапаны, а при более высоком давлении — импульсные. На рис. 10-6 показан рычажно-предохранительный клапан. Рычажно-грузовые предохранительные клапаны не обеспечивают достаточной плотности вследствие небольшого давления на уплотнительные поверхности при закрытом положении. Регулировка клапана производится изменением положения груза на рычаге.
В соответствии с правилами Госгортехнадзора паровые котлы производительностью более 100 кг/ч должны иметь не менее двух предохранительных клапанов: один контрольный и один рабочий. При двух предохранительных клапанах и неотключае-мом пароперегревателе один клапан (контрольный) устанавливается на выходном коллекторе перегретого пара. Регулировка
предохранительных клапанов рабочего давления котла в соответствии с данными табл. 10-2. При этом во избежание вывода из строя пароперегревателя всегда должен открываться первым и закрываться последним предохранительный клапан, установленный в выходном коллекторе перегретого пара.
На водогрейных котлах также устанавливается не менее двух предохранительных клапанов. При этом на прямоточных водогрейных котлах с камерными топками, оборудованными автоматикой безопасности,
производится в зависимости от
Таблица 10-2
Нормы регулировки предохранительных клапанов
Номинальное избыточное давление в паровом котле, МПа	Давление в момент начала открытия клапана, МПа	
	контрольного	рабочего
До 1,27	+0,02 МПа	+0,029 МПа
1,27—5,9	1,03рР	1,05 рр
5,9—13,7	I ,оЬрр	1,08рр
13,7—22,05	1,08рр	1,08рр
Свыше 22,05	1,10рр	1,1 Орр
Примечай и е: pv — рабочее давление в барабане котла.
318
предохранительные клапаны могут не устанавливаться. Предохранительные клапаны водогрейных котлов регулируются на начало открытия при давлении, не превышающем 1,08 рабочего давления в котле.
Отключаемые по водяному тракту водяные экономайзеры оборудуются одним предохранительным клапаном на входе воды в экономайзер и одним предохранительным клапаном на выходе воды из него. Клапан па входе воды в экономайзер устанавливается после отключающего органа, а на выходе из экономайзера— до отключающего органа. Предохранительный клапан на входе воды в экономайзер должен открываться при превышении давления па 25%, а па выходе из экономайзера — на 10 % рабочего давления в парогенераторе.
Выбор арматуры должен производиться по каталогам заводов-изготовителей. В заводских обозначениях промышленной арматуры первые две цифры указывают вид арматуры, а последующие буквы характеризуют материал корпуса. Цифры после букв обозначают конструкцию привода, а последние бук-
вы—материал уплотнительных ные обозначения, принятые в арматуры:
поверхностей. Приводим услов-каталогах для промышленной
Арматура
Кран пробно-спускной . .	10
Край	для трубопровода	11
Вентиль ............... 14	или 15
Клапан обратный подъемный ................... 16
Клапан предохранительный ................... 17
Клапан редукционный . .	18
Клапан обратный поворотный ................... 19
Задвижка ...............30	или 31
Материал корпуса
Сталь углеродистая	...	с
Сталь нержавеющая	. . .	нж
Сталь легированная	...	лс
Чугун серый ............. ч
Чугун ковкий.............. кч
Латунь, бронза ........... б
Алюминий .................. а
Привод
^Механический:
с червячной передачей	3
с цилиндрической передачей ................ 4
с конической передачей	5
Пневматический ............ 6
Гидравлический ............ 7
Электромагнитный . . , .	8
Электрический ............. 9
Материал уплотнительных поверхностей
Латунь, бронза ....... бр
Нержавеющая сталь ... нж
Уплотнительные поверхности без вставных колец и наплавки ............. бк
Резина .............. р
Обозначение 31нж4бк соответствует задвижке с корпусом из нержавеющей стали, механическим приводом с цилиндрической передачей, уплотнительными поверхностями без вставных колец и наплавки.
В каталогах промышленной арматуры обычно указывают условное давление, на которое она рассчитана, и ее условный проход. Под условным давлением понимают наибольшее избы-
319
Рис. 10-7. Водоуказательнып прибор
/ - стекло плоское рифленое; 2--паровой кран;
3 — рамка; 1 - вилянии кран; 5 — иродjночным крап
казан водоуказательный пых паровых котлах. Он смотровой поверхностью
точное давление, при котором обеспе-чнвается длительная работа изделия, имеющего определенные размеры, обоснованные расчетом на прочность. Условным проходом арматуры называют се номинальный внутренний диаметр.
Условный проход обозначается D? с добавлением номинального внутреннего диаметра, мм (например, £\-20, £>у50 н т. д.).
Контроль над уровнем воды в барабане дотла осуществляется водоуказательным прибором. На рис. 10-7 по-прибор, применяемый на промышлен-состонт из плоского стекла с гладкой и призматическими рисками на противоположной поверхности (для давлений до 3,5 МПа) или плоского, гладкого с обеих сторон стекла со слюдяной прокладкой, предохраняющей стекло от котловой воды и пара (для давлений до 12 МПа). Стекло вставлено в специальную металлическую рамку и соединено стальными трубками с паровым н водяным пространством барабана котла. Благодаря такому устройству уровень воды в барабане примерно совпадает с уровнем воды в водоуказательном приборе. На трубках установлены три вентиля, позволяющие соединять стекло с паровым и водяным пространством барабана, а также с атмосферой. Наличие вентилей позволяет производить поочередную продувку трубок, соединяющих водоуказательный прибор с паровым и водяным пространством барабана.
В соответствии с правилами Госгортехнадзора каждый паровой котел (за исключением прямоточных) должен иметь нс менее чем два вспомогательных прибора прямого действия для постоянного наблюдения за уровнем воды в барабане. На котлах со ступенчатым испарением в каждом чистом и солевом отсеке должно быть установлено не менее чем по одному водо-указательному прибору. В выносных циклонах, являющихся солевыми отсеками, установка водоуказательного прибора необязательна.
Водоуказательные приборы устанавливаются в вертикальной плоскости или с наклоном вперед под углом не более. 30°. Если барабан котла расположен на высоте более 6 м от площадки обслуживания машиниста парового котла пли видимость уровня воды в водоуказательном приборе недостаточна, применяются «сниженные» указатели уровня. Работа сниженных
320
указателей уровня основана на принципе гидростатического равновесия двух столбов жидкости.
В промышленных котельных установках для снижения давления пара, подаваемого различным потребителям, широко применяются редукционные установки (РУ). Если одновременно требуется снизить температуру пара, используют редукционно-охладительную установку (РОУ).
Редукционно-охладительные установки выпускаются промышленностью на расход пара до 60 т/ч при начальном давлении до 4 МПа. РОУ содержит редукционный клапан золотникового типа, смесительный патрубок, в который впрыскивается охлаждающая вода, аварийный предохранительный клапан, сбрасывающий пар в атмосферу при повышении его давления после РОУ до недопустимых значений, и электронные регуляторы давления и температуры.
10-3. Трубопроводы
В промышленной котельной с паровыми или водогрейными котлами имеется система трубопроводов, которая предназначена для соединения между собой всего действующего оборудования: парогенераторов, насосов, деаэрационных, установок, теплообменных аппаратов и т. д.
Трубопроводы состоят из системы труб и арматуры, предназначенной для отключения отдельных трубопроводов и их участков, для регулирования количества транспортируемого теплоносителя и изменения его направления.
Все трубопроводы в зависимости от назначения разделяются на водопроводы, паропроводы, мазутопроводы и газопроводы. Водопроводы предназначены для подачи и распределения потоков воды: сырой, химически очищенной, конденсата, питательной, охлаждающей отдельные элементы оборудования. Паропроводы, мазутопроводы и газопроводы соответственно предназначены для подачи и распределения пара различных параметров, мазута и газа.
Все трубопроводы принято также разделять па главные и вспомогательные. К главным водопроводам относят питательные линии для подачи воды в котлы. Главными паропроводами являются паропроводы, соединяющие паровые, котлы со сборным коллектором (к которому присоединены паропроводы, снабжающие паром различных потребителей), а также паропроводы к питательным трубонасосам и подогревателям сетевой воды. Вспомогательными трубопроводами являются продувочные, обдувочные, дренажные, выхлопные и другие служебные паро-п водопроводы.
Эксплуатация паропроводов и водопроводов должна производиться в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», а газопроводов— в соответствии с «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» Госгортехнадзора СССР.
11
Р. И. Эстеркии
321
Категории трубопроводов
Таблица 10-3
Категория трубопровода	Среда	Рабочие параметры среды	
		Температура,	Давление (избыточное), МПа
1	Перегретый пар	Выше 580; 540—580; 450—510	Не ограничено
		До 450	Более 3,82
	Горячая вода, насыщенный пар	Выше 115	Более 7,84
2	Перегретый пар	350—450 До 350	До 3,82 2,16—3,82
	Горячая вода, насыщенный пар	Выше 115	3,82—7,84
3	Перегретый пар	250—350 До 250	До 2,16 1,57—2,16
	Горячая вода, насыщенный пар	Выше 115	1,57—3,82
4	Перегретый и насыщенный пар	115—250	0,067—1,57
	Горячая вода	Выше 115	До 1,57
Все трубопроводы пара и горячей воды разделяются на четыре категории в зависимости от теплоносителя, его температуры и давления (табл. 10-3). Правила распространяются на трубопроводы, транспортирующие пар с избыточным давлением более 68,6 кПа или горячую воду с температурой выше 115 °C. Правила не распространяются на трубопроводы, расположенные в пределах котла (до главной отключающей задвижки), на трубопроводы первой категории с наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводы остальных категорий с наружным диаметром менее 71 мм, а также на продувочные, сливные и выхлопные трубопроводы.
В настоящее время все элементы трубопроводов выполняются в соответствии с отраслевыми стандартами (ОСТ). Расчет диаметров трубопроводов производится по расходу протекающей среды и рекомендуемым значениям скорости.
322
Внутренний диаметр трубопровода (м) определяется по формуле
Лвн- /\/о,354-- ,	(10-8)
V	шр
где (j — расход среды, протекающей по трубопроводу, т/ч; w — рекомендуемая скорость среды, м/с; р — плотность среды, кг/м3.
При расчете трубопроводов рекомендуются следующие ско-
рости пара и воды (м/с):
перегретого пара давлением до 4 МПа ............................ 50—70
насыщенного пара давлением до 1,4 МПа .......................... 40—60
питательной воды в напорном трубопроводе .......................2,5—3,0
питательной воды во всасывающих трубопроводах насосов...........0,6—1,0
воды в остальных трубопроводах .................................2,0—2,5
После определения диаметра трубопровода по формуле (10-8) подбирают по нормалям трубопроводы, соответствующие протекающей среде, с диаметром, наиболее близким к вычисленному. По окончательно принятому диаметру трубопровода проверяют действительную скорость (м/с) по формуле
0,3540 w= —------
йвнР
Материал и толщина стенок трубопроводов выбираются в зависимости от давления и температуры протекающей среды в соответствии с правилами Госгортехнадзора. Трубопроводы изготовляют из бесшовных электросварных и водогазопроводных труб. Водогазопроводные трубы применяются для среды с давлением менее 1 МПа и температурой ниже 200 °C (трубы обыкновенные) и с давлением менее 1,6 МПа и температурой ниже 200 °C (трубы усиленные). Трубопроводы, работающие при давлении более 1,6 МПа и температуре 300 °C и выше, выполняются из бесшовных труб, изготовленных из углеродистой стали марок 10 и 20 при подаче теплоносителя с температурой до 450 °C и из легированной стали различных марок для подачи теплоносителя с более высокой температурой.
При сооружении трубопроводов трубы между собой и с арматурой соединяют сваркой, посредством фланцев. В настоящее время трубы соединяют между собой, как правило, сваркой, а фланцевые соединения применяют только при установке арматуры, работающей с низким давлением. Для уплотнения фланцевых соединений применяются прокладки. Материал прокладок должен быть эластичным и стойким к воздействию температур и коррозии. Наиболее трудно уплотняемой средой является насыщенный пар, затем вода и перегретый пар.
Прокладки для пара и горячей воды давлением до 4 МПа чаще всего изготовляют из паронита или клингирита. Для крепления трубопроводов и передачи их веса и веса протекающей среды на колонны, стены и перекрытия здания применяются опоры и подвески.
И*
323
Изменение температуры трубопровода вызывает изменение его длины. Каждый метр стальной трубы при изменении температуры на 100 К меняет свою длину на 1,2 мм. При изменении длины под влиянием температуры в трубопроводе возникают значительные термические напряжения, способные вызвать его разрушение. Во избежание этого необходимо предусматривать возможность свободного перемещения трубопровода в определенных направлениях для компенсации изменения его длины под воздействием температуры.
Компенсация тепловых удлинений трубопроводов осуществляется либо установкой компенсаторов, либо изгибами трубопровода, специально предусматриваемыми при его трассировке. Для правильной работы компенсаторов необходимо ограничить участок, удлинение которого он должен воспринимать, а также обеспечить свободное перемещение трубопровода на этом участке. Для этого опоры трубопровода выполняют неподвижными (мертвые точки) и подвижными. Неподвижные опоры фиксируют трубопровод в определенном положении и воспринимают усилия, появляющиеся в трубе даже при наличии компенсатора.
Компенсатор должен воспринимать удлинение между двумя неподвижными опорами. Подвижные опоры позволяют трубопроводу свободно перемещаться в определенном направлении. Расстояние между опорами выбирается так, чтобы не происходил прогиб трубопровода при его работе. Расстояние между опорами в зависимости от диаметра трубопровода составляет 3—8 м.
В зависимости от конструкции различают компенсаторы линзовые, сальниковые и гнутые из труб (П-образные и лирообразные). Линзовые компенсаторы применяются для давлений до 0,6 МПа в системах газоснабжения, сальниковые — до давлений 1,6 МПа в системах теплоснабжения, а гнутые — для любых давлений и любых трубопроводов.
Гнутые компенсаторы громоздки и малоудобны при компоновке трубопроводов, но наиболее надежны в эксплуатации, поэтому их применяют для компенсации удлинений паропроводов. В настоящее время при трассировке трубопроводов стремятся всемерно сократить число устанавливаемых компенсаторов, используя самокомпенсацию трубопроводов.
Схема трубопроводов промышленной и отопительной котельной должна быть простой и надежной, а устанавливаемая на трубопроводах арматура должна обеспечивать выполнение необходимых в эксплуатации переключений без нарушения технологического процесса работы основного и вспомогательного оборудования. Чаще всего в промышленно-отопительных котельных применяются схемы с поперечными связями между группами технологического оборудования, что обеспечивает достаточную маневренность и надежность оборудования при эксплуатации.
324
Рис. 10-8. Схема трубопроводов промышленно-отопительной котельной
/ — питательные насосы; 2 — деаэраторы; 3 — РОУ-4,0/1,4; 4— РУ собственных нужд;
5 — подогреватель высокого давления; 6 — парогенераторы; 7 — узел питания парогенератора
На рис. 10-8 приведена наиболее типичная схема главных трубопроводов промышленно-отопительной котельной первой категории. Главный магистральный паропровод, объединяющий все котлы, выполняется одиночным с секционированной перемычкой или двойным. Располагают арматуру так, чтобы иметь возможность отключать на ремонт любой из котлов без нарушения теплоснабжения потребителей. Паропровод низкого давления после РОУ выполнен двойным, что позволяет производить ремонты арматуры, РОУ, вспомогательного оборудования и обеспечивает надежную подачу пара на собственные нужды цеха. Трубопровод питательной воды от насосов до котлов через подогреватели выполнен одиночным с секционированными перемычками. Кроме того, предусмотрена подача питательной воды в котлы помимо подогревателей на случай ремонта или выхода их из строя.
325
При повышенном давлении рекомендуется применение бесфланцевой арматуры, что повышает надежность соединений трубопроводов и снижает их стоимость. Задвижки диаметром более 500 мм должны иметь электрический привод. Для арматуры, управляемой вручную, устраиваются специальные площадки и лестницы, обеспечивающие удобство ее обслуживания. Все насосы с напорной стороны должны иметь обратные клапаны и отключающие устройства во всасывающем и напорном патрубках.
Во избежание гидравлических ударов в паропроводах предусматривается их дренаж. При этом прокладка трубопроводов производится с уклоном не менее 0,001 по направлению движения пара. Дренаж трубопроводов бывает пусковой и автоматический. Автоматический дренаж осуществляется путем установки конденсатоотводчиков. Паропроводы насыщенного пара и тупиковые паропроводы перегретого пара должны иметь автоматический дренаж. Пусковым дренажем оборудуются участки паропровода, в которых возможно скопление конденсата при их прогреве во время пуска или при отключении паропровода. В верхних точках трубопроводов предусматривается установка воздушников для удаления воздуха.
Для уменьшения тепловых потерь, а также во избежание ожога обслуживающего персонала все трубопроводы покрываются тепловой изоляцией. В соответствии с требованиями правил Госгортехнадзора после покрытия изоляцией трубопроводы окрашиваются. Цвета окраски трубопроводов различного назначения приведены в табл. 10-4.
При выполнении чертежей и схем трубопроводов, а также установленной на них арматуры применяются условные обозначения, приведенные в табл. 10-5.
Таблица 10-4
Окраска трубопроводов и надписи на них
Теплоноситель	Условное обозначение	Цвет	
		основной	кольца или полосы
Пар перегретый острый (до 3,82 МПа) Пар насыщенный Пар отборный и пар противодавления Конденсат Питательная вода Химически очищенная вода Дренаж и продувка Техническая вода Пожарный водопровод Тепловые сети: прямая обратная	ПП с. д. ПН по в к вп вх вд ВТ В Пож ПС ОС	Красный » » Зеленый » » » Черный Оранжевый Зеленый	Без колец Желтый Зеленый Снннй Без колец Белый Красный Без колец » Желтый Коричневый
326
327
Продолжение табл. 10-5
Наименование	гост	Обозначение	Наименование	гост	Обозначение
Влагоотделитель с автоматическим спуском	2.793—79		Вентилятор центробежный	2.782—83	(о/
Фильтр для воздуха (газа) для отделения твердых фракций с ручной очисткой			Трубопровод	2.784—83	-	
Насос постоянной производительности с ПОСТОЯННЫМ направлением потока	2.782—83	ф	Соединение трубопроводов		-L ~Г
Насос шестеренный			Перекрещивание трубопроводов		1 ч i
Насос винтовой			L 1 -	Фланцевое соединение		—н—
Продолжение табл. 10-5
Наименование	гост	Обозначение	Наименование	гост	Обозначение
Муфтовое резьбовое соединение	2.784—83		—	Опора трубопровода неподвижная	2.784—83	
Конец трубопровода с заглушкой					—'1	Опора трубопровода подвижная		~Г"
Коллектор		,	1 ! 1	-	Трубопровод дренажный		—
Гидрозатвор		с	Подвод, слив жидкости		► -
Компенсатор • П-образный		п	Подвбд, выпуск в атмосферу воздуха (газа)			
Сужающее устройство расходомерное (диафрагма) 'to			Поток жидкости « воздуха (газа)	2.721—83	——
Контрольные вопросы
1.	Каковы требования правил Госгортехнадзора к питательным насосам?
2.	Как следует размещать питательный насос по отношению к деаэратору?
3.	Как производится выбор сетевых н подпиточных насосов^
4.	Укажите назначение рециркуляционного насоса в котельной с водогрейными котлами; какова схема установки иасоса?
5.	Каково назначение арматуры п ее классификация?
6.	Как устроены задвижка и вентиль, показанные па рис. 10-3 и 10-4?
7.	Приведите примеры конструктивного исполнения регулирующей арматуры.
8.	Каково назначение и конструктивное выполнение предохранительных и обратных клапанов?
9.	Перечислите основные правила установки предохранительных клапанов.
10.	Укажите, в каких местах должны устанавливаться обратные клапаны.
11.	Что называется условным давлением?
12.	Что называется условным проходом арматуры?
13.	Какими приборами осуществляется контроль уровня воды в барабане, как они конструктивно оформлены?
14.	Изложите основные правила установки водоуказательных приборов.
15.	Для чего предназначены РОУ и РУ?
16.	Какие трубопроводы относят к главным и какие — к вспомогательным?
17.	На какие категории разделяют трубопроводы и по каким признакам?
18.	Каково назначение тепловой изоляции и какие к пей предъявляются требования?
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
ОЧИСТКА ПОВЕРХНОСТЕЙ нагрева
11-1. Отложения золы на поверхностях нагрева
При сжигании твердых и жидких топлив, содержащих золу, на поверхностях нагрева котельных агрегатов образуются шла-козоловые отложения, которые оказывают существенное влияние на надежность и экономичность работы агрегата. Отложения золы и шлака на поверхностях нагрева образуются в результате сложных физико-химических и аэродинамических процессов.
Отложения принято классифицировать в зависимости от места их образования, распределения температуры в этой зоне, характера связи частиц и механической прочности отложений, химического и минералогического состава.
Отложения могут образовываться на радиационных, полу-радиационных и конвективных поверхностях нагрева, в зоне как высоких, так и низких температур. Они могут быть сыпучими, связанными рыхлыми, связанными прочными или сплавленными (шлаковыми). По химическому и минералогическому составу
330
различают отложения алюмосиликатные, щелочно-связанные, сульфатные, фосфатные и отложения с большим содержанием железа. Отложения могут располагаться на лобовой или тыльной стороне труб поверхности нагрева.
Поступление летучей золы к поверхности нагрева происходит за счет турбулентных пульсаций потока продуктов сгорания. Скорость турбулентного потока частиц к стенке является определяющим параметром переноса золовых частиц.
Оседание летучей золы на поверхностях нагрева связано с силами, стремящимися удержать частицу на поверхности, и силами, отрывающими ее от поверхности. К силам, стремящимся удержать частицу на поверхности, относятся силы адгезии (сцепление золовых частиц с поверхностью нагрева), аутоге-зии (сцепление золовых частиц друг с другом) и аэродинамические силы на участках прямого набегания потока.
Подробные исследования процесса образования сыпучих отложений на поверхностях нагрева выполнены ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского. Под сыпучими понимаются такие отложения, при формировании которых не протекают химические реакции, отсутствуют капиллярные силы адгезии и в слое нет липких (связующих) компонентов.
Образование сыпучих отложений зависит от концентрации золы в продуктах сгорания, от скорости потока, диаметра труб поверхности нагрева и их расположения (шахматное или коридорное), от размера частиц золы и направления потока продуктов сгорания. Концентрация золы влияет на загрязнение поверхностей нагрева только в первый момент после включения в работу котельного агрегата, имеющего чистую поверхность нагрева. В установившемся состоянии концентрация золы практически не влияет на сыпучие отложения. Следовательно, для малозольных топлив, так же как и для многозольных, необходимы устройства для очистки поверхности нагрева. Интервалы между очистками для многозольных топлив меньше, чем для малозольных.
Скорость потока оказывает существенное влияние на обра-. зование отложений. Опытами установлено, что во избежание значительных отложений на конвективных поверхностях нагрева скорость потока при минимальных нагрузках должна быть больше 2,5—3,0 м/с. Соответственно этому при номинальной нагрузке средняя скорость потока должна быть не меньше 6 м/с, а при неравномерном распределении скорости — даже несколько больше.
Уменьшение диаметра труб существенно снижает загрязнение конвективных поверхностей нагрева. Поэтому при конструировании поверхностей нагрева в настоящее время стремятся применять диаметры труб 25—32 мм, если это допустимо по условиям циркуляции и другим требованиям. Уменьшение диаметра труб поверхности нагрева благоприятно влияет на коэффициент теплоотдачи и компактность поверхности нагрева.
331
Расположение труб (коридорное йЛи шахматное), а также относительный шаг (s/d) оказывает влияние на сыпучие отложения. В случае сжигания топлив, дающих сыпучие отложения, при конструировании конвективных поверхностей нагрева предпочтение должно быть отдано шахматному расположению труб. Коридорное расположение следует применять при опасности появления связанных отложений. Установлено, что коэффициент загрязнения не зависит от концентрации летучей золы в продуктах сгорания. Он увеличивается при снижении крупности летучей золы. Поэтому золоуловители следует устанавливать после всех поверхностей нагрева, так как улавливание крупных фракций в золоуловителе приводит к увеличению загрязнения поверхности нагрева. Устанавливать золоуловители перед какой-либо поверхностью нагрева имеет смысл только для уменьшения истирания труб золой при сжигании многозольных топлив.
Направление потока продуктов сгорания не имеет такого большого влияния па отложение загрязнений, как считалось ранее. Опытами установлено, что в коридорных пучках коэффициент загрязнения практически не зависит от направления продуктов сгорания (сверху вниз или снизу вверх). Даже в шахматных пучках при небольших скоростях потока и движении продуктов сгорания снизу вверх коэффициент загрязнения на 10 % больше, чем при нисходящем потоке. Следовательно, выбор направления движения продуктов сгорания при конструировании газоходов не должен обуславливаться количеством отложений.
Наибольшие трудности при работе котельных агрегатов создают связанные отложения. Под ними понимают такие отложения, формирование которых протекает под действием аэродинамических факторов и химических процессов, происходящих в слое осевшей золы при наличии химически активных компонентов. В результате химических реакций изменяется структура отложений и они становятся прочными.
Образование связанных отложений зависит от минералогического состава топлива, поведения отдельных составляющих минеральной части в процессе горения, распределения температуры и продолжительности действия высокой температуры на минеральную часть, свойств летучей золы и состояния поверхностей нагрева в местах золовых отложений и от физико-химических процессов, протекающих в слое отложений.
Связанные отложения способны к неограниченному росту с течением времени. В настоящее время считают, что на высокотемпературных поверхностях нагрева при сжигании твердого топлива образование связанных отложений протекает в две стадии. Сначала на трубах образуется первичный слой отложений, температура которого по мере его утолщения возрастает, приближаясь к температуре продуктов сгорания. При высоких температурах продуктов сгорания большая часть уносимой золы
332
может Находиться в пластическом состоянии и, соприкасаясь с первичным слоем, оседает на нем. В результате образуются быстро растущие гребневидные отложения, т. е. начинается шлакование. Вторичный слой отложений может уплотняться и упрочняться в результате физико-химических превращений.
Наибольшие затруднения, вызываемые образованием золовых отложений, наблюдаются при сжигании эстонских сланцев и углей Канско-Ачинского бассейна. В золе этих топлив содержится большое количество свободной извести. Наличие свободной извести в золе, сернистого ангидрида и кислорода в продуктах сгорания приводит к образованию сульфата кальция (CaSOi), который связывает между собой и с поверхностью труб частички золы.
Прочные связанные отложения образуются также па высокотемпературных поверхностях нагрева при сжигании мазута. Как показали исследования, решающую роль в этом случае играют натрий-ванадиевые соединения. Образование связанных отло-ж'енпй при прочих равных условиях протекает тем интенсивнее, чем ближе соотношение между содержанием натрия и ванадия в его золе к интервалу 3,7<Na/V<9,5, определяющему адгезионный максимум.
Плотные отложения могут появляться и прн низких температурах, близких к температуре точки росы, загрязняя поверхности нагрева водяных экономайзеров и воздухоподогревателей. Исследования показали, что образование плотных отложений на низкотемпературных поверхностях нагрева зависит от совокупности следующих процессов: осаждения летучей золы, увлажнения и коррозии поверхности нагрева, эрозионного воздействия золовых частиц на формирующийся слой. Методы очистки поверхностей нагрева, работающих при различных температурах, от сыпучих и связанных отложений рассмотрены в последующих параграфах.
11-2. Обдувка и обмывка поверхностей нагрева
Для очистки экранных и пароперегревательных поверхностей нагрева, а в парогенераторах малой мощности также конвективных поверхностей от шлакозоловых отложений применяется обдувка паром, холодной и перегретой водой и воздухом. Наибольшее распространение получила обдувка паром. Обдувкой могут удаляться сыпучие, слабосвязанные и прочные отложения.
Принцип работы различных обдувочных аппаратов заключается в том, что энергия пара или сжатого воздуха преобразуется в сопловом аппарате в кинетическую энергию струи, действие которой зависит от ряда факторов. При этом основными факторами являются динамический, термический и абразивный.
Под действием динамического фактора происходит механическое разрушение отложений. Поэтому чем больше динамиче
333
ский напор на очищаемой поверхности, тем эффективнее происходит очистка от отложений. Под действием термического фактора за счет разности температур отложений и струи происходит поверхностное разрушение отложений. Особенно существенна роль термического фактора при удалении плотных отложений и шлака, имеющих высокую температуру, когда используется холодная вода. При сжигании твердых топлив большую роль играет абразивный фактор, так как обдувочная струя, увлекая за собой частички летучей золы, сообщает им высокую скорость и они истирают наружную часть слоя отложений.
В системах паровой обдувки используется перегретый или насыщенный пар. Широкое применение паровой обдувки обусловлено простотой получения обдувочного агента на котельном агрегате, большой маневренностью и сравнительно низкими капитальными затратами. Однако при паровой обдувке теряется конденсат и теплота пара, требуется более дорогая изоляция для трубопроводов, а кроме того, паровая обдувка представляет повышенную опасность для обслуживающего персонала. Кроме того, паровая струя истирает очищаемую поверхность нагрева.
Наиболее широко распространены обдувочные аппараты, выпускаемые заводом «Ильмарине». В этих аппаратах используется пар или сжатый воздух с давлением до 4 МПа, но не менее 0,7 МПа. При более низких давлениях качество обдувки резко ухудшается.
Обдувочные аппараты с перемещающейся зоной очистки принято делить на две группы: стационарные и выдвижные. Выдвижные обдувочные аппараты в свою очередь разделяются на маловыдвижные и глубоковыдвижные. Стационарные обдувочные аппараты неподвижно устанавливаются в обмуровке стен топки и газоходов. Эти аппараты широко применяются для обдувки конвективных пучков промышленных котлоагрегатов. Обдувка осуществляется при вращении обдувочной трубы. Маловыдвижные и глубоковыдвижные обдувочные аппараты отличаются ходом сопловой головки, которая совершает обратно-поступательное движение. Ход сопловой головки у глубоковыдвижных обдувочных аппаратов составляет 2—8 м. Выбор конструкции аппарата производится в зависимости от расположения обдуваемой поверхности, мощности котлоагрегата и его конструктивных особенностей. Радиус действия обдувочных аппаратов составляет 0,5—2 м. Расход пара на обдувочный аппарат в зависимости от его конструкции колеблется в пределах от 1 до 2 кг/с.
Очистка топочных экранов паровых и водогрейных котлов может производиться также холодной водой. Эффект водяной очистки достигается в основном термическим воздействием холодной воды на слой раскаленных отложений, которые разрушаются вследствие возникающих в них термических напряжений. Однако водяная обдувка может привести к опасным
334
напряжениям в металле, способным вызвать термоусталостные повреждения экранных труб. Поэтому рекомендуется кратковременная водяная обдувка продолжительностью в несколько долей секунды, повторяющаяся несколько раз.
Обдувка перегретой водой заключается в том, что в качестве обдувочного агента используется пароводяная смесь, получающаяся при истечении перегретой воды из сопла. Для обдувки используется котловая вода или питательная вода после подогревателей высокого давления. Обдувка перегретой водой позволяет очищать поверхности нагрева па расстоянии до 7— 8 м от сопла. Основным недостатком этого метода является высокое давление обдувочного агента.
Очистка поверхностей нагрева регенеративных воздухоподогревателей и конвективных поверхностей нагрева водогрейных котлов при башенной компоновке может производиться путем обмывки водой. На котлах ПТВМ для обмывки применяется сетевая вода с температурой не ниже 70 °C при давлении не менее 0,3—0,4 МПа.
Опытами установлено, что каждая промывка регенеративных воздухоподогревателей на мазутном котле приводит к утонению металлических теплообменных листов на 0,05—0,1 мм вследствие коррозии. Поэтому количество промывок должно быть минимальным.
Вода после обмывки поверхностей нагрева от плотных отложений при сжигании сернистых топлив имеет повышенную кислотность и содержит другие вредные примеси, поэтому перед сливом в канализацию или естественный водоем промывочная вода должна пройти нейтрализацию.
11-3. Дробеввя очистка
Для очистки конвективных и хвостовых поверхностей нагрева, расположенных в нисходящей шахте, от связанных плотных отложений применяется дробевой метод. Принцип дробевой очистки заключается в том, что падающий поток дроби сбивает осевшую на трубах золу. При этом дробь, отскакивая от поверхности, может достигать тыльной стороны труб вышележащего ряда и очищать имеющиеся на них отложения. Дробе-вая очистка может применяться при шахматном и коридорном расположении труб поверхности нагрева. Обычно применяется чугунная дробь с диаметром дробинок от 3 до 6 мм.
На рис. 11-1 показана принципиальная схема дробеочисти-тельной установки, применяемой для очистки конвективных поверхностей нагрева водогрейных котлов типа КВ. Дробь специальным разбрасывателем распределяется по всей площади конвективной шахты и, падая, сбивает золовые отложения с труб. Дробь и измельченная зола падают в бункер конвективной шахты. Бункер снабжен сепаратором для отделения золы из потока дроби атмосферным воздухом, который подсасы-
335
Рис. 11-1. Дробсочистительная установка
Мрос 1 — инжектор; 2 — решетка; 3 — клапан; -/ — карман; 5— ввздиха дробеуловитель; 6 — дробевая течка; 7 — разбрасыва-тёль; 8 — пневмотранспортная лнння; 9 — бункер; 10 — сепаратор; 11 — заслонка
.^-6
Отвод воды
Подвод воды
— :о
Подвод воздух
вается в газоход. Подача воздуха в сепаратор регулируется поворотной заслонкой. Воздух, проходя сквозь решетку сепаратора, подхватывает частички золы и возвращает их в лоток продуктов сгорания, которым они уносятся за пределы газохода. Отделенная от золы дробь поступает в приемный патрубок инжектора.
В сопло инжектора от воздуходувки подается воздух, который, вытекая, создает в месте входа дроби разрежение 10—30 Па. За счет этого обеспечивается свободное поступление дроби в пневмотранспортную линию. По ней дробь поступает в дробеуловитель, который расположен над очищаемой
поверхностью. В дробеуловителе из пневмотранспортной линии дробь попадает в карман, который предохраняет дробеуловитель от износа потоком дроби. Кинетическая энергия потока дроби при попадании в карман со слоем дроби гасится. Это предохраняет стенки дробеуловителя от износа. Отработавший в дробеуловителе воздух отсасывается эжектором и сбрасывается в газоход или атмосферу. Дробь при открытом клапане поступает в дробевую течку, а затем в разбрасыватель. Разбрасыватель обеспечивает удовлетворительное распределение дроби по площади от 2X2 до 3x3 м2. Расстояние от разбрасывателя до первого ряда труб должно составлять примерно 250 мм.
Течка дроби и разбрасыватель охлаждаются водой, так как они расположены в зоне высоких температур. В котельных с водогрейными котлами для охлаждения течки и разбрасывателя используется обратная сетевая вода. В других случаях охлаждение течки и разбрасывателя может производиться химически очищенной водой.
Дробеочистительная установка включается в работу один-два раза в смену на 15—20 мин.
Опыт эксплуатации дробеочистительных установок показал, что при определенных условиях наблюдаются свищи в трубах водяного экономайзера, а также повреждение сварных швов в местах приварки труб воздухоподогревателя к верхней трубной доске. Осмотр поврежденных труб водяных экономайзеров показал, что характер повреждений во всех имевших место случаях идентичен. Все поврежденные трубы имели продольные трещины длиной 100—150 мм. В результате исследования металла поврежденных труб было установлено, что трещины поя
536
вились вследствие наклепа от удара дроби по поверхности труб водяного экономайзера.
Наблюдения за работой поверхностей нагрева, очистка которых производилась дробевым методом, показали, что наклеп появляется на трубах экономайзеров, расположенных после воздухоподогревателей. Это объясняется тем, что дробь с большой силой ударяет по первым рядам труб водяного экономайзера, получив разгон в трубах воздухоподогревателя, особенно в случаях, когда часть труб воздухоподогревателя заглушена или забита золой.
Для экономайзеров, расположенных после воздухоподогревателя, рекомендуется устраивать защитные устройства, ограничивать расход дроби минимальным необходимым количеством, следить за равномерным распределением дроби по всему сечению опускного газохода, применять дробь диаметром не более 5 мм, периодически контролировать состояние металла труб внешним осмотром и путем лабораторных исследований вырезанных образцов.
11-4. Вибрационная очистка
Вибрационный метод очистки впервые применен в 1948 г. в Советском Союзе по предложению Н. П. Золотарева для очистки поверхности нагрева водяного экономайзера. Вибрационный метод очистки поверхностей нагрева состоит в том, что очищаемым трубам сообщается колебательное движение. В результате этого в слое отложений возникают силы инерции, стремящиеся преодолеть силы сцепления золовых частиц между собой и с поверхностью труб. Колебания труб возбуждаются с помощью вибраторов и передающих устройств. Для эффективной работы виброочистки необходимо, чтобы силы, вызванные колебательным движением очищаемой поверхности, были больше сил сцепления между частицами золы и поверхностью труб. Сила для возбуждения колебаний труб может быть приложена по оси труб или нормально к оси.
Вибрационный метод очистки поверхностей нагрева широко используется в настоящее время на энергетических котлоагрегатах паропронзводительностью от 160 т/ч при сжигании антрацитового штыба, бурых углей и сланцев. Разработка различных конструкций виброочистительных устройств выполнена ЦКБ Главэнергоремонта, а исследования виброметода применительно к различным поверхностям нагрева производились ВТИ имени Ф. Э. Дзержинского.
На рис. 11-2 показаны схемы виброочистки ширмовых поверхностей нагрева с использованием коллектора для возбуждения колебаний в трубах. Для передачи колебаний трубам использован нижний коллектор дренируемой ширмы (рис. 11-2, а). Генератор колебаний крепится па подвпбраторной плите, которая через передаточное звено жестко связана с коллектором.
337
л)
1
Рис. 11-2. Схемы виброочистки ширм с использованием коллектора для возбуждения колебаний в трубах: а — непосредственная передача колебаний через нижний коллектор; б — возбуждение продольных колебаний с применением демпфирующих пружин:
1 — генератор колебаний; 2 — передаточное звено; 3 — коллектор; 4 — трубы шнрмового пароперегревателя: 5 — узел уплотнения; 6 — пружинные амортизаторы
Колебания, возбуждаемые генератором колебаний, равномерно передаются от коллектора к трубам, распространяясь вдоль них.
На рис. 11-2, б показана схема виброочистки вертикально подвешенных недренируемых ширм. Генератор колебаний через передаточное звено передает колебания коллектору. Пружинные амортизаторы обеспечивают упругую подвеску ширм, предотвращая передачу вибрации каркасу котла. Для очистки поверхности нагрева конвективных пароперегревателей, расположенных в горизонтальном газоходе, наиболее часто применяется схема с жесткими виброштангами, перпендикулярными плоскости змеевиков.
Виброочистительная установка включает в себя следующие узлы: генератор колебаний, подвибраторную плиту, вибропередающие штанги, узлы передачи усилия от виброштанги к отдельным змеевикам.
Наиболее часто в системах виброочистки используется электромоторный вибратор С-788. В настоящее время разработан новый высокочастотный пневматический вибратор направленного действия ВПН-69-ВТИ. Возмущающая сила и амплитудно-частотные характеристики данного вибратора зависят от массы вращающегося ротора. Вибратор комплектуется роторами пяти типоразмеров.
Подвибраторная плита предназначена для установки на ней генератора колебаний. В большинстве конструкций виброочистки применяется стандартная виброплита размером 260Х Х410 мм, толщиной 20—25 мм. Подвибраторная плита вместе с прикрепленными к ней виброштангами и генератором колебаний подвешивается на блоках, что позволяет устранить изгибающие моменты на виброштанге от подвибраторной плиты и генераторов колебаний. В связи с тем что виброштанги контактируют с продуктами сгорания, их делают охлаждаемыми, наиболее часто паром.
338
Контрольные вопросы
1.	Какие силы влияют па оседание летучей золы па поверхностях нагрева?
2.	Что влияет на загрязнение поверхностей нагрева летучей золой?
3.	При сжигании каких топлив образуются плотные отложения?
4.	На каком принципе основана работа обдувочных аппаратов?
5.	Как производится очистка поверхностей нагрева путем обмывки водой, каковы преимущества н недостатки этого способа?
6.	На чем основана дробевая очистка поверхностей нагрева, каковы ее преимущества и недостатки?
7.	Каков принцип работы вибрационной очистки, ее конструктивное исполнение?
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
ТЯГА И ДУТЬЕ
12-1. Общие сведения
Для организации процесса горения в топку парового или водогрейного котла необходимо подавать воздух и удалять образующиеся продукты сгорания. Подача воздуха и удаление продуктов сгорания могут быть осуществлены двумя способами: созданием в топке и газоходах разрежения, т. е. давления, меньшего чем давление окружающего воздуха, и созданием избыточного давления по отношению к окружающему воздуху.
Котлоагрегаты, работающие с разрежением в газовом тракте, могут иметь тягу и подачу воздуха естественную или искусственную. Под естественной тягой понимают такую, при которой разрежение в топке и газоходах создается дымовой трубой и вследствие этого под действием разности давлений (окружающего воздуха и продуктов сгорания) в топку поступает воздух, необходимый для горения. При искусственной тяге разрежение в топке и газоходах создается за счет работы дымососа, а подача воздуха производится вентилятором.
Схема действия естественной тяги и эпюр разрежений по газовому тракту показаны на рис. 12-1, Тяга в дымовой трубе при работе котельной установки возникает следующим образом. В сечении I—I дымовой трубы со стороны входа продуктов сгорания создается давление окружающего воздуха, имеющего плотность ра. Внутри дымовой трубы находятся продукты сгорания, которые, имея плотность р, также оказывают давление на сечение /—I. Давление столба воздуха на сечение I—I, соответствующее высоте дымовой трубы Н, будет Hgpa, а продуктов сгорания Hgp, где g — ускорение свободного падения, м/с2. Однако плотность продуктов сгорания р меньше плотности окру-
339
Давление везёуха выше
Рис. 12-1. Схема возникновения естественной тяги G - масса столба воздуха; (?,—масса столба газов
жающего воздуха. В результате этого на сечение I—I будет действовать разность давлений, которая и создает тягу.
Тяга (Па) может быть определена по формуле /i-Hg(pa-p). (12-1)
Из уравнения ясно, что тяга, создаваемая дымовой трубой, тем больше, чем больше высота трубы и разность плотностей воздуха и продуктов сгорания.
Эта разность будет возрастать с увеличением температуры продуктов сгорания в дымовой трубе и уменьшением температуры
окружающего воздуха.
Паровые и водогрейные котлы, в которых топка и газоходы находятся под избыточным давлением по отношению к окружающему воздуху, называются работающими под наддувом. В этих агрегатах подача воздуха и удаление продуктов сгорания производится под действием вентилятора, т. е. принуди
тельно.
Современные промышленные паровые и водогрейные котлы имеют сложный профиль воздушного и газового трактов вследствие применения развитых хвостовых или конвективных поверхностей нагрева, что приводит к увеличению общего аэродинамического сопротивления тракта. Одновременно уменьшение температуры уходящих газов снижает тягу, создаваемую дымовой трубой. По этим причинам промышленные котлы производительностью более 2 т/ч имеют, как правило, искусственную тягу и дутье. Дымовая труба при этом служит не для создания разрежения, а для выброса загрязняющих атмосферу продуктов сгорания (летучая зола, сернистый ангидрид, оксиды азота) в более высокие слои атмосферы.
При работе газового тракта под разрежением через неплотности в обмуровке и других элементах агрегата происходит присос атмосферного воздуха в топку и газоходы, что увеличивает энтальпию уходящих газов и потерю теплоты с ними, а также приводит к излишней загрузке дымососа и, соответственно, росту расхода электроэнергии на его привод. В то же время через неплотности не происходит выброса продуктов сгорания в помещение цеха.
340
В паровых И водогрейных котлах, работающих под наддувом, нет присоса холодного воздуха в газовый тракт, что заметно повышает их экономичность, а отсутствие дымососа упрощает установку. В то же время конструкция газового тракта агрегата усложняется и удорожается.
В тех случаях когда сопротивление решетки и слоя топлива или горелки преодолевается за счет работы вентилятора, разрежение в топке близко к нулю и тяга, создаваемая дымососом, называется уравновешенной. Кроме того, тяга может быть косвенной, когда в дымовой трубе создается разрежение за счет струи воздуха или пара, подаваемой с большой скоростью. Такая струя эжектирует поток продуктов сгорания.
Каналы, по которым движутся продукты сгорания, называются газоходами. Каналы, по которым движется воздух, подаваемый в топку для организации процесса горения, называются воздухопроводами.
Каналы для прохода продуктов сгорания и воздуха в современных парогенераторах и водогрейных котлах имеют прямые участки и различные фасонные части (повороты,- изменения сечения, тройники и т. д.). Кроме того, поверхности нагрева в каналах могут работать при различных условиях обтекания их потоком продуктов сгорания или воздухом.
Для регулирования потока в каналах располагают устройства, называемые шиберами. Посредством шибера изменяют сечение канала, по которому протекает поток.
12-2. Аэродинамические сопротивления и свмотяга
Движение продуктов сгорания и воздуха, рассматриваемое как движение вязких жидкостей, имеет турбулентный характер и происходит при изменяющейся температуре, так как продукты сгорания охлаждаются, а воздух при наличии воздухоподогревателя нагревается. При движении продуктов сгорания, обладающих вязкостью, возникают сопротивления, препятствующие их движению. На преодоление этих сопротивлений затрачивается часть энергии, которой обладает движущийся поток жидкости.
Возникновение сопротивлений обусловлено силами трения движущегося потока о стенки канала и возрастанием внутреннего трения в потоке при появлении на его пути различных препятствий. Для преодоления сопротивлений движущийся поток должен обладать определенным избыточным напором, который по мере продвижения по тракту будет падать.
Падение полного напора на каком-либо участке газового или воздушного тракта определяется (Па) по уравнению для несжимаемой жидкости (обычно поправка на сжимаемость вносится приближенно в конце расчета):
&На = \h—(z2—z1)g(pa—р) = \h—hc,	(12-2)
341
где Ай— сопротивление участка, т. е. потеря полного давления, Па; Z\ и z2 — геометрические отметки сечений участка (высота расположения их относительно выбранной плоскости отсчета), м; ра — плотность атмосферного воздуха, принимаемая постоянной в пределах небольших изменений высоты, кг/м3; р— плотность протекающей среды, кг/м3.
Величина (zt—Z2)g(pa—р) называется самотягой. При равенстве плотностей протекающей среды р и атмосферного воздуха ра, а также при горизонтальном расположении газовозду-хопровода самотяга равна нулю.
Аэродинамическое сопротивление какого-либо участка тракта складывается из сопротивления трения и местных сопротивлений. Для парогенераторов и водогрейных котлов к указанным сопротивлениям добавляется особый вид сопротивления — сопротивление поперечно омываемых пучков труб.
Сопротивление трения возникает при движении потока в прямом канале постоянного сечения, в продольно омываемых трубных пучках и в пластинчатых поверхностях нагрева.
Для изотермического потока (при постоянной плотности и вязкости протекающей среды) сопротивление трения (Па) определяется по формуле
A/lTp==%	(12-3)
где X — коэффициент сопротивления трения, зависящий от относительной шероховатости стенок канала и числа Рейнольдса; I — длина канала, м; w— скорость протекающей среды, м/с; d3 — эквивалентный (гидравлический) диаметр, м; р — плотность протекающей среды, кг/м3.
Эквивалентный (гидравлический) диаметр подсчитывается по формуле
d3 = 4F/U,	(12-4)
где F— площадь живого сечения канала, м2; U — полный периметр сечения, омываемый протекающей средой, м.
Местные сопротивления (Па) рассчитываются по формуле
A/iM = £-y-p,	(12-5)
где £ — коэффициент местного сопротивления, зависящий от геометрической формы участка (а иногда и от критерия Рейнольдса).
Расчетная скорость продуктов сгорания или воздуха (м/с) определяется по формуле
342
где V — расход продуктов сгорания или воздуха, м3/ч; F — площадь живого сечения газохода или воздуховода, м2.
Самотяга в газоходе возникает вследствие разности плотностей окружающего воздуха и продуктов сгорания. Самотяга в газоходах аналогична тяге в дымовой трубе, которое было описано в предыдущем параграфе.
Самотяга (Па) любого участка газового тракта, а также дымовой трубы при искусственной тяге вычисляется по формуле
йс= ±Wgfl,23-p0—----------—Y	(12-7)
г 273 + » 101 080 )	V
где H = Z2—Zi— расстояние по вертикали между серединами конечного и начального сечения данного участка, м; р — абсолютное среднее давление продуктов сгорания на участке (при избыточном давлении меньше 5000 Па принимается р/101 080=1), Па; р0 — плотность продуктов сгорания при нормальных условиях, кг/м3; О' — средняя температура продуктов сгорания на данном участке, °C; 1,23 кг/м3 — плотность наружного воздуха при давлении 101 080 Па и температуре 20 °C.
При расчете самотяги по температуре наружного воздуха, отличающейся от 20 °C более чем на 10 °C, вместо 1,23 подставляется соответствующее значение плотности воздуха.
Самотяга может быть как положительной, так и отрицательной. Если продукты сгорания движутся снизу вверх, самотяга положительна, т. е. будет создавать дополнительный* напор, который можно использовать для преодоления сопротивлений. При движении продуктов сгорания сверху вниз (как это имеет место в опускных газоходах) самотяга будет отрицательной, т. е. для ее преодоления потребуется дополнительный напор. Тяга, создаваемая дымовой трубой, всегда положительна.
Расчет сопротивлений газового и воздушного тракта парогенераторов и водогрейных котлов проводится в соответствии с нормативным методом, разработанным ЦКТИ («Аэродинамический расчет котельных установок», изд. 3-е, Л., «Энергия», 1977). В соответствии с нормативным методом сопротивления трения для большинства элементов котельного агрегата определяются приближенно. В качестве исходного для расчета применяется уравнение (12-3).
Коэффициент А, при течении продуктов сгорания или воздуха по различным газовоздухопроводам имеет следующие приближенные значения:
Ширмовые поверхности нагрева ......................................0,04
Стальные нефутероваииые газовоздухопроводы ........................0,02
343
Стальные футерованные газовоздухопроводы, кирпичные или бетонные
газоходы: при d3 0,9 м ....................................................0,03
при d3 < 0,9 м ..................................................0,04
Стволы труб из кремнебетоиа .........................................0,02
Дымовые трубы кирпичные и железобетонные.............................0,05
Дымовые трубы металлические: при d0 2 м .....................................................  0,015
при dtl < 2 м ...................................................0,02
Коэффициент сопротивления трения А, продольно омываемых пучков труб зависит от критерия Рейнольдса, шероховатости труб и относительного шага труб в пучке. Коэффициент сопротивления продольно омываемых пучков труб определяется из кривой, приведенной на рис. 12-2. Для пользования кривой необходимо определить эквивалентный (гидравлический) диаметр по формуле
— z
d3 =	----
2 (а + b) + znd
(12-8)
где z — полное число труб в газоходе; d — наружный диаметр труб, м; а и b — размеры сторон прямоугольного сечения, м.
При течении продуктов сгорания или воздуха по трубам трубчатых и щелям пластинчатых (с гладкими стенками) воздухоподогревателей коэффициент сопротивления трения определяется по формуле, применимой для воздухоподогревателей, имеющих эквивалентный диаметр б?э = 20-г-60 мм при скорости по тока 5—30 м/с и температуре /^300 °C, а также при скорости до 45 м/с и />300 °C:
X = 0,335	17 Re-0'14,	(12-9)
где k — абсолютная шероховатость стенки для различных каналов принимает следующие значения (в 10-3 м):
Трубчатые воздухоподогреватели из сварных труб, пластинчатые воздухоподогреватели, цельнотянутые трубы котельных поверхностей (наружные стенки) и специальных воздухоподогревателей (с учетом загрязнений) ...........
Газо- и воздухопроводы из листовой стали (с учетом сварных стыков) .........................................
Стальные трубы магистральных газопроводов ...........
Чугунные трубы и плиты ..............................
Сильно заржавленные стальные трубы ..................
Кирпичная кладка на цементном растворе ..............
Бетонированные каналы ...............................
Стеклянные трубы.....................................
0,2
0,4
0,12
0,8
0,7
(0,8—6,0)*
(0,8—9,0)* (0,0015—0,01)**
* Обычно принимается 2,5- 10 3 м.
** Обычно принимается 5- 10 6 м
344
Рис. 12-2. Коэффициент сопротивления тревия для продольно омываемого пучка
Сопротивление поперечно омываемых пучков гладких и ребристых труб определяется (Па) по формуле
Апоп = :-у-р,	(12-10)
где £ — коэффициент сопротив-
ления, зависящий от числа рядов и расположения труб в пучке, а также от критерия Рейнольдса; w — скорость потока, определяемая по сжатому сечению газохода, расположенному в осевой плоскости труб перпендикулярно потоку газов.
Коэффициент сопротивления гладкотрубного коридорного
пуч[ка
С — Сог2,
(12-И)
где Z2 — число рядов труб по глубине пучка; £0 — коэффициент сопротивления, отнесенный к одному ряду пучка.
Значение £0 определяется по следующим формулам:
при (Т1<(Т2 (0,06<ф^1)
С0 = 2(ст1— l)-°-5Re-°-2;
(12-12)
три сг1>ст2 (1<ф<8)
go = 0,38(cr1— 1ГО,5(Ф—O,94)°’59Re“0211’'; , (12-13) три ст1>п'2 (8<ф<15)
Со = 0,118(ст1-1)~0,5;	(12-14)
здесь cti = Sild — относительный шаг по ширине пучка; ty2 = s2/d— «	— d
относительный шаг по глубине пучка; ф —---------.
s2 — d
Все местные сопротивления рассчитываются по уравнению (12-5). При расчете местных сопротивлений считается, что потеря напора происходит в одном заданном сечении тракта. В действительности потеря механической энергии потока вследствие изменения формы или направления канала происходит на более или менее длинном участке тракта. Поэтому принимается, что местное сопротивление представляет собой разность фактической потери напора на этом участке и потери, которая имела бы место при неизменных форме и направлении газохода.
Коэффициент местного сопротивления зависит от конфигурации фасонной части газовоздухопровода и определяется экспериментальным путем. Значения этого коэффициента для различных фасонных частей, горелок и других элементов ко
345
тельной установки приведены в нормативном методе («Аэродинамический расчет котельных установок»).
Сопротивление всего газового или воздушного тракта определяется как сумма сопротивлений всех последовательно расположенных участков. Перепад полных давлений по газовому тракту (Па) рассчитывается при уравновешенной тяге по формуле
А/7П = ^ + АЯ-ЯС>	(12-15)
где АН — суммарное сопротивление газового тракта, Па; Л/'— разрежение на выходе из топки, принимаемое равным 20 Па; Нс— суммарная самотяга газового тракта с соответствующим знаком, Па.
Перепад полных давлений по воздушному тракту (при уравновешенной тяге) определяется (Па) по формуле
АЯП = АН — Нс—hT,	(12-16)
где АН — суммарное сопротивление воздушного тракта, Па; Нс — самотяга воздушного тракта, рассчитываемая только для двух участков: воздухоподогревателя и всего воздухопровода горячего воздуха, Па; hT' — разрежение в топке на уровне ввода воздуха (обычно больше hT" на самотягу в топке), Па.
Полное сопротивление газового и воздушного тракта парогенератора и водогрейного котла, как это ясно из приведенных выше уравнений, зависит также от квадрата скорости потока. В связи с этим для основных участков достаточно большой протяженности следует выбирать оптимальную скорость потока продуктов сгорания или воздуха. Оптимальной скоростью называется такая, при которой суммарные эксплуатационные затраты минимальны.
Оптимальная скорость продуктов сгорания и воздуха в стальных газовоздухопроводах зависит от их конфигурации и конструкции, мощности котельной установки, графика потребления теплоты, экономичности тягодутьевых устройств, температуры потока, стоимости оборудования и электроэнергии и от других характеристик. Оптимальные скорости для парогенераторов и водогрейных котлов, работающих под наддувом, на 10 % больше, чем при уравновешенной тяге. Приближенные значения оптимальной скорости, рекомендуемые нормативным методом, приведены в табл. 12-1.
При выборе газовоздушного тракта парового или водогрейного котла серьезное внимание должно уделяться рациональной компоновке и трассировке газовоздухопроводов. Схема газового и воздушного тракта агрегата должна быть простой и способствовать повышению надежности и экономичности работы установки. В связи с этим даже в установках малой мощности рекомендуется применять индивидуальную компоновку хвостовых поверхностей нагрева, золоуловителей и тягодутье-
346
Таблица 12-1
Оптимальные скерости в газовоздухопроводах котельных агрегатов с уравновешенной тягой
Характеристики участка		Значение скорости для различных газовоздухо-проводов, м/с		
Удельный коэффициент местных сопротивлений 1	Расход по одному газовоздухО' проводу, м:'/с	Газопроводы; воздухопроводы при tv в - 200 °C, f к 30 °C; воздухопроводы горячего дутья	Воздухопроводы при tr „ < 400 °C, /м ® 30 °C	Воздухопроводы холодного воздуха
0,1	100—200 10—20 2	8—10 11,5—13,5 16—18	11—13 17—19	8—9 11—12
0,07	100—200 10—20 2	9—11 13—16 17—19	12—14 18—20	7 9—10 12—13
0,04	100—200 10—20 2	10—12 16—17 19—22	15—17 22—24	7—8,5 10—11 13—14
0,02	100—200 10—20 2	14—17 18-21 21—24	19—23 25—28	9—11 12—14 15
0,01	100—200 2—20	17—20 20—23	24—28 29—32	11 — 12 14—16
Прямые участки газо-воздухопро-водов	—	24—26	33—36	16—18
Примечания. 1. Для газопроводов котлов под наддувом принимаются большие значения. 2. В таблице обозначены:	— суммарный коэффициент
местных сопротивлений (учитываются только сопротивления, имеющие квадратичную или близкую к ней зависимость от скорости); I — длина участка, для которого определяется суммарный коэффициент местных сопротивлений; 1Г. в — температура горячего воздуха; tM — температура воздуха в месте входа его в вентилятор.
347
вых устройств без обводных газоходов и соединительных коллекторов.
Схема и расположение газовоздухопроводов должны выбираться так, чтобы сопротивление тракта было минимальным при оптимальных скоростях потока. Рекомендуются преимущественно газовоздухопроводы круглого сечения, так как на их изготовление расходуется меньше металла и изоляции по сравнению с газовоздухопроводами квадратного, и особенно прямоугольного сечения.
Газоходы паровых и водогрейных котлов, работающих на взрывоопасных топливах (торф, мазут, природный газ), не должны иметь участков, в которых возможны отложения несгоревших частиц или сажи, а также застойных, плохо вентилируемых зон. Такими участками чаще всего являются соединительные короба и перемычки, лежащие вне основного потока. В обходных газоходах, направляющих продукты сгорания мимо поверхности нагрева, золоуловителя или особенно дымососа, рекомендуется последовательная установка двух плотных шиберов на прямых участках с возможно меньшей скоростью потока.
В местах резких поворотов потока для частичного улавливания золы иногда устраивают бункеры (например, под хвостовыми поверхностями нагрева). Однако это приводит к усложнению условий эксплуатации и не обеспечивает эффективного улавливания летучей золы. Поэтому установка бункеров под резкими поворотами не рекомендуется.
При транспортировании запыленных продуктов сгорания скорость их на протяженных горизонтальных участках должна быть не менее 7—8 м/с во избежание отложения золы. При сжигании топлив, имеющих абразивную золу, скорость на участке до золоуловителя не должна превышать 12—15 м/с для предотвращения интенсивного эолового износа тракта.
12-3. Дымососы и вентиляторы
Вентиляторы, обеспечивающие подачу в топку воздуха, необходимого для организации процесса горения, называются дутьевыми вентиляторами. Вентиляторы, предназначенные для удаления продуктов сгорания и преодоления сопротивлений газового тракта котельной установки, называются дымососами.
В качестве дымососов и вентиляторов для промышленных паровых и водогрейных котлов применяются центробежные машины, которые бывают одностороннего и двустороннего всасывания. На рис. 12-3 приведена конструкция дымососа одностороннего всасывания унифицированной серии типа 0,55-40-1 с загнутыми назад лопатками. Дымососы и вентиляторы этой серии в зависимости от конструктивного исполнения делятся на две группы. Машины меньших типоразмеров ДН (дымососы) и ВДН (дутьевые вентиляторы) № 8; 9; 10; 11,2 и 12,5 выпу-
348
Характеристика сети Б пересекает напорную характеристику машины в точках 3, 4 и 6. Точка 6 лежит на рабочем участке напорной характеристики и отвечает расчетному режиму. Точка 4 соответствует неосуществимому режиму, так как малейшие кратковременные колебания сопротивления сети приведут к режиму работы машины в точке 3 или 6. Для перехода от режима 3 к режиму 6 потребуется кратковременное снижение сопротивления тракта, при котором характеристика В будет проходить через точку 2, касаясь характеристики машины в точке ее минимума. Наоборот, переход от работы в расчетном режиме 6 к работе в режиме 3 может произойти при кратковременном повышении сопротивления тракта (например, отвечающем характеристике А левее точки 5). Параболу, проходящую через точку 5 и начало координат, называют границей помпажа, т. е. устойчивой работы машины. Устойчивая работа машины обеспечивается при прохождении характеристики сети (Г) ниже впадины напорной характеристики машины и пересечении ее только в одной точке /.
Паровые и водогрейные котлы промышленных предприятий работают с переменными нагрузками, что приводит к необходимости регулировать производительность тягодутьевых машин. Регулирование производительности тягодутьевых машин должно быть надежным, простым и обеспечивать сохранение высокого КПД машины в условиях переменного режима.
Регулирование производительности тягодутьевых машин возможно осуществить двумя принципиально различными спосо-быми: изменением характеристики сети или воздействием на напорную характеристику машины.
Изменение характеристики сети достигается путем ввода в сеть дополнительного сопротивления в виде шибера, изменяющего площадь поперечного сечения га.зовоздухопровода на входе в машину. Увеличение сопротивления сети при закрывании шибера будет приводить к снижению производительности машины.
Воздействовать на напорную характеристику машины можно путем изменения ее частоты вращения. Производительность машины изменяется примерно пропорционально частоте вращения, полный напор — пропорционально квадрату ее, а мощность, потребляемая электродвигателем,— пропорционально кубу частоты вращения:
(12-22) ^2	^2
(12'23>
(12-24)
Регулирование производительности машины посредством шибера наиболее просто и надежно, но весьма неэкономично.
352
Регулирование изменением частоты вращения сложно, но обеспечивает высокую экономичность работы машины при переменных режимах.
На рис. 12-4 показана напорная характеристика машины, характеристика сети и рассмотрены оба указанных способа регулирования производительности. Пусть точка 1 характеризует рабочий режим машины и соответственно ее номинальную производительность Qn и полный напор Нп. При снижении паропро-изводительности- парогенератора потребуется уменьшить расход воздуха, подаваемого в топку, с QH до Qi. Тогда сопротивление сети также снизится и при расходе Qi будет характеризоваться точкой а. При расходе Qi вентилятор будет развивать напор, характеризуемый точкой б. Следовательно, при дроссельном регулировании будет теряться напор, равный отрезку аб.
При регулировании изменением частоты вращения напорная характеристика машины изменится и пройдет через точку а, т. е. будет достигнуто соответствие между напором, развиваемым машиной, и сопротивлением сети. Очевидно, что при регулировании изменением частоты вращения машины потери напора вследствие дросселирования потока отсутствуют. Рассмотрение двух способов регулирования позволяет заключить, что наиболее эффективным будет способ, воздействующий па изменение напорной характеристики машины.
Регулирование изменением частоты вращения может быть осуществлено с помощью специальных электродвигателей, гидромуфт и электромагнитных муфт. Однако эти способы не нашли распространения, так как они дороги и сложны в эксплуатации. Широкое распространение получили осевые направляющие аппараты вследствие своей простоты, дешевизны, надежности и достаточной экономичности.
Осевой направляющий аппарат, установленный на машине, показан на рис. 12-3. Он состоит из обечайки, которая крепится к входному патрубку машины. Внутри обечайки установлены поворотные лопатки, изменяя угол установки которых, можно изменить степень закрутки потока, поступающего в машину. Осевой направляющий аппарат при снижении производительности машины использует излишний напор' на закрутку потока. Такое использование напора полезно, так как освобождает машину от затраты энергии на закрутку входящего в нее потока. Недостатком направляющих аппаратов является малая глубина регулирования. Направляющий аппарат эффективно работает при снижении производительности машины до 50 % номинальной. При дальнейшем снижении производительности направляющий аппарат работает, как обычный шибер. Для увеличения глубины регулирования направляющими аппаратами устанавливают двухскоростные электродвигатели. Таким образом, направляющий аппарат осуществляет комбинацию рассмотренных выше способов регулирования, так как воздействует на напорную характеристику машины и изменяет характеристику сети.
12 р. и, Эстеркии
353
скаются с посадкой рабочего колеса непосредственно на вал электродвигателя, как показано на рис, 12-3. Дымососы рассчитаны на длительную работу при температуре продуктов сгорания дс 250 °C,
Большие типоразмеры ДН и ВДН (№ 15, 17, 19 и 21) имеют собственные подшипники (корпуса которых охлаждаются водой) и соединяются с валом электродвигателя посредством муфты. Дымососы рассчитаны на длительную работу при температуре продуктов сгорания до 200 °C.
Обозначение типа дымососа и вентилятора принято производить в зависимости от его аэродинамической схемы. Первая цифра в обозначении указывает относительный диаметр входа машины. Под этой величиной понимают отношение диаметра входного отверстия в диске рабочего колеса к наружному диаметру рабочего колеса. Вторая цифра обозначает угол лопаток на выходе с рабочего колеса. Номер машины соответствует диаметру рабочего колеса в дециметрах.
Основными величинами, характеризующими работу вентилятора (дымососа), являются: производительность (м3/с или м3/ч), полный напор (Па), потребляемая электродвигателем мощность (кВт), частота вращения (об/мин) и КПД по полному нагору (%).
Под полным напором машины понимают разность полных напоров в выхлопном и всасывающем патрубках (Па)
ЯП = Я/Г-Я”С.	(12-17)
Полные напоры (Па) в выхлопном и всасывающем патрубках машины определяются по уравнениям:
Я«ых = яГх + ^свтЬ1Х;	(12-18)
Явс = ЯГ + Н%.	(12-19)
После подстановки в уравнение (12-17) полных напоров в выхлопном и всасывающем патрубках машины получим
Н„ = Ядых + #свтых —ОГ + ЯГ)-	(12-20)
где Я®с, Я“ых —динамические напоры на входе в машину и на выходе из нее (всегда положительны), Па; Я^, Я™ —статические напоры на входе и на выходе машины (при давлении, превышающем атмосферное, знак «плюс», при разрежении — знак «минус»), Па.
При отсутствии всасывающего тракта у вентилятора полный напор (Па) подсчитывается по формуле
Яп = ЯдЬ'х + ЯсВ“х-	(12-21)
Производительность и полный напор дымососа (вентилятора) связаны между собой зависимостью, называемой напор-
350
Рис. 12-4. Напорная характеристика вентилятора и характеристика сети
ной характеристикой. Каждая машина в зависимости от ее аэродинамической схемы при постоянной скорости вращения имеет свою напорную характеристику, определяемую экспериментально. Напорные характеристики машин приводятся в каталогах заводов-изготовителей.
Зависимость сопротивления газового или воздушного тракта котельной установки от расхода продуктов сгорания или воздуха называется характеристикой сети. Каждый дымосос (вентилятор) создает полный напор, соответствующий сопротивлению газового или воздушного тракта, на который он работает. Поэтому рабочему режиму дымососа (вентилятора) отвечает точка пересечения напорной характеристики машины с характеристикой сети. Дымосос (вентилятор) в рабочей точке имеет наибольшую производительность при работе на данную сеть.
Всякое изменение сопротивления сети приводит к изменению производительности машины.
На рис. 12-4 показана напорная характеристика машины и характеристика сети. Точка 1 характеризует рабочий режим машины и соответственно ее номинальную производительность QH и полный напор Ян-
Устойчивость работы машины, имеющей восходящий участок, который в ряде случаев вырождается в разрыв напорной характеристики, возможна только при наличии единственной точки пересечения напорной характеристики с характеристикой сети. Работа машины на восходящем участке напорной характеристики (на рис. 12-4 не показан) возможна, если обеспечивается условие однозначности режима. Однако чем ближе угол наклона характеристики машины к углу наклона характеристик сети в точке их пересечения, тем больше будут колебания режима, вызванные изменениями характеристик сети и машины.
351
12-4. Дымовые трубы
В современных промышленных и отопительных котельных дымовая труба служит не для создания необходимой тяги, а для отвода продуктов сгорания, загрязненных летучей золой, несгоревшими частицами топлива, оксидами серы и азота. Дымовые трубы для современных установок обычно сооружаются из кирпича или железобетона с кирпичной футеровкой. Кирпичные трубы выполняются высотой до 100 м, а железобетонные—-до 250 м. Одна дымовая труба обычно обеспечивает удаление продуктов сгорания от 4—5 агрегатов. Для небольших установок или при башенной компоновке водогрейных котлов типа ПТВМ. сооружаются металлические дымовые трубы.
Для установок с принудительной тягой расчет дымовой трубы сводится к определению диаметра ее выходного сечения и высоты по условиям рассеивания в атмосфере выбрасываемых загрязнений до допустимых санитарными нормами концентраций. При расчете газового тракта должна учитываться са-мотяга, создаваемая дымовой трубой, и ее сопротивление. Сопротивление дымовой трубы складывается из потерь на трение при движении продуктов сгорания и на создание динамического напора, необходимого для получения определенной скорости продуктов сгорания на выходе из трубы. Для дымовых труб крупных промышленных и отопительных котельных выходную скорость рекомендуется принимать 20—25 м/с.
Во избежание проникновения продуктов сгорания в толщу конструкций кирпичных и железобетонных труб не допускается положительное статическое давление на стенки газоотводящего ствола. Определяющий это критерий, рассчитываемый по формуле
(X. 4- 8t) h0.
1\ -
(12-25)
(Pa — P) do не должен превышать 10 (/?<10).
Здесь Л — коэффициент сопротивления трению; I — постоянная конусность внутренней поверхности верхнего участка трубы; ра — плотность атмосферного воздуха при расчетном режиме, кг/м3; ho — динамический напор, создаваемый продуктами сгорания в выходном отверстии трубы, Па; р — плотность продуктов сгорания при расчетном режиме, кг/м3.
Поверочный расчет должен производиться для зимнего и летнего расчетных режимов работы котельной. При /?>10 следует увеличить диаметр трубы или применить трубу с внутренним газонепроницаемым стволом.
Л1инимальная допустимая высота дымовой трубы определяется по специальной методике, утвержденной Госстроем СССР, из условия предельных допустимых концентраций золы или SO2 в атмосфере. Концентрации оксидов азота не учитываются ввиду недостаточности экспериментальных данных. Однако ориентировочно установлено, что учет выброса оксидов азота
354
приведет к увеличению высоты дымовой трубы примерно иа 10 % по сравнению с высотой, полученной в результате расчета описанным ниже методом.
В соответствии со СНиП П-35-76 к установке принимаются трубы из кирпича и железобетона, имеющие следующие диаметры выходных отверстий: 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 3,0; 3,6; 4,2; 4,8; 5,4; 6,0; 6,6; 7,2; 7,8; 8,4; 9,0 и 9,6 м. Высота дымовых труб должна приниматься 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150 и 180 м.
Контрольные вопросы
1.	Что такое естественная и искусственная тяга?
2.	От чего зависит сила тяги, создаваемая дымовой трубой?
3.	Что называется самотягон н как она определяется?
4.	Как определяется и от чего зависит сопротивление трения?
5.	Что такое местные сопротивления и от каких факторов онн зависят?
б.	Что такое эквивалентный гидравлический диаметр?
7.	Как определяется сопротивление всего газового и воздушного тракта?
8.	Что такое оптимальная скорость продуктов сгорания и воздуха и от каких факторов она зависит?
Опишите конструкцию дымососа (вентилятора).
10.	Как принято обозначать тнп дымососа (вентилятора)?
11.	Какие величины характеризуют работу вентилятора?
12.	Что такое полный напор вентилятора и как он определяется?
13.	Что называется напорной характеристикой вентилятора, характеристикой сети и рабочей точкой машины?
14.	Что такое устойчивость работы вентилятора?
15.	Какие применяются способы регулирования производительности тягодутьевых машни?
16.	Как устроен осевой направляющий аппарат, каковы его преимущества и недостатки?
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО
13-1. Топливное хозяйство при сжигании твердого топлива
Топливное хозяйство промышленных и отопительных котельных при сжигании твердого топлива — наиболее сложное и дорогое. Оно представляет собой систему устройств и сооружений, предназначенных для разгрузки, приема и подачи топлива в бункера котельных агрегатов. Основным требованием, предъявляемым к оборудованию топливного хозяйства, является его надежность и обеспечение необходимого расхода топлива.
Разгрузка топлива должна быть механизирована во избежание длительного простоя транспортных средств, доставляющих топливо. Хранение топлива производится на складах, кото-
12
355
Прсдваритсльиая подготовка
Рис. 13-1. Тепляк непрерывного действия конструкции ВТИ
/ — нагнетательные короба с соплами; 2 — металлический экран; 3 — паровые ipv6* чтпые излучатели; 4 — здание тепляка;
5 — вентиляторы
рые необходимы для обеспечения работы котельной в периоды неравномерной подачи топлива. При складировании и хранении топлива приходится выполнять трудоемкие погрузочно-разгрузочные работы, которые в современных промышленных и отопительных установках полностью механизированы.
топлива перед подачей в бун
кера котлов заключается в его дроблении и отделении металлических н других вкраплений, попадающих в топливо при его добыче и транспорте. Устройства и механизмы, в которых производится предварительная подготовка топлива и подача его в бункера котельных агрегатов, называют топливоподачей.
Размеры, характер механизмов и оборудования топливного хозяйства зависят прежде всего от мощности котельной и способа доставки в нее топлива. В центральные котельные большой мощности топливо доставляется железнодорожным транспортом, обычно в саморазгружающихся вагонах, а малой мощности— автомобильным транспортом, обычно в самосвалах.
Длина фронта разгрузки и емкость приемных устройств во избежание простоя транспортных средств выбираются с таким расчетом, чтобы обеспечить разгрузку прибывающего топлива заданной весовой нормы. Весовая норма прибывающего топлива устанавливается СНиП в зависимости от суточного расхода топлива, способа его доставки и конкретного местоположения проектируемой котельной.
Для учета топлива, доставляемого в котельную железнодорожным транспортом, на железнодорожной станции устанавливаются весы. При доставке топлива автомобильным транспортом взвешивание обычно производится па центральном складе. При отсутствии вагонных весов на железнодорожной станинн или центральном складе взвешивание должно быть орга шзо-вано на территории котельной.
При разгрузке железнодорожных нагонов в зимнее время возникают значительные трудности вследствие смерзания топлива. В связи с этим разгрузка топлива в зимнее время из саморазгружающихся вагонов требует ручного труда.
На рис. 13-1 показан тепляк непрерывного действия конст-
356
рукчии ВТИ. Тепляк представляет собой крытое помещение, оборудованное панелями, излучающими тепло, и вентиляторами, подающими горячий воздух. Обработка вагона в тепляке занимает около 30 мин. Разгрузка топлива после обогрева его в тепляке не вызывает затруднений. Иногда при разгрузке применяют пневматические молотки или бурорыхлительные машины. Однако эти способы малоэффективны и применяются при расходах топлива до 100—150 т/ч. При этом возможны повреждения вагонов. При небольшом времени пребывания вагонов в пути (до 2 ч) и температуре воздуха не ниже —4“С для предотвращения смерзания применяют покрытие стенок вагона гидрофобными материалами или смазывают стенки пастами.
Приемные устройства промышленных и отопительных котельных предназначены для приема поступающего топлива. Они обычно состоят из бункера или траншей, в которые разгружается прибывающее топливо. Во избежание увлажнения и смерзания топлива в приемных устройствах они чаще всего размещаются в закрытом помещении, называемом разгрузочным сараем. Из приемных устройств топливо направляется в бункера котельных агрегатов или на расходный склад топлива. В связи с возможной неравномерностью прибытия железнодорожных составов приемно-разгрузочные устройства должны иметь емкость, на 20 % большую емкости прибывающего состава, и обеспечивать его разгрузку.
Хранение топлива производится на специально оборудованных складах. Склады топлива бывают базисные (основные) и расходные. Базисные склады предназначены для длительного хранения топлива на случай перебоев в снабжении вследствие стихийных бедствий или других причин. Обычно базисный склад устраивается один на несколько котельных и размещается в месте, имеющем удобные железнодорожные и автомобильные пути. Базисные склады всегда выполняются открытыми при соответствующем благоустройстве территории (горизонтальные сухие площадки, оборудованные дренажными устройствами для отвода дождевых и талых вод).
На территории предприятия устраиваются расходные склады для кратковременного хранения топлива. При доставке топлива автотранспортом расходный склад проектируют емкостью не более 7-суточного расхода, а при доставке железнодорожным транспортом'—не более 14-суточного расхода топлива. Выбор емкости расходного склада зависит от наличия базисного склада, его удаленности, условий доставки, мощности котельной и выбирается проектной организацией в зависимости от конкретных условий. Расходные склады чаще всего устраиваются открытыми. Проектирование закрытых складов допускается для районов жилой застройки при малых площадках котельной по специальным требованиям промышленных предприятий.
357
При хранении на открытом складе топливо увлажняется, выветривается, смешивается с грунтом, загрязняется, что снижает его теплоту сгорания. Топлива с большим выходом летучих (бурые угли, торф и все каменные угли за исключением тощих углей) при проникновении внутрь слоя воздуха и влаги способны самовозгораться, что может вести к пожару и гибели значительных количеств топлива. Во избежание самовозгорания топливо на складах хранят в штабелях. Хранение углей должно производиться в полном соответствии с «Типовой инструкцией по хранению каменноугольного топлива на электростанциях, предприятиях промышленности и транспорта», утвержденной Госпланом СССР и Госснабом СССР.
Расстояние между смежными штабелями угля принимается 1 м при высоте штабелей не более 3 м и 2 м — при большей высоте штабеля. Штабеля торфа не должны быть длиной более 125 м, шириной более 30 м и высотой более 7 м.
В зависимости от размеров топливных складов для погрузочно-разгрузочных работ применяют различные механизмы: грейферные краны, автопогрузчики, бульдозеры, передвижные ленточные транспортеры и т. д. При правильном хранении топлива потери его не превышают 1 %.
Топливоподача промышленных и отопительных котельных состоит из дробилок, магнитных сепараторов, бункеров, течек, пересыпных рукавов, лотков, механизмов, транспортирующих топливо из приемных устройств в бункера котельных агрегатов.
В тракте топливоподачи применяются молотковые, валковые, валково-зубчатые и винтовые дробилки-грохоты. Перед молотковыми и валково-зубчатыми дробилками устанавливают грохот, предназначенный для отсева мелких фракций топлива.
Устройство молотковой дробилки аналогично устройству молотковой мельницы. На роторе, приводимом во вращение от электродвигателя, размещены била. Ротор помещен в корпус, в нижней части корпуса имеется решетка, ячейки которой определяют крупность дробления. Начальный размер кусков угля, подлежащих дроблению, не должен превышать 300 мм. Крупность кусков после дробления 5—13 мм и менее. Производительность молотковой однороторной дробилки, применяемой в промышленных котельных, составляет 18—24 т/ч. Валковозубчатые дробилки выполняются в виде двух зубчатых валков, которые, вращаясь, раздавливают куски топлива.
При слоевом сжигании антрацита, сланцев, каменных и бурых углей обычно применяются валково-зубчатые или винтовые дробилки-грохоты. При камерном сжигании твердого топлива применяются молотковые дробилки, обеспечивающие наиболее мелкое дробление топлива.
Подача топлива из приемного бункера в бункера котельных агрегатов или на расходный склад чаще всего производится ленточными конвейерами. Ленточный конвейер состоит из бес-
358
Таблица 13-1
Влажность некоторых твердых топлив
Топливо (рядовое)	Рабочая влажность, /0	Предельная рабочая влажность, %
Антрацит АШ	6	9—10
Кизеловский уголь	5,5	8—10
Сланцы (гдовские)	12	13—14
Челябинский уголь	17	19—22
Богословский »	28	28—30
Подмосковный »	33	35—38
Ранчихинский »	39	39—42
'ШКИрСКИЙ	»	52	55—60
!ерный торф	50	53—58
конечной резиновой ленты, натянутой на два барабана. Один из барабанов натяжной, а другой приводной. Приводной барабан соединен через редуктор с электродвигателем, а натяжной имеет специальное устройство, которое позволяет перемещать барабан, создавая постоянное натяжение ленты. Длина ленты прн эксплуатации изменяется в результате вытягивания или под действием температуры. Топливо на ленту из приемного бункера подается специальным питателем.
При поступления смерзшегося топлива повышенной влажности в тракте топливоподачи наблюдается застревание и налипание топлива вследствие потери сыпучести. Под сыпучестью топлива понимают подвижность его частиц, которая зависит от вида топлива, его влажности и зольности. Резкое ухудшение подвижности частиц наблюдается при достижении предельной влажности. Значения предельной и рабочей влажности некоторых топлив приведены в табл. 13-1.
Для предотвращения налипания частиц топлива на стенки бункеров, течек, грохотов применяют обогрев стенок паром, поддерживая их температуру равной 120—140 °C. Предотвращение застревания топлива в лотках и пересыпных рукавах достигается путем выполнения их по возможности вертикальными, круглого сечения, без крутых поворотов. Угол наклона течек для влажного топлива следует принимать не менее 70—75°.
В бункерах влажный уголь, и торф зависают над выходными отверстиями с образованием сводов и воронкообразных колодцев. Во избежание застревания в бункерах стремятся увеличивать выходное отверстие к питателям, выполнять наклон стенок бункеров около 70°, не допускать проникновения в них воздуха. Кроме того, в нижней части бункеров устанавливают вибраторы, а также применяют пневмообрушение путем подачи через сопла сжатого воздуха с давлением 0,5—0,6 МПа.
На рис. 13-2 показана схема топливного хозяйства при до-
359
ставке топлива в котельную железнодорожным транспортом. Топливо железнодорожными вагонами подается в разгрузочный сарай или на склад топлива. В случае необходимости со склада топливо подается погрузчиком-бульдозером.
Из приемного бункера независимо от способа подачи топливо питателем подается на ленточный конвейер первого подъема, а с него сбрасывается в дробильное устройство, снабженное грохотом. Мелкие фракции, минуя дробилки, поступают па ленточный конвейер второго подъема. Крупные фракции поступают в дробилку, а после нее — на тот же ленточный конвейер.
Ленточный конвейер второго подъема направляет топливо в бункера котельных агрегатов. Возможность разгрузки топлива из железнодорожных вагонов непосредственно в приемный бункер топливоподачн позволяет ликвидировать лишнюю перегрузку топлива и уменьшить его потери.
Одним из существенных недостатков топливоподачн с ленточными конвейерами является необходимость иметь значительную территорию. Это обусловлено тем, что угол установки транспортеров не превышает 20° по отношению к горизонту. В то же время топливоподачн с ленточными конвейерами надежны и высокопроизводительны. Ленточные конвейеры как первого, так и второго подъема в районах с расчетной температурой отопления минус 20 °C и ниже устанавливают в крытых помещениях (галереях). Высота галереи в свету по вертикали должна быть не менее 2,2 м. Ширина галереи выбирается так, чтобы средний проход между двумя нитками конвейера был не менее 1000 мм, а боковые проходы вдоль конвейеров — не менее 700 мм. При одном конвейере в галерее проходы должны быть не менее 700 мм с каждой стороны. Системы топ-ливоподачи, как правило, выполняются однониточными при дублировании отдельных узлов и механизмов. При работе топ-ливоподачи в три смены предусматривается двухниточная система. Производительность каждой нитки должна быть равна расчетной производительности топливоподачн.
На рис. 13-3 показана топливоподача с башней, подобной силосной, при доставке топлива автомобильным транспортом. Применение такой башни предохраняет топливо от увлажнения. Прибывающие самосвалы разгружаются над приемным бункером, откуда ленточным конвейером топливо подается па дробилку. Дробленый уголь поступает к цепному элеватору и поднимается нм в башню. По мере надобности уголь подается питателем на ленточный конвейер, который поднимает топливо в бункера котельных агрегатов. Башня обычно рассчитывается па 3—5-суточный запас топлива. Применение силосной башни Для хранения расходного запаса топлива позволяет уменьшить число перевалочных операций, предохраняет топливо от увлажнения и обеспечивает его сыпучесть, что устраняет застревание в топливном тракте. Однако применение топливоподачн с баш-
360
361
4-4
Рис. 13-3. Топливоподача с башней для хранения угля при доставке его автомобильным транспортом
1 — силосная башня; 2 — скребковый транспортер; 3 — ленточный транспортер; 4 — цеп* ной элеватор; 5 — дисковый питатель
ней ограничено небольшой суммарной мощностью котельной (около 50 МВт). Для крупных центральных котельных с котлами единичной мощностью более 20 МВт преимущественно применяются топливоподачи с ленточными конвейерами.
Для небольших котельных, при территории, недостаточной для размещения ленточных конвейеров, могут применяться ковшовые элеваторы. Однако ковшовые элеваторы недостаточно надежно работают на влажных топливах и требуют строгого ограничения размеров кусков.
При расходах топлива до 25 т/ч могут применяться системы топливоподачи со скиповыми подъемниками. Скиповый подъемник представляет собой ковш, который автоматически нагружается и разгружается. Топливо к скиповому подъемнику подается автосамосвалами или автопогрузчиками. Существенным недостатком скипового подъемника является рассыпание топлива при его работе, что требует периодической ручной очистки пола помещения.
Выбор системы топливного хозяйства производится в зависимости от расхода топлива, размеров его кусков, влажности и способа сжигания (слоевой или камерный). Расчетная часовая производительность топливоподачи определяется в зависимости от максимального суточного расхода топлива. Суточный расход топлива определяется для режима, соответствующего
362
тепловой нагрузке котельной в самый холодный месяц. Существенное значение для выбора топливоподачи имеет запас топлива в бункерах котельных агрегатов. Запас угля с бункерах каждого котельного агрегата должен быть не менее чем на 3 ч его работы, запас фрезерного торфа — не менее чем па 1,5 ч.
13-2. Топливное хозяйство при сжигании жидкого топлива
Жидкое топливо в промышленных и отопительных котельных установках может использоваться как основное, резервное, аварийное п растопочное. При использовании мазута как основного топлива он является единственным видом топлива, хотя иногда предусматривается возможность сжигания газа, если он имеется в избытке. Резервным называется жидкое топливо, предназначенное для сжигания в течение длительного периода наряду с газом при перерывах в его подаче. Если жидкое топливо является аварийным, это означает, что его сжигание производится при кратковременном прекращении подачи газа во время аварий. В качестве растопочного жидкое топливо применяется при сжигании твердого топлива в камерных топках во время растопки или подсветки пылеугольного факела из-за его неустойчивости.
Мазутное хозяйство промышленных и отопительных котельных прн использовании жидкого топлива как основного и резервного представляет собой комплекс сооружений и устройств, располагаемых на территории котельной. Мазутное хозяйство состоит из подъездных железнодорожных пли автомобильных путей, сливной железнодорожной эстакады или устройств для слива автоцистерн, промежуточной (нулевой) емкости, устройств для приема, хранения и ввода жидких присадок, мазутонасосной станции, очистных устройств, системы пожаротушения, системы трубопроводов для транспортировки мазута, пара, воды и др.
Слив мазута из железнодорожных цистерн возможен только прн подогреве его до 40—60 °C. Для разогрева мазута в цистернах и при его сливе применяется открытый пар (острый пар). Применение открытого пара (давлением 0,6—1,0 МПа) обеспечивает наиболее быстрое опорожнение цистерн. Однако при этом происходит обводнение мазута, достигающее 6—10%.
При доставке мазута автотранспортом разогрев его в автоцистернах не производится, так как обычно он не успевает остыть за время перевозки. При низких температурах наружного воздуха приходится подогревать паром сливной патрубок автоцистерны для предохранения его от замерзания. Сливные лотки также обогреваются паром при любом способе доставки мазута, поскольку он загустевает при температуре 10—25 °C.
Промежуточная (нулевая) емкость служит для приема сливаемого из цистерн мазута. Объем промежуточной емкости вы-
363
Таблица 13-2
Емкость резервуаров для хранения жидкого топлива
Назначение и способ доставки топлива	Емкость хранилищ жидкого топлива
Основное и резервное, доставляемое по железной дороге То же, доставляемое автомобильным транспортом Аварийное для котельных, работающих на газе, доставляемое по железной дороге или автомобильным транспортом Основное, резервное и аварийное, доставляемое по трубопроводам Растопочное для котельных теплопроизводитель-ностью 116 МВт и. менее То же, для котельных теплопроизводительно-стью более 116 МВт	На 10-суточный расход На 5-суточный расход На 3-суточнып расход На 2-суточчый расход Два резервуара по 100 т Два резервуара по 200 т
бирается в зависимости от расхода мазута и составляет 25— 400 м3. Промежуточная емкость оборудуется погружными насосами, перекачивающими мазут в мазутохранилища. Устанавливается не менее двух перекачивающих насосов (оба рабочие). Производительность насосов выбирается исходя из количества топлива, сливаемого в одну ставку, и нормативного времени слива.
Хранится мазут в специальных резервуарах, которые могут быть наземными, полуподземными и подземными. Резервуары для хранения мазута выполняются железобетонными или стальными. Металлические резервуары обычно применяются в котельных, где обеспечиваются требуемые нормами минимальные расстояния от резервуаров до ближайших зданий и сооружений предприятия. Расчеты показывают, что капитальные затраты на мазутное хозяйство с металлическими резервуарами на 10—20 % меньше, чем с железобетонными. Однако в соответствии со СНиП П-35-76 рекомендуется предусматривать железобетонные резервуары (подземные и наземные). При этом применение стальных резервуаров допускается только с разрешения Госстроя СССР.
Емкость резервуаров для храпения жидкого топлива выбирается в зависимости от суточного расхода в соответствии с табл. 13-2. Для хранения основного и резервного топлива следует предусматривать не менее двух резервуаров, а для хранения аварийного топлива допускается установка одного резервуара.
Для слива и хранения жидких присадок устанавливается не менее двух резервуаров общей емкостью, не меньшей 0,5 % емкости резервуаров для хранения мазута.
При хранении мазута в подземных резервуарах промежуточная емкость не устанавливается и слив мазута из цистерн производится непосредственно в резервуары.
364
Мазутонасосная предназначена для подачи мазута к форсункам котлов, а также непрерывной его циркуляции для поддержания необходимой температуры мазута в мазутохрани-лище. При циркуляционном разогреве мазута может применяться независимая схема с установкой специальных насосов и подогревателей или использоваться подогреватели и насосы подачи мазута в котельную. В местах отбора мазута из резервуаров мазутохранилища должна поддерживаться температура мазута марки 40 не менее 60 °C, мазута марки 100 — не менее 80 °C. При этом змеевиковые подогреватели устанавливаются в резервуарах только в месте отбора мазута. При указанных температурах обеспечивается надежная и экономичная работа мазутных насосов.
Метод циркуляционного разогрева мазута в мазутохраннли-_ щах считается в настоящее время наиболее эффективным и принят как типовой. При этом методе разогрева мазут забирается из нижней части резервуара и мазутным насосом направляется в подогреватель. Затем подогретый мазут возвращается обратно в резервуар через специальный, низко расположенный коллектор с насадками. Разогрев мазута путем его непрерывной циркуляции не только эффективен вследствие высоких коэффициентов теплопередачи, ио обеспечивает также равномерное распределение и мелкое диспергирование содержащейся в мазуте влаги и препятствует осаждению карбоидов на дно резервуара.
Число резервуаров, через которые одновременно осуществляется циркуляция, зависит от суточного расхода мазута. При этом следует учитывать, что разогрев резервуаров, в которых осуществляется «холодное» хранение мазута, должен производиться за двое суток до ввода его в нормальную эксплуатацию. Холодное хранение мазута в резервуарах производится при температуре мазута не ниже 10 °C. Выбор насосов, осуществляющих циркуляцию, производится так, чтобы их производительность составляла примерно 2 % объема резервуаров, одновременно находящихся в системе разогрева.
Подача мазута к форсункам должна производиться по циркуляционной схеме. Для подачи мазута из мазутохранилища в котельную следует устанавливать не менее двух насосов (один рабочий и один резервный). Производительность насосов при подаче по циркуляционной схеме должна быть не менее 110% максимального часового расхода топлива при работе всех парогенераторов или водогрейных котлов. Напор, создаваемый насосами, должен выбираться так, чтобы давление мазута перед форсунками парогенераторов ДКВР-10-14, ДКВР-20-14, ГМ-50/14/250 и водогрейных котлов ПТВМ-ЗОМ составляло 2 МПа, а перед форсунками РГМГ водогрейных котлов КВ-ГМ 0,2 МПа. В качестве насосов для подачи мазута к форсункам устанавливаются роторные, поршневые или центробежные насосы. Из роторных насосов наиболее часто при-
365
Таблица 13-3
Основные характеристики мазутных насосов
Тип насоса	Марка насоса	Расход. м3/ч	Давление нагнетания, кПа	Допустимая ва-куумметрическая высота всасывания, кПа	, Мощность на валу, кВт 1	....	Частота вращения, об/мии	Температура мазута, °C, не более
Шестерен-	РЗ-За	1,1	1400	50	1,1	1450	60
чатый	РЗ-бОа	38	280	70	8—11,5	950	60
Винтовой	ЭНВ-3/5	3,2	500	60	1,5	1400	80
	ЭНВ-6,3/25	6,3	2500	60	7,5	2910	80
	ЭНВ-22/25	22	2500	50	22	2900	80
Центробеж-	4Н5Х2	55	1060	—	23,6	2960	200
НЫВ	НК-35/70	35	700	28	5,5—13	2950	200
Центробеж-	12НА-9Х4	50	520	Работает,	17	1460	80
ный погружной	12НА-22Х6	150	540	целиком погруженный в жидкость То же	32	1480	80
Таблица 13-4
Основные характеристики фильтров для мазута
Марка	Давление	Температура °C		мазута,	Производительность, т/ч	Площадь поверхности фильтрующей сетки, м2
фильтра	мазута, МПа	марки 100	марки 200			
	Фильтры ТОНКОЙ очистки				
ФМ-25-30	2,5	60	80	30	0,315
ФМ-40-30	4,0	60	80	30	0,315
	Фильтры грубой Очистки				
ФМ-10-60	1,0	—			60	0,51
ФМ-10-120	1,0			120	1,22
меняются винтовые и шестеренчатые. Типы и основные технические характеристики наиболее часто устанавливаемых мазутных насосов для подачи и циркуляции мазута приведены в табл. 13-3.
Для нормальной работы мазутных насосов, предотвращения засорения форсунок и подогревателей устанавливаются фильтры грубой и тонкой очистки. Фильтры грубой очистки следует устанавливать до насосов, а тонкой очистки — после подогревателей мазута. Следует устанавливать не менее двух фильтров каждого назначения, в том числе один резервный. Основные технические данные фильтров, рекомендуемых для установки, приведены в табл. 13-4.
366
Основные характеристики горизонтальных подогревать^
Шифр подогревателя	Давление, МПа		Температура мазута марки 100, °C		Температура пара, °C	Производительность, т/ч	Площадь поверхности нагрева, м2	Гидравлическое | сопротивление, МПа
	1 мазута	пара	на входе	на выходе				
ПМ-25-6	2,5		60	115		6	11,1		
ПМ-40-15	4,0		70	95		15	30	0,165
ПМ-40-30	4,0	1,3	70	95	250	30	100	0,265
ПМ-Ю-60	1,0		60	115		60	200	0,265
ПМ-10-120	1,0		60	115		120	400	0,265
Подогрев мазута производится в закрытых подогревателях различных конструкций. При этом следует предусматривать установку не менее двух подогревателей, в том числе одного резервного. При выборе температуры мазута после подогревателей следут учитывать, что вязкость мазута перед форсунками должна быть не более 3° ВУ. Потери температуры мазута по трассе от подогревателей до форсунок обычно принимаются 1,0—1,5 К на каждые 100 м. Основные технические данные подогревателей, рекомендуемых для установки, приведены в табл. 13-5.
В котельных, предназначенных для работы только на жидком топливе, подача его от насосов до паровых или водогрейных котлов должна предусматриваться по двум магистралям для котельных первой категории и по одной магистрали для котельных второй категории. При использовании жидкого топлива в качестве резервного, аварийного или растопочного подача его к котлам производится по одиночным трубопроводам независимо от категории котельной. При подаче топлива по двум магистралям каждая из магистралей рассчитывается на пропуск 75 % мазута, расходуемого при максимальной нагрузке рабочих котлов. Прокладку мазутопроводов рекомендуется выполнять надземной. Допускается подземная прокладка в не-проходиых каналах со съемными перекрытиями с минимальным заглублением каналов без засыпки.
На рис. 13-4 показана принципиальная схема мазутного хозяйства с наземными резервуарами для промышленных и отопительных котельных, рекомендованная институтом «Сак-техпроект». Снижение давления пара с 1 до 0,6 МПа производится в редукционном клапане. На схеме показана вся основная арматура, обеспечивающая выполнение ремонтных работ оборудования и его регулирование.
При расчете мазутопроводов с целью определения их диаметра скорость мазута принимается 1,4—2,0 м/с, скорость пара
367
Рис. 13-4. Принципиальная схема мазутного хозяйства с наземными резервуарами
/ — резервуар для мазута; 2 —1 насос для подачи мазута; 3 — охладитель дренажей; 4 — трубопровод жидкой присадки; 5 —нулевая емкость; 6 — погружной перекачивающий насос; 7--линия разогрева мазута в цистернах; 8 —насос циркуляционный; 9 — фильтр грубой очистки; /0— ручной перекачивающий насос; // — фильтр тонкой очистки; 12 — подогреватель мазута; 13 — конденсатоотводчик; 14 — гибкий шланг; 01 — паропровод с р=1 МПа; 02 —то же, р=0,6 МПа; 03 — конденсатопровод; 04 — мазутонровод; 09 — продувочный трубопровод
368
в паропроводах 40—60 м/с, а конденсата 1,3—2,0 м/с. Обычно для паромазутопроводов применяется стальная арматура, так как она хорошо переносит термическое расширение трубопроводов, особенно при установке на открытом воздухе. Все трубопроводы и оборудование мазутного хозяйства при температуре поверхности выше 50 °C должны иметь тепловую изоляцию.
В схеме обвязочных газопроводов должна быть предусмотрена подача газа на автоматическое (при наличии автоматики) или другое запальное устройство.
Контрольные вопросы
1.	Из каких основных элементов и устройств состоит топливное хозяйство промышленной илн отопительной котельной?
2.	Какие применяются мероприятия, облегчающие разгрузку смерзшегося топлива?
3.	Какова должна быть емкость расходных складов при сжигании твердого топлива?
4.	Каковы основные правила хранения твердого топлива на складе?
5.	Из каких элементов состоит топливоподача котельных, работающих на твердом топливе?
6.	Каково назначение дробилок и их конструктивное выполнение?
7.	Какие выполняются мероприятия для предотвращения застревания топлива в тракте топливоподачи?
8.	Опишите схему топливного хозяйства, показанную на рнс. 13-2.
9.	Опишите схему топливного хозяйства, показанную па рнс. 13-3.
10.	Из каких элементов состоит топливное хозяйство при сжнганнн жидкого топлива?
11.	Как производится слив п хранение мазута?
12.	Какие методы разогрева мазута в мазутохраиилнщах применяются в настоящее время?
13.	По какой схеме должна производиться подача мазута к форсункам и как выбирается производительность мазутных насосов?
14.	Каковы назначение и конструкция фильтров для очистки мазута?
15.	Опишите схему мазутного хозяйства, показанную на рис. 13-4.
ГЛАВА ЧЕТЫРНАДЦАТАЯ
ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЕ И ШЛАКОЗОЛОУДАЛЕНИЕ
14-1. Золоулавливание
Для очистки выбрасываемых в атмосферу продуктов сгорания и защиты рабочих колес дымососов от уноса (летучей золы и частиц несгоревшего топлива) в промышленных и отопительных котельных прн сжигании твердого топлива устанавливаются золоуловители. В соответствии со СНиП П-35-76 зо-лоуловителли предусматриваются, когда Др-В>5000 (где Лр —
13 р. ц. Эстеркнн
369
содержание золы в рабочей массе топлива, %; 5— максимальный расход топлива, кг/ч).
Качество работы золоуловителя принято характеризовать полным и фракционным КПД. Полным КПД золоуловителя называют отношение массы уноса, уловленного в золоуловителе, к массе входящего в него уноса.
Полный КПД золоуловителя (%) выражается уравнением
цзу =	. юо=	,юо,	(14-1)
б|,Х	Свых
где Gyj, — масса уловленного в золоуловителе уноса, кг; GBX, Gbux — масса уноса, вошедшего в золоуловитель и вышедшего из него, кг.
Фракционным КПД золоуловителя называется отношение массы уловленного уноса определенной фракции к массе уноса той же фракции, поступившей в золоуловитель.
Фракционный КПД золоуловителя (%) определяется уравнением
Лф= _£ф^ул_ .100.	(14-2)
Оф. вх
Полный КПД позволяет судить об эффективности очистки продуктов сгорания от уноса определенного фракционного состава в данной конструкции золоуловителя. Очевидно, что при изменении фракционного состава уноса изменится и полный КПД золоуловителя. Фракционный КПД характеризует степень совершенства данной конструкции золоуловителя.
Все конструкции золоуловителей, применяемые для улавливания уноса, по принципу их работы можно разбить на следующие группы: сухие инерционные золоуловители, мокрые золоуловители, электрофильтры и комбинированные золоуловители.
В сухих инерционных золоуловителях отделение частиц уноса от продуктов сгорания происходит за счет центробежных или инерционных сил. В мокрых золоуловителях частицы уноса отделяются путем промывки или орошения продуктов сгорания водой и осаждения частиц на смачиваемую поверхность, а также улавливанием частиц на водяной пленке. В электрофильтрах улавливание частиц происходит путем осаждения их на электроды под действием электрического поля. В комбинированных золоуловителях сочетаются различные методы.
Из различных конструкций инерционных золоуловителей в промышленных и отопительных котельных применяют циклоны и батарейные циклоны.
Очистка продуктов сгорания с циклоне присходит за счет центробежной силы, развивающейся при сообщении потоку сложного вращательного и поступательного движения.
370
Рис. 14-1. Схема циклона	Очиненный ,/
/— улип-а для отвода продуктов сгорания; 2 — винтообразная крышка; 3 — центральный патрубок;
I— корпус пик.юна; 5— выпускное тверсгие; 6 — бункер; 7 — устройство для удаления уноса
Схема циклопа показана на рис. 14-1. Он состоит из входного патрубка, винтообразной крышки 2, сообщающей потоку вращательно-поступательное движение, центральной трубы 3 для отвода продуктов сгорания, корпуса 4 с цилиндрической и конической частями бункера 6 для сбора уловленного уноса, выпускного отверстия 5 и улитки 1 для отвода очищенных продуктовегорання. Поступившие в циклон через винтообразную крышку продукты сгорания получают вращательно-поступательное движение. Вследствие этого под действием центробежной силы происходит расслоение потока на две части. Одна
часть, с высокой концентрацией уноса, вращаясь, прижимается к корпусу циклона и затем, сползая через выпускное отверстие, поступает в бункер. Частички уноса, потеряв скорость, оседают в бункере, а продукты сгорания, поднимаясь из него, входят в центральную трубу. Другая часть продуктов сгорания, с низкой концентрацией уноса, не дойдя до бункера, поворачивает на 180° и входит в центральную трубу. При этом из продуктов сгорания выпадают частички уноса п под действием силы тяжести падают в бункер.
В СССР в результате работ, выполненных НИИОгаз (Государственный научно-исследовательский институт очистки газов) и ЦКТИ имени И. И. Ползунова, были созданы инерционные золоуловители различной конструкции.
Циклопы могут устанавливаться одиночно или группой из 8 штук. Циклоны и блоки циклонов предназначены для очистки продуктов сгорания парогенераторов малой мощности. Для котлов производительностью 2,5—6,5 т/ч разработана шкала типоразмеров и типовые компоновки блоков. Компоновка блока из шести циклонов показана на рис. 14-2. В НИИОгаз разработаны также компоновки 10—14 циклонов по окружности. КПД циклонов при одиночной или блочной их установке составляет 70—90 % (меньшее значение приведено для агрегатов с пылеугольными топками, а большее — для агрегатов со слоевыми топками). С уменьшением диаметра циклонов КПД их возрастает.
Повышенный КПД, лучшее распределение продуктов сгорания и уноса, лучший отвод уловленного уноса достигается
13*
371
в батарейных циклонах. Батарейный золоуловитель состоит из большого числа параллельно включенных циклонов небольшого диаметра (250—500 мм), объединенных в общем корпусе. Основными узлами батарейного циклона являются: циклонные, элементы, корпус с бункером, опорные решетки и опорный пояс. Принцип работы циклонных элементов батарейных циклонов такой же, как и циклона.
Закрутка потока продуктов сгорания в различных конструкциях циклонных элементов производится закручивающими аппаратами типа «Винт» с двумя винтовыми лопастями, типа «Розетка» с восемью лопатками безударного входа и полуули-точным завихрителем потока.
В настоящее время наиболее распространены циклонные элементы, имеющие закручивающий аппарат из восьми лопаток безударного входа (батарейные циклоны БЦ) и полуули-
372
точный завихритель потока (батарейные циклоны БЦУ «Энергоуголь»).
На рис. 14-3 в качестве примера приведен батарейный циклон, имеющий закручивающие циклонные аппараты из восьми лопаток безударного входа. Эти батарейные циклоны устанавливаются на котлах производительностью от 25 до 320 т/ч. КПД батарейных циклонов, устанавливаемых на котлах с пылеугольными топками, составляют 82—90 %. 
В мокрых золоуловителях улавливание уноса производится путем осаждения его на пленку жидкости, находящейся на внутренней поверхности аппарата. При этом внутренний объем золоуловителя заполнен мелкими капельками жидкости в виде тумана.
Для парогенераторов малой и средней производительности (до 100 т/ч) в настоящее время применяются центробежные скрубберы типа ЦС-ВТИ. Скруббер представляет собой вертикальный прямоточный циклон, внутренняя стенка которого непрерывно орошается водой. Для этого по окружности на расстоянии 500 мм друг от друга устанавливаются сопла.
373
Рис. 14-4. Центробежный скруббер ЦС-ВТИ
/ — оросительные сопла; 2 — корпус: <3—-входной патрубок; 4 — золосмывной аппарат; 5 — смывные сопла
Продукты сгорания входят в скруббер тангенциально но отношению к боковой поверхности, совершая вращательное движение внутри его корпуса. Соответственно струп воды, выходящие из сопл, направлены в сторону вращения продуктов сгорания. Внутренние поверхности скруббера для предохранения от коррозии и зонового износа покрываются кислотоупорной керамической плиткой. Для периодической очистки входного патрубка от золовых отложений установлены смывные сопла. На рис. 14-4 показан скруббер ЦС-ВТИ.
Скорость на входе в скруббер во избежание уноса капель в среднем должна быть около 20 м/с. Чаще всего на парогенератор или водогрейный котел устанавливают несколько параллельно включенных аппаратов. КПД скруббера при сжигании твердого топлива в пылеугольных топках составляет 80—92 %.
Для парогенераторов производительностью 120—600 т/ч основным типом применяемых мокрых золоуловителей является золоуловитель с турбулентными коагуляторами Вентури. Он состоит из скруббера каплеуловителя типа ЦС и трубы Вентури. КПД золоуловителей составляет 92—97 %.
Основным недостатком мокрых золоуловителей является влияние их па работу дымососа. Надежность высокоэкономичных дымососов с лопатками, загнутыми назад, резко понижается из-за отложений мокрой золы на тыльной стороне рабочих лопаток, что приводит к разбалансу ротора и вынужденной остановке дымососа. Дымососы с лопатками, загнутыми вперед, также работают с пониженной надежностью.
Очистка продуктов сгорания в электрофильтрах наиболее эффективна. КПД электрофильтров составляет примерно 96%. Принцип работы электрофильтра заключается в том, что в камере электрофильтра создается электрическое поле постоянного тока высокого напряжения. К коронирующему электроду подается электрический ток отрицательной полярности, а осадительный электрод заземляется. Частички уноса, попадая в поле высокого напряжения, начинают перемещаться в направлении от коронирующих электродов к осадительным, осаждаясь на них.
В зависимости от направления продуктов сгорания различают вертикальные и горизонтальные электрофильтры, а по
374
способу удаления осаждающихся частиц уноса — сухие и мокрые. Удаление осевших частиц уноса в сухих электрофильтрах производится путем встряхивания электродов. В результате -лого частички уноса под действием силы тяжести выпадают н золовок бункер. В мокрых электрофильтрах частички уноса смываются с электродов водой.
В настоящее время для котлов средней мощности в основном применяются фильтры с горизонтальным ходом продуктов сгорания. В случае недостатка площади для размещения горизонтальных электрофильтров при установке парогенераторов производительностью до 220 т/ч могут применяться вертикальные фильтры типа ДВПН (дымовой вертикальный пластинчатый наружной установки), которые устанавливаются вне здания КОО.ЛЫ10Й.
Скорость продуктов сгорания в камере электрофильтров различной конструкции в зависимости от вида сжигаемого топлива принимается в пределах 0,8—1,5 м/с. Максимальная до-пуешмая температура продуктов сгорания на выходе в электрофильтры УВ и УГ 250 °C, а в ДВПН 150—170 °C. Рабочая температура продуктов сгорания в электрофильтрах должна превышать сернокислотную точку росы не менее чем на 15 К.
Существенное влияние на работу электрофильтров оказывает равномерность распределения продуктов сгорания в поперечном сечении. Поэтому при входе продуктов сгорания в электрофильтр устанавливают газораспределительное устройство в виде плоских или объемных решеток.
Для получения высокой степени очистки продуктов сгорания применяются комбинированные золоуловители, состоящие из двух ступеней. Наиболее часто в качестве первой ступени применяются батарейные циклоны, а в качестве второй — электрофильтры. При двухступенчатой компоновке золоуловителей КПД достигает 98—99 %.
14-2. Шлакозолоудаление
В промышленных и отопительных котельных, работающих на твердом топливе, системы шлакозолоудаления должны обеспечивать надежное удаление шлаков и золы, безопасные условия для обслуживающего персонала, защиту окружающей среды от загрязнения. В соответствии с требованием СНиП 11-35-76 при общем выходе шлаков и золы более 150 кг/ч для их удаления должны применяться механические, пневматические и гидравлические системы шлакозолоудаления.
Для механических систем периодического транспортирования рекомендуется применять скреперные установки, скиповые и другие подъемники. При использовании скреперных установок рекомендуется, как правило, применять системы мокрого шлакозолоудаления.
На рие. 14-5 показана схема мокрого скреперного шлакозолоудаления. При этой схеме под топками парогенераторов или
375
Рис. 14-5. Схема мокрого скреперного шлакозолоудаления
/ — парогенератор; 2—шлаковый канал; 3 — скрепер; 4 — система канатов; 5 — скреперная лебедка; 6 — затвор шлакового бункера; 7 — сборный шлаковый бункер
котлов устраивают железобетонный скреперный
водогрейных
капал, заполненный водой до уровня, обеспечивающего устра-нение присосов воздуха в топку. Выгружаемый из топки шла® попадает в воду и гранулируется, оседая на дно. По дну канал® с помощью автоматической скреперной лебедки движется скре-; пер, который захватывает шлак и транспортирует его в сбор^ ный бункер. Скрепер представляет собой лоток с дном или без пего. В настоящее время применяют скреперы, имеющий емкость ковша 0,25; 0,5 и 1,0 м3. Лебедка скрепера снабжается механизмом, обеспечивающим автоматическое переключена хода, что позволяет полностью автоматизировать работу скре первой установки.
Для непрерывного транспортирования шлака и золы рекст мендуется применение скребковых и ленточных конвейеров При использовании ленточных конвейеров температура шлак, не должна превышать 80 °C. Шлакозолоудаление с помощьь скребковых транспортеров аналогично скреперному. Вместе скрепера по каналу, заполненному водой, движется скребковы; конвейер.
Скреперные и другие механические системы шлакозолоуда ления обычно применяются при установке парогенераторе)! производительностью до 10 т/ч. Преимуществом скреперных си стем шлакозолоудаления является простота применяемых ме ханизмов, относительно высокая степень механизации трудоеМ’ ких работ н дешевизна. Основными недостатками является п& риодичность работы, значительный износ троса, утепления внешнего тракта и сборного бункера нения мокрого шлака от смерзания.
Полная механизация шлакозолоудаления при рогенераторов и водогрейных котлов мощностью достигается в пневматических системах. Транспортирование шлака и золы в них осуществляется потоком воздуха за счет
необходимое?! для предохра'
установке па-более 10 МВт
376
4
7W7
Рис. 14-6. Схема устройства ппевмозолоудаления
/ — шлаковый бункер: 2 — за-твор бункера; 3 — сборный зо-лолровод; 4— циклон; 5 — трубопровод к дымовой трубе; 6 — эжектор; 7 — пылеуловитель; 8 — мигалки; Р — сборный бункер; Ю — телескопическая насадка; 11—эоловой бункер; 12 — пробковый экран; 13 — дробилка для шлака; 14—горизонтальная насадка

разности давлений. Основными достоинствами систем пневматического шлакозолоудаления являются: транспортирование и выдача материала в сухом виде, герметичность системы, простота сооружения и небольшие габариты оборудования, возможность транспортирования шлака и золы па большие расстояния, простота автоматизации всех операций, связанных с удалением шлака и золы. Основным недостатком систем-пневматического шлакозолоудаления является заметный износ трубопроводов и необходимость замены отдельных элементов в процессе эксплуатации, несколько больший расход энергии по сравнению с механическими системами.
Система пневматического шлакозолоудаления может быть всасывающей, нагнетательной и комбинированной. При всасывающей системе шлак и зола транспортируются под разрежением, создаваемым вакуумным насосом или паровым эжектором, в струе подсасываемого воздуха. В нагнетательной системе транспортирование шлака и золы осуществляется в потоке сжатого воздуха, подаваемого от компрессора. В комбинированных системах сочетаются всасывающая и нагнетательная системы. При этом забор шлака и золы производится по схеме всасывающей системы, а транспортирование к потребителю (например, на завод строительных материалов)—по схеме нагнетательной системы.
Для пневматического транспорта шлака и золы от паровых или водогрейных котлов рекомендуется (СНиП П-35-76) применять всасывающую систему. При этом расстояние до разгру
377
зочной станции не должно превышать 200 м. Режим работы пневматической системы шлакозолоудалепия должен быть периодическим продолжительностью не более 4 ч в смену.
На рис. 14-6 показана принципиальная схема пневматического шлакозолоудалепия, выполненного по всасывающей системе. При такой системе вся трасса золопроводов находится под разрежением. Это обеспечивает отсутствие пыления по всему тракту транспортирования шлака и золы. Шлак предварительно дробится до размера кусков около 20 мм в двухвалковых или трехвалковых дробилках. Транспортирование дробленого шлака и золы производится в сухом виде, причем забор в систему производится только из одной точки. Для полного удаления шлака и золы поочередно включается в работу все заборные устройства, присоединенные к пиевмосистеме.
Основными элементами системы пневмошлакозолоудаления являются шлаковые дробилки, золоприемные устройства, золо-проводы, вакуумная установка и золоосадительная станция. При этом золоосадительпая стапшп состоит из осадительной камеры, двух последовательно включенных центробежных циклонов (на рис. 14-6 условно показан один циклон) и бункера для сбора шлака и золы.
Шлак после открытия затвора 2 поступает через дробилку 13 в горизонтальную всасывающую насадку 14. Одновременно в насадку 14 вследствие разрежения в системе всасывается атмосферный воздух, который подхватывает из насадки шлак и транспортирует его по трубопроводу 3 в осадительную камеру 4. Очищенный от взвешенных частиц в осадительной камере и двух последовательно включенных циклонах 7 воздух выбрасывается эжектором 6 в дымовую трубу или по специальной трубе в атмосферу. Вместо эжектора может применяться вакуум-насос.
После удаления шлака пз бункера насадка 14 отключается от трубопровода 3 поворотом ручки пробкового крапа 12. Зола уноса, уловленного в золоуловителе, или зола, скапливающаяся в газоходе, всасывается в водопровод через телескопическую насадку 10.
Выпуск шлаков и золы из осадительной камеры производится после открытия дискового затвора (на рисунке не показан) через клапан-мигалку 8. Перед выпуском шлака и золы в системе производится снятие вакуума. Выпуск мелкой золы из циклонов производят после снятия вакуума, открыв задвижку.
Для хранения шлака и золы, поступающих из осадительных устройств, применяются сборные бункеры. Минимальная емкость сборного бункера должна быть равна не менее чем трехкратной емкости осадительной камеры. Вывоз шлака и золы может производиться автомобильным или железнодорожным транспортом. При использовании золы она вывозится в сухом виде, в остальных случаях предварительно увлажняется в шнеке-увлажнителе.
37§
Рис. 14-7. Схема гидрозолоудалепия
/ — насос для смыва золы и шлака; 2 — бункер золоуловителя; 3 — парогенератор: 4 — шлакосмывная шахта; а — багорный насос; 6 — шлаковая дробилка; 7 — грохот (решетка); 8—металлоуловитель; 9— побудительные сопла; 10 — смывной канал; 11— золосмывной аппарат
Трубопроводы для пневмотранспорта шлака и золы рекомендуется выполнять из износостойких марок стали (например, 14ХГС). Толщина стенок трубопроводов выбирается в зависимости от их диаметра. При условном проходе трубопровода 100 мм толщина стенки должна быть 6—8 мм, а при условном проходе 250 мм — от 8 до 20 мм. При транспортировании шлака и золы с температурой выше 100 °C на трубопроводах устанавливаются линзовые компенсаторы.
В котельных установках большой мощности с пылеугольными топками применяется гидравлическая система шлакоудаления. В этой системе удаления шлака и золы происходит путем транспортирования шлакозоловой пульпы (смесь шлака и золы с водой) специальными устройствами. Гидравлические системы шлакоудаления обеспечивают высокую степень механизации всех трудоемких работ, нормальные санитарно-гигиенические условия для обслуживающего персонала, возможность транспортирования пульпы на значительные расстояния, имеют высокую производительность и надежность. Основными недостатками системы гидрошлакозолоудаленпя являются: высокая стоимость, необходимость устройства золоотвалов, большие затраты на ремонт оборудования и поддержание сооружений золоотвалов, высокий удельный расход электроэнергии при перекачке пульпы и невозможность использования шлака и золы для производства строительных материалов.
В настоящее время применяются следующие системы гид-рошлакозолоудаления: самотечная, с багерными насосами, со шламовыми и багерными насосами, с гидроаппаратами Москалькова, с эрлифтами.
379
На рис. 14-7 в качестве примера приведена одна из распространенных систем гидрозолоудаления — с багерными насосами. Опа состоит из двух частей: устройств, предназначенных для удаления шлака и золы за пределы котельной, и устройств, осуществляющих транспортирование очаговых остатков с территории котельной на золоотвал.
Шлак из шлакового бункера поступает в шлакосмывную шахту. Охлаждение шлака производится водой, подаваемой через оросительное устройство, расположенное в верхней части шахты. Удаление шлака из шахты производится струей воды, вытекающей из смывного сопла. Шлак сначала падает на решетку, а затем поступает в канал. По каналу шлак перемещается под действием струи воды, вытекающей из побудительного сопла. Побудительные сопла, установленные по длине канала через определенные промежутки, обеспечивают надежное транспортирование шлака вплоть до приемных устройств багерного насоса.
Зола, уловленная в золоуловителе, поступает в золовой бункер и затем в золосмывной аппарат. В золосмывном аппарате зола смачивается и перемешивается с водой, после чего пульпа поступает в капал. Смесь золы, шлака и воды поступает к предварительному металлоуловптелю, а затем на решетку. Мелкие фракции шлака, зола н вода проходят сквозь решетку, а крупные направляются в дробилку. Измельченный в дробилке шлак смешивается с мелкой золой, и весь поток поступает, пройдя вторичный металлоуловитель, в багерный насос. Багерный насос перекачивает гидрозолошлаковую смесь на золоотвал.
В самотечной системе движение пульпы осуществляется так же, как в системе с багерными насосами, в пределах котельного цеха. Транспортирование пульпы на отвал в самотечной системе производится самотеком за счет уклона канала. Поэтому самотечная система может применяться только при определенном профиле местности и расстоянии до золоотвала не более 800 м.
В системе с багерными и шламовыми насосами производится раздельное транспортирование шлака и золы. Шлак транспортируется на золоотвал багерными насосами, зола — шламовыми насосами. Транспортирование шлаковой н золовой пульпы на отвал от багерных н шламовых насосов производится по раздельным трубопроводам. Системы с багерными и шламовыми насосами обеспечивают транспортирование очаговых остатков на расстояние до 5—6 км при подъеме трубопроводов до 10 м.
В системе гидрозолоудаления с аппаратами Москалькова измельчение шлака и транспортирование гидрозолошлаковой смеси на золоотвал производится эжекторным гидроаппаратом, сконструированным Б. А. Л4оскальковым. Эта система применяется при относительно небольших расстояниях до золоотвала и сжигании малозольных топлив, имеющих шлак малой и средней прочности.
380
В системе гидрозолоудаления с эрлифтом шлак и зола поступают по самотечным каналам к эрлифтному подъемнику, установленному в пределах котельной. Эрлифтный подъемник работает по принципу сообщающихся сосудов. В опускную ветвь трубы направляется пульпа из самотечного канала, а в нижнюю часть подъемной ветви подается сжатый воздух давлением до 0,5 МПа. Вследствие изменения плотности смеси опа поднимается вверх на высоту до 10 м. На золоотв-ал смесь транспортируется по самотечному каналу.
Системы гидрозолоудаления расходуют значительное количество электроэнергии и воды. Так, например, системы с аппаратами Москалькова расходуют около 21 кВт-ч/т электроэнергии и 22 кг воды на 1 кг золы. Наименьший расход электроэнергии и воды имеют системы с багерными и шламовыми насосами, соответственно 10 кВт-ч/т и 12 кг/кг.
Шлакозолопроводы изготовляют из стальных труб диаметром более 200 мм. Скорость пульпы, транспортируемой на золоотвал, составляет 1,6—2,4 м/с и зависит от концентрации шлака и золы в воде.
Контрольные вопросы
1,	Что называется полным и фракционным КПД золоуловителя?
2.	На каком принципе основана работа циклона?
3.	В каких случаях для очистки продуктов сгорания от летучей золы применяются циклоны?
4.	Как устроены батарейные циклоны и какова область их применения?
5.	Поясните принцип работы и укажите область применения скрубберов типа ЦС-ВТИ.
6.	Каковы принцип работы и область применения электрофильтров?
7.	Поясните принцип работы и укажите область применения мокрых золоуловителей с трубой Вентури.
8.	Какие системы шлакозолоудаления применяются в промышленных и отопительных котельных?
9.	Опишите устройство и работу системы скреперного шлакозолоудаления?
10.	Как устроена пневматическая система шлакозолоудаления?
11.	Какие системы пневматического шлакозолоудаления рекомендуется применять в промышленных и отопительных котельных?
12.	Как устроена система гидрозолоудаления, показанная на рис. 14-7?
13.	Назовите преимущества и недостатки гидравлических систем шлакозолоудаления.
14.	Каков удельный расход электроэнергии и воды в. различных системах гидрозолоудаления?
ГЛАВА ПЯТНАДЦАТАЯ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ
15-1. Технико-экономические показатели котельных агрегатов
Основными показателями, характеризующими экономичность работы котлоагрегата, являются: КПД (брутто и нетто), расход условного топлива на единицу выработанной и отпущенной энергии, удельный расход электрической энергии на собственные нужды.
КПД (брутто) котлоагрегата п расход электроэнергии на собственные нужды зависят от вида топлива и способа его сжигания, от конструкции топки, режима работы котлоагрегата и качества его обслуживания.
Расчетные КПД (брутто) котлов серии ДКВР при сжигании различных топлир приведены в табл. 15-1, а котлов серии ДЕ и КЕ — в табл. 15-2. Из этих данных ясно, что КПД котлов при сжигании газа на 7—10 % выше, чем при сжигании твердого топлива. Это обусловлено следующими факторами.
1.	Уменьшается действительный объем продуктов сгорания, покидающих топку из-за снижения коэффициента избытка воздуха. Расчетный коэффициент избытка воздуха на выходе из топки для котлов ДКВР, оборудованных топками ПМЗ-РПК, принимается 1,5, а для газа 1,1. Результаты испытания этих же котлов при сжигании печорского угля ПЖ показали, что коэффициент избытка воздуха на выходе из топки доходит до 1,8— 1,9, а при сжигании рядовых антрацитов до 2,2—2,3. При сжигании газа коэффициент избытка воздуха не превышает 1,2. По данным испытаний восьми небольших электростанций, имеющих котлоагрегаты от 7 до 30 т/ч со слоевыми топками,
Таблица 15-1
Расчетные КПД (брутто) котлов типа ДКВР при сжигании различных топлив
Топливо	Тип котла или горелок	КПД котлов номинальной паропроизводительностью, т ч				
		2,5	4,0	6,5	10	20
Природный газ	гмг	90,1	90,8	91,2	90,6	91,8
Мазут	гмг	88,8	89,8	89,8	88,8	90,3
Донецкий каменный уголь	пмз-рпк	81,0	79,0	80,1	80,4	—
Харанорский бурый уголь	ПМЗ-РПК	80,0	80,2	81,1	81,4	—
Печорский уголь марки ПЖ	тлз	—-	—	—	—	85,0
Подмосковный бурый уголь	тлз	—“	—	—	—	80,2
382
Таблица 15-2
Расчетные КПД (брутто) котлов типов КЕ и ДЕ при сжигании различных топлив
Топливо	Тип топлива пли горелок	КПД котлов номинальной паропроивводителыюстью, т ч
		2,5	।	4.0	|	6.5 j К) |	16	|	25
	Котлы		КЕ				
Донецкий каменный	ТЛЗ	83,3	80,7	81,8	82,0	—	—
уголь Хараиорский бурый	ТЛЗ	81,5	81,0	81,8	82,3	—	—
уголь Природный газ	К о ГМ Гм	т л ы	ДЕ | 90,3	91,0	92,1	91,8	92,8
Мазут	ДЛЯ котлов до 10 т/ч		j 88,7	89,3	90,8	90,1	91,3
были получены следующие данные: при работе на угле максимальный коэффициент избытка воздуха за котлом составлял 2,27, а минимальный 1,48. При работе на природном газе максимальный коэффициент избытка воздуха за котлом не превышал 1,62, а минимальный был 1,2.
2.	Уменьшается температура продуктов сгорания за котлом. По расчету за котлом типа ДКВР при сжигании каменных углей она составляет 310—320 °C, а при сжигании природного газа 250—260 °C. При эксплуатационных испытаниях различных котлов типа ДКВР, оборудованных различными горелками, зафиксирована температура продуктов сгоранйя за котлом от 230 до 270 °C.
3.	Отсутствует потеря теплоты от механической неполноты горения.
На рис. 15-1 приведена зависимость КПД (брутто) котлов ДКВР производительностью от 2,5 до 10 т/ч без хвостовых поверхностей нагрева от нагрузки при установке различных газовых горелок по данным испытаний (кривая 1) и по результатам эксплуатационных обследований (кривая 2). Из сравнения кривых 1 и 2 ясно, что эксплуатационный КПД на 4—5 % ниже полученного при испытаниях.
На рис. 15-2 приведены тепловые балансы и удельные расходы электроэнергии на тягу и дутье котлоагрегата типа ТП-35, оборудованного комбинированными пылегазовыми горелками (рис. а), фирмы «Эри-Сити», производительностью 30 т/ч, оборудованного щелевыми горелками (рис. б), фирмы «Штейн-мюллер», производительностью 10 т/ч, оборудованного подовыми горелками (рис. в).
Для котлоагрегатов ТП-35 и фирмы «Эри-Сити», имеющих развитую хвостовую поверхность нагрева, водярой экономайзер
383
Рис. 15-1. КПД (брутто) котлов ДКВР с различными газовыми горелками
I — по данным испытаний: 2 — по результатам эксплуатационных обследований
и воздухоподогреватель, потеря теплоты с уходя-
щими газами не превышает 5—6%, при этом температура уходящих газов составляет 125—135 °C. Для котлоагрегата фирмы «Штейнмюллер» потеря теплоты с уходящими газами равна 8,6 % (за котлом установлен только водяной экономайзер) при температуре уходящих газов 210 °C.
Потеря теплоты от химической неполноты горения у котлоагрегатов ТП-35 и «Штейнмюллер», оборудованных вихревыми и подовыми горелками, при номинальной нагрузке отсутствует, а у котла «Эри-Сити», имеющего щелевые горелки, составляет 1 %. КПД (брутто) котлоагрегатов ТП-35 и «Эри-Сити» при сжигании газообразного топлива соответственно равны 95 и 94 %, а котлоагрегата «Штейнмюллер» 90 %. Характерно, что при камерном сжигании твердого топлива в топке котла ТП-35 максимальный КПД (брутто) его составлял 92 % (кривая 1 на рис. 15-2, а), т. е. при переводе на газ возрос всего на 3 %. В то же время КПД (брутто) котлоагрегата «Штейнмюллер» (кривые 1 и 2 на рис. 15-2, в) возрос на 25 %. Это обусловлено
Рис. 15-2. Тепловой баланс п расход электроэнергии па тягу и дутье: а — для котлоагрегата ТП-35; б — для котлоагрегата фирмы «Эри-Сити»; в — для котлоагрегата фирмы «Штейнмюллер»
/ — КПД при сжигании твердого топлива; 2 — то же при сжигании газа
384
главным образом отсутствием потери теплоты от механической неполноты горения при сжигании газа, которая у котлоагрегатов со слоевым способом сжигания твердого топлива довольно велика.
При сжигании печорского угля в пылевидном состоянии -в топке котлоагрегата ТП-35 потеря теплоты с уходящими газами па 1,5—2 % ниже, чем при сжигании газа. Температура уходящих газов при сжигании печорского угля и газа примерно одинакова, а коэффициент избытка воздуха в уходящих газах при работе па печорском угле больше на 0,07. Некоторое возрастание потери теплоты с уходящими газами при сжигании газообразного топлива, несмотря на снижение коэффициента избытка воздуха, обусловлено увеличением теоретического объема продуктов сгорания. Объем сухих продуктов сгорания для угля и газа почти одинаков, а объем водяных паров в продуктах сгорания при сжигании газа значительно больше. Это и определяет увеличение теоретического объема продуктов сгорания при сжигании газа, а следовательно, и некоторое повышение потери теплоты с уходящими газами.
При работе котлоагрегата «Штейнмюллер» на твердом топливе и сжигании топлива в слое на цепной механической решетке потеря теплоты с уходящими газами составляет 16 %, т. е. на 7,4 % выше, чем при сжигании газа. Снижение потери теплоты с уходящими газами при работе на газе обусловлено значительным уменьшением коэффициента избытка воздуха в топке (на 0,4) и температуры уходящих газов (на 40°C).
Приведенные данные об изменении потери теплоты с уходящими газами при переводе на газообразное топливо котлоагрегатов, имевших различные способы сжигания твердого топлива, характерны и для котлов других типов. Испытания, проведенные различными наладочными организациями, показали, что при переводе на газ котлоагрегатов, имевших камерные топки, потеря теплоты с уходящими газами незначительно увеличивается или остается неизменной. Перевод на газообразное топливо котлоагрегатов имевших слоевой способ сжигания твердого топлива, как правило, приводит к заметному снижению потери теплоты с уходящими газами.
При сжигании твердого топлива потеря теплоты от химической неполноты горения у всех рассматриваемых котлоагрегатов отсутствует.
Оценивая результаты испытаний котлоагрегатов, имевших различные способы сжигания твердого топлива, можно сделать вывод, что КПД котлоагрегатов, переведенных на газ со слоевого способа сжигания твердого топлива, возрастает значительно сильнее, чем КПД агрегатов с камерными топками.
Результаты многочисленных испытаний энергетических и промышленных котлоагрегатов показали, что КПД энергетических котлов с развитыми хвостовыми поверхностями нагрева примерно всего на 5 % выше КПД промышленных котлов типа
385
ДКВР (без учета теплоты, используемой в хвостовых поверхностях нагрева). В индивидуальных хвостовых поверхностях нагрева промышленных котлов может быть использовано 3— 4 % теплоты топлива. Следовательно, при работе на газовом топливе КПД промышленных и энергетических котлов становятся практически одинаковыми. Для промышленных и энергетических котельных агрегатов характерно снижение КПД при нагрузках более 100 % номинальной, что обусловлено ростом температуры уходящих газов.
При сжигании твердого топлива электроэнергия расходуется на транспортирование твердого топлива, пылеприготовление или привод топочных механизмов, золоулавливание, шлакозолоуда-лепие, тягу, дутье, приготовление и подачу питательной воды. При сжигании жидкого топлива электроэнергия расходуется на подачу мазута из мазутохранилища к форсункам, на распыление мазута, тягу, дутье, приготовление и подачу питательной воды. Кроме того, расходуется пар на разогрев мазута и на его распыление. При сжигании газообразного топлива расход электроэнергии на пылеприготовление или привод топочных устройств, транспорт твердого топлива и очаговых остатков отсутствует. В промышленных и отопительных котельных значительное количество электроэнергии, около 40 % общего расхода на собственные нужды, затрачивается на привод тягодутьевых устройств.
Существенное влияние на мощность, потребляемую электродвигателями дымососа и вентилятора, оказывает коэффициент избытка воздуха. Насколько значительно это влияние, видно из табл. 15-3. В ней приведен расход электроэнергии на тягу и
Таблица 15-3
Данные для оценки расхода электроэнергии на тягу и дутье котлоагрегатов при сжигании твердого и газообразного топлива
Наименование величин	Котлоагрег. угольной при OKI	т с. пылс-ТОПКОЙ гании	Котлоагрегат со слоевой топкой при сжигании	
	печорского угля	газа	печорского угля	газа
Производительность котла, т/ч	40,2	39,3	25,0	25,0
Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах Мощность, потребляемая электродвигателями, кВт:	1,56	1,39	1,72	1,34
вентилятора	77,0	77,0	19,6	26,8
дымососа	79,5	60,0	80,4	38,2
Суммарная мощность, потребляемая на тягу и дутье, кВт	156,5	137,0	100,0	65,0
Удельный расход электроэнергии па 1 т выработанного пара, кВт-ч/т	3,89	3,49	4,00	2,60
386
дутье котлоагрегатов с пылеугольной и слоевой топкой при сжигании природного газа и печорского угля. В результате перевода котла, имевшего пылеугольную топку, на газ расход электроэнергии на привод дымососа снизился за счет уменьшения коэффициента избытка воздуха и выключения из работы золоуловителя. Расход электроэнергии на привод вентилятора остался неизменным, так как наряду с уменьшением коэффициента избытка воздуха при сжигании газа возросло сопротивление комбинированной пылегазовой горелки. В целом расход электроэнергии на тягу и дутье, приходящийся на 1т пара, снизился с 3,89 до 3,49 кВт-ч.
У котла со слоевой топкой расход электроэнергии на привод дымососа снизился в 2,1 раза за счет значительного уменьшения коэффициента избытка воздуха. Расход электроэнергии на привод вентилятора возрос в 1,35 раза в связи с заметным увеличением сопротивления воздушного тракта за счет горелочных устройств. Если сопротивление цепной механической решетки совместно со слоем топлива не превышало 500 Па, то сопротивление газовых горелок по воздушной стороне составило 1250 Па.
Таким образом, перевод котлоагрегатов с твердого топлива на газ, как правило, приводит к снижению расхода электроэнергии на тягу, но не всегда на дутье. Следовательно, для снижения расхода электроэнергии на дутье желательно применение горелочных устройств, имеющих минимальное сопротивление по воздушной стороне.
Удельный расход электроэнергии на тягу и дутье (см. рис. 15-2) с увеличением паропроизводителыюстн кодла снижается. Низкий удельный расход электроэнергии у котла фирмы «Штейнмюллер» обусловлен малым сопротивлением тракта продуктов сгорания при работе на газе, что обеспечило работу । о г. юагрегата с номинальной нагрузкой на естественной тяге. Более заметно, чем это наблюдается в эксплуатации, можно снизить удельный расход электроэнергии на тягу и дутье у котлов, переводимых на газ, при замене ранее установленных дымососов и вентиляторов либо при использовании экономичного регулирования производительности машин.
Действительно, при сохранении прежних тягодутьевых машин даже при некотором повышении производительности котлоагрегата область регулирования дымососов, а иногда и вентиляторов, перемещается в сторону более низкой производительности (20—50 % номинальной) вследствие снижения сопротивления газового тракта. В этих условиях применение осевых направляющих аппаратов для регулирования производительности тягодутьевых машин становится малоэффективным.
15-2. Компоновке оборудования
Взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования в помещении котельного цеха называют компонов
387
кой оборудования. Компоновка оборудования выбирается проектной организацией в зависимости от вида сжигаемого топлива, способа его сжигания, типа топки, мощности котлоагрегата, требований, предъявляемых к очистке продуктов сгорания, и от других факторов.
Компоновка оборудования должна обеспечивать удобство работы и безопасность эксплуатационного и ремонтного персонала, минимальную протяженность трубопроводов, газоходов и воздухопроводов, минимальные затраты на сооружение котельной, сокращение численности эксплуатационного персонала, автоматизацию технологических процессов, механизацию ремонтных работ, возможность расширения котельной при установке нового оборудования. Все решения, применяемые при компоновке оборудования, должны отвечать требованиям строительных норм и правил, правил техники безопасности, санитарных и противопожарных норм.
Одним из важных принципов современной компоновки оборудования котельных цехов является использование отдельных блоков повышенной заводской готовности при проектировании, поставке и монтаже оборудования. Сооружение котельной из отдельных блоков технологического оборудования вместе с трубопроводами, газоходами, воздухопроводами, кабелями и другими коммуникациями заметно сокращает сроки и повышает качество строительно-монтажных работ, так как основная часть этих работ выполняется на заводе. На монтажной площадке производится только доводка блоков и соединение их между собой.
В настоящее время считается, что для центральных котельных с паровыми и водогрейными котлами наиболее рациональна компоновка с параллельным расположением котлов и вспомогательного оборудования (тягодутьевых машин, золоуловителей, пылеприготовительных установок, деаэраторов, питательных насосов и т. д.). Автоматизированные системы управления следует размещать в специальном помещении. В крупных котельных с паровыми и водогрейными котлами оборудования водоподготовки следует размещать в отдельном здании.
В соответствии со СНиП 11-35-76 размеры пролетов зданий и сооружений следует принимать кратными 6 м. При специальном обосновании допускается применение пролетов с размерами, кратными 3 м. Шаг колонн должен приниматься равным 6 м. При специальном обосновании шаг колонн допускается принимать равным 12 м. Объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений котельных должны допускать возможность расширения зданий. При установке только паровых и водогрейных котлов для расширения котельной оставляется свободным один из торцов здания. В котельных смешанного типа (с паровыми и водогрейными котлами) в одной половине помещения следует устанавливать паровые, а в другой — водогрейные котлы. Расширение паровой части
388
котельной производится в одну сторону, а водогрейной в другую, т. е. оба торца здания должны быть свободными.
Для крупноблочного монтажа оборудования в стенах и перекрытиях зданий должны предусматриваться монтажные проемы, для которых, как правило, используются торцевые стены здания со стороны расширения котельной.
Компоновка оборудования котельных с комбинированными пароводогрейными котлами принципиально не отличается от компоновки котельных с паровыми или водогрейными котлами, но упрощается и удешевляется. В котельных с комбинированными пароводогрейными котлами снижаются затраты на постройку вследствие уменьшения числа устанавливаемых агрегатов и длины котельной.
На рис. 15-3 приведена компоновка оборудования котельной с четырьмя котлами ДЕ-10-14, разработанная в качестве типовой институтом «Сантехпроект». Котельная предназначена для теплоснабжения потребителей II категории. Основным топливом в котельной является природный газ, резервным — мазут. Строительная часть котельной выполняется из сборных железобетонных конструкций. Оборудование котельной рассчитано на суммарную тепловую нагрузку 26,10 МВт, в том числе на отопление и вентиляцию 16,25 МВт, на горячее водоснабжение 2,49 МВт и на пароснабжение технологических потребителей 7,36 МВт (8,6 т/ч). Максимальная расчетная температура горячей воды К. в= 150 °C. Для горячего водоснабжения и подпитки тепловой сети предусмотрено приготовление воды с ta, в = = 70 “С. Котлоагрегаты вырабатывают насыщенный пар с абсолютным давлением 1,4 МПа. В редукционной установке давление пара снижается до 0,7 МПа.
Особенностью такой компоновки оборудования является применение транспортабельных строительно-монтажных блоков, изготовляемых на заводе (в мастерских) монтажной организации. Все вспомогательное оборудование вместе с трубопроводами (деаэрационно-питательная установка, сетевые насосы, установка горячего водоснабжения и т. д.) состоит из 10 блоков, устанавливаемых на усиленный пол без фундаментов.
Каждый котельный агрегат имеет индивидуальный водяной экономайзер, дымосос и дутьевой вентилятор/ Дымовая труба общая для всех котлоагрегатов высотой 45 м. Для производства ремонтных работ в котельной устанавливаются тали над подогревателями сетевой воды, дымососами и вентиляторами.
На рис. 15-4 показана типовая компоновка котельной мощностью 175 МВт для сжигания мазута, разработанная институтом Латвгипропром. В котельной установлено 3 водогрейных котла КВ-ГМ-50 и 2 вспомогательных паровых котла типа ДКВР-4-14 для снабжения мазутного хозяйства котельной паром. Предусмотрено расширение котельной за счет установки четвертого водогрейного котла.
На рис. 15-5 приведен поперечный разрез котельной с ком-
389
11,685
Разрез I-I
t * “V	:
Разрез Ш-]&
l — фильтр катноли )Нь,л 2-й ступени; крупноблочн;
Рис. 15-3. Компоновка
волородкатнонитиый' 1-Й ступени; 2 — ба
। -I ~'!>нын/: 6—блок upnroioB.iC'iiiy) .л 9— таль ручная передвижная; 10 — верст ая установка горячего водоснабжения- 14-ная питательная установка; 17 — 41 — блок подогревателей сетевой воды; 22
оборудования котельной с четырьмя котлами ДЕ-10-14
\?“вблво,',нас?со«. »е»«рб<’низиРо’ан|1<,й воды; 4 - декарбоиизатор; 5 - фильтр водород-версгак слесапш^й "-"Ь'Р ,,а1'1>ннкат11о11нтнь,й >~й ступени; 8 - фильтр патрипкатионитный я !4 л Z	;ок насосов горячего водоснабжения; 12 - блок сетевых насосов; 13-
установка; П - дутьевой "вён?илятор	"“"РТР1?ВНОИ п₽0ДУвкн; /5 - дымосос; 16 - крупноблочная деаэрацион-
ватепой рртап„»	07 _ б холодильника п олдяпой акономаНзер; 19 — котел; 20 —блок редукционной установки;
- олок холодильника отбора проб: 23 — газоход котла; 24 — всасывающий воздухопровод' 25 — ды-мовая труба	'
Рис 15-4 Компоновка мазутной водогрейной котельной с водогрейными котламн КВ-ГМ-50 (поперечный разрез) ДееТевой HL; .-деаэратор под—~
Рнс. 15-5. Поперечный разрез котельной с комбинированными пароводогрейными котлами КВ-ГМ-50, оборудованными дополнительной конвективной шахтой
бинированными пароводогрейными котлами на базе котлов КВ-ГМ-50 и с дополнительной конвективной шахтой. В котельной установлено три котла КВ-ГМ-50. Котельная способна круглый год вырабатывать до 90 т/ч пара при одновременном покрытии максимального расхода теплоты на отопление, вентиляцию и горючее водоснабжение, до 116 МВт. В летний период при постоянном расходе пара 80 т/ч и работе двух котлов расход теплоты па горячее водоснабжение может изменяться от 4,6 до 2,9 МВт. Прн необходимости получения пара с давлением с 1 ^р^2,3 МПа для питания парового контура устанавливаются отдельные питательные насосы, создающие необходимое давление. В этом случае сетевые насосы подают воду только в водогрейную часть котла.
АЛФАВИТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Абразивность летучей золы 17, 258
Азот 16, 41
—	.содержание в топливе 16
Антрациты 22
Арматура 315
—	запорная 315
—	предохранительная 317
—	регулирующая 316
Балласт топлива 16, 17
Барабанно-шаровые мелышцы 104
Батарейные циклоны 372
Бетон огнеупорный 292
Билы 96
Бункер топливный 9, 360
— шлаковый 377, 378
Бурые угли 22, 28
Валковые мельницы 101
Взрывные клапаны 306
Вихревые топки 69, 117
Влага топлива 17
Влажность каменных углей 28
—	топлив рабочая 28
Вода, воспламенение потерь 161
—	.жесткость 162
—	котловая 161
—	питательная 161
--.содержание кислорода 161, 164
--, — масла 161, 164
—	, солесодержание 162
—	сырая 161
—	.щелочность 162
Водород 15
—	,горение 36
Водоуказательные приборы 320
Водяные экономайзеры 253
--кипящие 256
---, коррозия 259
---некипящие 254
---, расчет 272
Воздух вторичный 34
—	первичный 34
—	, подогрев 261
Воздухоподогреватели 260
—	, расчет 278
—	регенеративные 263
—	трубчатые 263
Впрыскивающие пароохладители 253
Высшая теплота сгорания 19, 21
Выход летучих в топливе 19
Газообразные топлива 25, 30
Г азы горючие 25
—	искусственные 25
— природные 30
—,состав 30
Гарнитура 306
Гляделки 306
Горелки газовые 127
Горение водорода 36
—.теоретическая температура 136
— топлива 31
— углерода 36
Горючая масса топлива 18
Движущая сила циркуляции 158
Двухступенчатое испарение воды 166, 171
Дисковые питатели 104
Допускаемое напряжение 288
Дутьевые вентиляторы 348
Дымососы 348
Естественная тяга 339
—циркуляция 156
394
Живое сечение 78
Жидкие топлива 24
Зола летучая 54, 386
Зола, содержание в рабочем топливе 16
Золоудаление 376
Золоуловители 371
—, КПД фракционный 370
Ископаемые угли 23
Искусственная тяга 340
Испарение ступенчатое 166, 171
Каменные угли 22
Карбонатная жесткость 162	>
Каркас 297
Качество воды 163, 164
Кипящие экономайзеры 256
Кирпичи огнеупорные 291
Клапан взрывной 306
— обратный 317
— предохранительный 306, 317
Кокс 19
Колосниковая решетка 63
Конвективный пароперегреватель 248
—.теплообмен 177
Коррозия 153
Котловая вода 161
Котлоагрегата расчет 46, 56, 134, 177
-	КПД 55, 61
Коэффициент избытка воздуха 41, 42, 43
—	местного сопротивления 342
—	сохранения теплоты 62
—	передачи теплоты излучением 188
—	передачи теплоты конвекцией 179,
183, 185, 187
—теплопередачи 179
—	угловой экрана 141
Кратность циркуляции 157
Критерий Больцмана 136
Легирующие присадки 284
Легковесный шамотный кирпич 292
Мазут 24
Мощность топки 70
Напор температурный 179, 191
Направляющие аппараты 353
Некипящие экономайзеры 254
Непрерывная продувка 166
Низшая теплота сгорания 19
Обдувка поверхностей нагрева 332, 337
Обдувочные аппараты 332
Обмуровка 299
—	облегченная 301
—	, огнеупорность 289
—, сопряжение с трубами 304
—	тяжелая 300
Объем водяных паров 41, 44
—	воздуха 40
—	двухатомных газов 41
Огнеупорность обмуровки 289
Огнеупорный бетон 292
Опрокидывание циркуляции 176
Очаговые остатки 54
Очистка поверхностей дробью 333
Ошипованные экраны 111
Пар, влажность 165
—	,регулирование температуры 207
—	, сепарация 168
Пароохладители вспрыскивающие 253
—	поверхностные 252
Пароперегреватели 247
—	конвективные 248
Периодическая продувка 166
Пламя песветящееся 138
—	полусветящееся 138
— светящееся 138
Поверхностные пароохладители 252
Подогрев воздуха 261
--- двухступенчатый 262
--- паровой 266
Позонный подвод воздуха 82
Потери теплоты 51, 52
---от механической неполноты горения 54
---с уходящими газами 52
Предохранительные клапаны 306, 317
---взрывные 306
---рычажные 318
Принудительная циркуляция 158
Прямоточный котел 159
Пылеугольные горелки 107
Расчет водяного экономайзера 272
— воздухоподогревателя 278
— конвективного перегревателя 267
— топки 134
Свойства кокса 23
Сепараторы 98
Сепарация пара 168
Сера, горение 36
Сернистый ангидрид 16
Серный ангидрид 16
Скорость воды в трубах 161
— газов 182, 276, 280
Скорость аэросмеси 98
— решетки 81, 84
—циркуляции 175
Скребковый питатель 105
Скреперные установки 376
Скруббер 374
Смесеобразование 34
Солесодержание воды 162
Степень черноты 145
395
Ступенчатое испарение 166, 171 Сухая масса топлива 18
Твердые топлива 14, 28 Температура газов 136, 148, 191 — стенок труб 175
—теоретическая горения 136
— уходящих газов 59 Температурный напор 179, 191. Тепловой баланс 51, 56 Тепловые потери 52, 58 Тонина помола топлива 89 Топки пылеугольные 68, 106 — слоевые 63, 75, 79, 86 — циклонные 69
Топливо, виды 13, 14
— газообразное 25, 30
— жидкое 24, 28
Трубы дымовые 354
Тяга естественная 340
— искусственная 340
Тягодутьевые устройства 348
Углерод, горение 36
Указатели уровня воды 320
Фасонный кирпич 291
Форсунки 119
Фосфатирование котловой воды 164
Химическая неполнота горения 53
Циклонная топка 69, 117
Циклоны 172
Циркуляция воды 156, 158, 205, 215
—	естественная 156
—	принудительная 158
Швы температурные 301
Шлак 36
Шлаковый бункер 377, 378
Эжекцноиные амбразуры 107
Экономайзеры водяные 253
Экраны топочные 111
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод.— Л.: Энергия, 1977.— 256 с., ил.
2.	Госгортехнадзор СССР. Сборник правил и руководящих материалов по котлонадзору. Изд. 4-е.— М.: Недра, 1977.—480 с., ил.
3.	Кузьмин А. В., Капчнц 3. Ф. Котлы малой производительности. Каталог-справочник.— М.: НИИннформтяжмаш, 1975.— 124 с., ил.
4.	Липов Ю. М., Самойлов Ю. Ф., Модель 3. Г. Компоновка и тепловой расчет парогенератора.— М.: Энергия, 1975.— 176 с., ил.
5.	Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод.— М.: Энергия, 1973.— 296 с., ил.
6.	Эстеркин Р. И. Перевод промышленных котлов на газообразное топливо.— Л.: Энергия, 1967.— 205 с., ил.
7	Эстеркин Р. И., Иссерлин А. С., Певзиер М. И. Теплотехнические измерения при сжиганиии газового и жидкого топлива.— Л. Недра, 1981.— 422 с., ил.
8.	Эстеркни Р. И. Эксплуатация, наладка и испытание теплотехнического оборудования промышленных предприятий.— Л.: Энергоатомиздат, 1984.— 288 с., ил.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .....................................................3
Введение ....................................................... 4
ГЛАВА ПЕРВАЯ. ОБЩЕЕ ПОНЯТИЕ О КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКЕ ...	5
1-1, Назначение и классификация котельных установок..............—
1-2. Технологическая схема котельной установки...................7
ГЛАВА ВТОРАЯ. ТОПЛИВО...............................................13
2-1. Классификация топлива....................................»“
2-2. Твердое топливо..........................................14
2-3. Жидкое топливо...........................................24
2-4. Газообразное топливо.....................................25
2-5. Расчетные характеристики топлив СССР.....................28
ГЛАВА ТРЕТЬЯ. ГОРЕНИЕ ТОПЛИВА.......................................31
3-1. Общие сведения о горении топлива..........................—
3-2. Элементы теории горения топлива..........................33
3-3. Материальный баланс горения..............................36
3-4. Теоретический объем воздуха и продуктов сгорания .’ . . . 38
3-5. Коэффициент избытка воздуха и действительный объем продуктов сгорания............................................41
3-6, Энтальпия воздуха и продуктов, сгорания..................44
3-7. Основные характеристики, используемые при тепловом расчете котельных агрегатов.....................................46
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС ПАРОВОГО И ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА...............................................................51
4-1, Общее понятие о тепловом балансе..........................—
4-2. Характеристика потерь теплоты............................52
4-3. Коэффициент полезного действия	котельного агрегата ... 55
4-4. Составление теплового баланса котельного агрегата прн тепловом расчете..............................................56
ГЛАВА ПЯТАЯ. ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА :..................................62
5-1. Классификация топочных устройств..........................—
5-2. Основные характеристики топочных	устройств..............69
5-3. Слоевые топки с неподвижной решеткой и неподвижным слоем топлива....................................................75
5-4. Слоевые топки с движущейся колосниковой	решеткой ... 79
5-5. Топки с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся слоем топлива........................................86
5-6. Свойства и характеристика угольной	пыли.................88
5-7. Схемы пылепрнготовлеиия..................................90
5-8, Пылеприготовнтельные установки...........................93
397
5-9. Пылеугольные топки.....................................106
5-10. Вихревые топки........................................115
5-11. Топки для сжигания жидкого топлива....................118
5-12. Топки для сжигания газа...............................127
5-13. Основы расчета топочных камер.........................134
5-11. Порядок расчета топочных камер........................138
ГЛАВА ШЕСТАЯ. РАБОЧИЕ ПРОЦЕССЫ В ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛАХ........................................................150
6-1. Образование пара.........................................—
6-2. Коррозия поверхностей нагрева..........................153
6-3. Естественная циркуляция в испарительных поверхностях нагрева ..................................................156
6-4. Принудительная циркуляция в	паровых и водогрейных котлах 158
6-5. Требования, предъявляемые к	воде и пару.....161
6-6. Сепарационные устройства...............................168
6-7. Особенности работы безбарабапных испарительных контуров с выносными циклонами...................................173
6-8. Условия падежной работы поверхностей нагрева..........175
6-9. Основы расчета конвективных	поверхностей	нагрева .... 177
ГЛАВА СЕДЬМАЯ. КОНСТРУКЦИЯ ПАРОВЫХ, ВОДОГРЕЙНЫХ И ПАРОВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ................................................193
7-1. Развитие котельных агрегатов и современные направления их конструирования .......................................... —
7-2. Паровые котлы производительностью	до	1 т/ч.............199
7-3. Паровые котлы горизонтальной ориентации................202
7-4. Паровые котлы вертикальной ориентации..................212
7-5. Теплофикационные водогрейные котлы.....................221
7-6. Пароводогренные котлы ...	.	..................230
7-7. Котлы специального назначения..........................238
ГЛАВА ВОСЬМАЯ. ЭЛЕМЕНТЫ КОТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ......................247
8-1. Пароперегреватели........................................—
8-2. Водяные экономайзеры ..................................253
8-3. Воздухоподогреватели...................................260
8-4. Основы расчета пароперегревателей, водяных экономайзеров и воздухоподогревателей...................................267
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ. ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И СТРОИТЕЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ .....................................................282
9-1. Металлы. Основы расчета котлоагрегата на прочность ... —
9-2. Обмуровочные материалы.................................287
9-3. Теплоизоляционные материалы и изделия..................293
9-4. Фундаменты и каркасы...................................297
9-5. Обмуровка..............................................299
9-6. Гарнитура..............................................306
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ. ПИТАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА, ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА .......................................................310
10-1 Питательные устройства...................................—
10-2. Арматура и редукционно-охладительные установки .... 315
10-3. Трубопроводы..........................................321
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ. ОЧИСТКА ПОВЕРХНОСТЕЙ	НАГРЕВА . . .330
11-1. Отложения золы на поверхностях нагрева..................—
11-2. Обдувка и обмывка поверхностей нагрева................333
398
11-3. Дробовая очистка................................  335
11-4. Вибрационная очистка..............................337
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ. ТЯГА И ДУТЬЕ...............................339
12-1. Общие сведения......................................—
12-2. Аэродинамические сопротивления и самотяга.........341
12-3. Дымососы и вентиляторы............................348
12-4. Дымовые трубы.....................................354
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО........................355
13-1. Топливное хозяйство прн сжигании твердого топлива ... —
13-2. Топливное хозяйство при сжигании жидкого топлива . . . 363
ГЛАВА ЧЕТЫРНАДЦАТАЯ. ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЕ И ШЛАКОЗОЛОУДА-ЛЕНИЕ......................................................369
14-1. Золоулавливание .	  —
14-2. Шлакозолоудалепие.................................376
ГЛАВА ПЯТНАДЦАТАЯ. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ И
КОМПОНОВКА	ОБОРУДОВАНИЯ.................382
15-1. Технико-экономические	показатели	котельных	агрегатов . . —
15-2. Компоновка оборудования...........................388
Алфавитный указатель.............................'............394
Список литературы.............................................396
г.
гл
гл.
РАХМИЕЛЬ ИОСИФОВИЧ ЭСТЕРКИН
ПРОМЫШЛЕННЫЕ КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ гл/
Редактор Ю. В. Долгополова
Художественный редактор Д. Р. Стеванович Технический редактор А. Г. Рябкина Корректор А. Н. Акимов
ИБ 1008
Сдано в набор 29.10.84. Подписано в печать 06,03,85. М-26333, ГЛА	Формат 60X90V16. Бумага типографская № 2. Гарнитура ли-
тературная. Высокая печать. Усл. печ. л. 25. Усл. кр,-отт. 25,25. Уч.-изд. л. 28,05. Тираж 27 000 экз. Заказ 1838, Цена 1 р.
Ленинградское отделение Энергоатомиздата. 191041, Ленинград, Марсово поле, I.
ГЛА1	Ленинградская типография № 4 ордена Трудового Крас-'
ного .Знамени Ленинградского объединения «Техническая книга» им. Евгении Соколовой Союзполиграфнрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 191126, Ленинград, Социалистическая ул., 14.
398