/
Text
В.И.ЯНКЕЛЕВИЧ
НАЛАДКА
ГАЗОМАЗУТНЫХ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОТЕЛЬНЫХ
МОСКВА ЭНЕРГОАГОМКШАТ 1900
ББК 31.38
Я62
УДК 621.182.001.41: 658.26
Рецензент К. П. Мынкин
Янкелевич В. И.
Я62 Наладка газомазутных промышленных котельных.— М.: Энергоатомиздат, 1988 — 216 с., ил.
ISBN 5-283-00014-1
Приведены рекомендации по организации и методике работ по комплексной наладке котельных с разработкой предложений по оптимальной загрузке котлов, наладке тепловых схем котельных с определением общекотельных потерь и расходов теплоты. Рассмотрены вопросы реконструкции котлов и котельных, глубокой утилизации теплоты продуктов сгорания, организации учета топлива и тепловой энергии.
Для инженерно-технических работников наладочных организаций и эксплуатационного персонала котельных.
Я
2303020100-490 051 (01)-88
211-88
ББК 31.38
ISBN 5-283-00014-1
© Энергоатомиздат, 1988
ПРЕДИСЛОВИЕ
На промышленные и отопительные котельные в СССР приходится около 40% всей вырабатываемой теплоты. Большинство этих котельных находится на балансе промышленных предприятий и при этом почти все относительно крупные котельные в европейской части страны используют в качестве юплива природный газ и мазут. Повышение эффективности использования этих особо ценных топлив является одной из важнейших народнохозяйственных задач.
Практически во всех министерствах и ведомствах в 70-х одах созданы наладочные организации, оказывающие помощь предприятиям, в частности, в повышении экономичности и надежности промышленных котельных. Однако во многих из них организаций работы по наладке котельных выполняют слабые и малочисленные группы, квалификация специалистов не всегда отвечает необходимым требованиям. Объем наладочных работ по действующим котельным обычно ограничивается режимно-наладочными испытаниями котлов, наладкой водно-химического режима котельных, иногда ведется наладка средств измерений и регулирования. Такой объем работ в большинстве случаев недостаточен для повышения экономичности промышленных котельных, общий технический уровень эксплуатации которых часто не отвечает современным требованиям.
Для достижения реального конечного результата по наладке котельных — повышения надежности теплоснабжения потребителей и экономии топливно-энергетических ресурсов — наладочные работы должны, как правило, проводиться по всему комплексу оборудования котельных, в который помимо котлов и химводоочистки входят деаэрационно-питательные установки и средства их автоматизации, оборудование централизованного теплоснабжения и горячего водоснабжения, системы утилизации теплоты, средства автоматизации и измерений.
3
Организация наладочных работ должна предусматривать в качестве их первого этапа полное предварительное обследование и испытание оборудования с определением действительной экономичности котельной в целом (до наладки) и разработку плана-графика совместных работ по устранению выявленных недостатков и потерь топлива. Планы-графики должны предусматривать выполнение всех необходимых пусковых, наладочных, ремонтно-монтажных работ и частичных реконструкций, а при необходимости также организационные мероприятия по повышению технического уровня эксплуатации котельной. План-график должен быть согласован с руководством предприятия и включать работы, которые, с одной стороны, могут быть реально выполнены предприятием за 1 —1,5 года, а с другой стороны, могут обеспечить действительную экономию топлива и при необходимости повысить надежность теплоснабжения.
В плане-графике следует предусматривать практическую помощь предприятию со стороны наладочных бригад по техническому руководству сложными ремонтными работами, в разработке и внедрении технических решений по частичным реконструкциям оборудования, в том числе средств измерений и автоматизации.
По окончании работ должны проводиться комплексные испытания оборудования и разработка на их основе предложений по удельным нормам расхода топлива на отпуск тепловой энергии.
Предлагаемая книга представляет собой попытку создания практического руководства по выполнению наладочных работ в котельных именно в таком объеме. Помимо наладки и испытаний котлов подробно рассмотрены наладка общекотельного оборудования, определение удельных расходов топлива на отпуск теплоэнергии на основе испытаний и измерений действительных потерь, оптимальное распределение нагрузок между котлами, утилизация сбросной теплоты.
Приведены технически обоснованные данные по потерям теплоты промышленными котлами в окружающую среду и о возможной утилизации этой теплоты при вентиляции котельной.
Выполнение работ по наладке котельной с составлением ее теплового баланса и анализом основных общекотельных потерь и расходов теплоты открывает определенные возможности рациональной организации учета вырабатываемой и отпускаемой теплоты. Для многих действующих котельных, при проектировании которых задачи учета тепловой энергии в объеме действующих в настоящее время требований не ставились, организация такого учета часто становится серьезной 4
проблемой. В связи с этим в книге рассмотрены возможности организации этого учета по результатам выполненных наладочных работ.
В последнее время особенно актуальными становятся вопросы, связанные с выбросом вредных веществ в атмосферу с дымовыми газами промышленных котельных установок. В книге приведены методы расчета этих вредных выбросов, а также рассмотрены некоторые практические возможности их сокращения.
Автор выражает признательность канд. техн, наук К. П. Мын-кину и инженеру Р. Я. Ширяеву за глубокий анализ рукописи и ряд полезных практических замечаний.
Замечания и предложения по книге со стороны читателей будут приняты автором с благодарностью. Их следует направлять по адресу: 113114 Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, ' Энергоатомиздат.
Автор
Глава первая
ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНЫХ
1.1. ПАРОВЫЕ КОТЛЫ
Нормативные требования. Государственный стандарт [10] устанавливает основные требования к конструкции, надежности и экономичности паровых котлов.
Срок службы котла и его элементов до списания должен быть не менее, лет:
Котел................................................................20
Чугунный экономайзер...............................................15
Футеровка неэкранированных стен топки................................2
Элементы горелок (наконечники, амбразуры)...........................2
Срок службы чугунного экономайзера указан для сжигания природного газа и малосернистого мазута. При сжигании сернистого мазута срок службы должен быть не менее 8 лет.
Срок службы котла между капитальными ремонтами должен быть не менее 3 лет, а средняя наработка на отказ — не менее 3500 ч.
Расчетные значения КПД котлов брутто при работе их с нагрузками в пределах 70—100% номинальной при расчетных параметрах пара и температуре воздуха 30 °C на основном топливе должны быть не менее, (%):
Котлы, работающие на газообразном топливе,
производительностью: до 6,5 т/ч включительно........................................90
свыше 6,5 т/ч..................................................93
Котлы, работающие на жидком топливе,
производительностью: до 6,5 т/ч включительно........................................89
свыше 6,5 т/ч..................................................90
Непрерывная продувка котлов не должна превышать 10% номинальной производительности, а потери теплоты в окружающую среду через наружные поверхности котла не должны превышать 348 Вт при температуре воздуха 25 °C.
Котел, его вспомогательное оборудование и система автоматического регулирования должны обеспечить возможность регулирования производительности в диапазоне 30—100% номинальной, а также допускать кратковременную работу (не 6
более 4 ч) с паропроизводительностью не более 110% номинальной. Котлы с рабочим давлением до 1,4 МПа номинальной производительностью до 10 т/ч должны допускать работу со снижением рабочего давления не менее чем до 0,9 МПа без уменьшения паропроизводительности и экономичности [10]. Для конкретных котлов эти показатели уточняются по заводским инструкциям.
Качество питательной воды и пара определено [11]. Содержание примесей в питательной воде водотрубных котлов давлением до 1,4 МПа (14 кгс/см2) на входе в котел перед экономайзером не должно превышать следующих среднесуточных значений:
Взвешенные вещества, мг/кг........................................5
Общая жесткость, мкг-экв/кг......................................15
Содержание соединений железа в пересчете на Fe, мкг/кг..........300
Содержание растворенного кислорода, мкг/кг.......................30
Значение pH (при 25 °C).....................................8,5 — 9,5
Свободный диоксид углерода...............................Отсутствие
Вещества, экстрагируемые эфиром (масла), мкг/кг...................3
Показатели качества насыщенного и перегретого пара не
должны превышать следующих среднесуточных значений:
Солесодержание (в пересчете на Na2SO4), мкг/кг.................1000
Содержание свободного диоксида углерода СО2, мг/кг...............20
Для котлов без пароперегревателей влажность пара допускается до 1%. Для котельных, имеющих систему обратных конденсатопроводов длиной до 1 км, при количестве теплообменников до 10 с разрешения ведомственной головной энергетической организации допускается содержание свободного диоксида углерода в паре до 100 мг/кг.
Нормативные требования к устройству и безопасной эксплуатации паровых котлов определены [1 ]. Эти нормы требуют, в частности, установки указателей температурного перемещения элементов котла (реперов) для котлов производительностью более 10 т/ч, определяют требования к взрывным клапанам топки и газоходов, к предохранительным клапанам, указателям уровня воды, манометрам, арматуре, приборам защиты, контроля, регулирования, питательным устройствам. По условиям безопасной работы чугунных экономайзеров конечная температура воды в них должна быть не менее чем на 20 °C ниже температуры насыщенного пара в котле. Дополнительные требования к организации водно-химического режима паровых котлов определены руководящим техническим материалом [17].
Нормативные требования к газовоздушным трактам, топли-воподаче, вспомогательному оборудованию котлов и котельных, водно-химическому режиму, автоматизации и защите оборудования определены нормами проектирования [5]. Эти 7
нормы устанавливают также требования к объемно-планировочным решениям зданий котельных, их отоплению, вентиляции, электроснабжению и т. п.
Обозначение котлов. В соответствии со стандартом [7] применяемые в промышленных паровых котельных котлы с естественной циркуляцией обозначаются буквой Е. Полное обозначение котла должно также включать паропроизводительность, т/ч, абсолютное давление пара, МПа (для котлов, выпущенных до введения этого стандарта, допускается указывать давление пара в килограммах на сантиметр в квадрате), и температуру пара в градусах стоградусной шкалы. При отсутствии пароперегревателей температуру пара не указывают. Для котлов, предназначенных для работы под наддувом, в обозначение добавляют букву Н. Для газомазутных котлов с обычными камерными топками тип топки не указывают. Например, Е-10-1,4 обозначает: газомазутный паровой котел с естественной циркуляцией, паропроизводитель-ностью 10 т/ч, предназначен для производства насыщенного пара при абсолютном давлении 1,4 МПа.
Все котлы должны обозначаться в соответствии с изложенными выше требованиями стандарта, и заводское обозначение котла (ДЕ, ДКВр, ГМ и т. п.) указывают обычно как дополнительное к стандартному.
Котлы типа ДКВр (типоразмеры 2,5; 4; 6,5 и 10). Эти котлы в течение многих лет выпускались Бийским котельным заводом и были основным типом промышленных паровых котлов. В настоящее время большинство действующих котельных оборудовано этими котлами.
Котлы двухбарабанные, с развитым котельным пучком, трубы которого (диаметр 51 мм, толщина стенки 2,5 мм) развальцованы в барабанах. Топка размещена перед котельным пучком. Верхний барабан длиннее нижнего и проходит над топкой до фронта котла. В соответствии с требованиями Госгортехнадзора нижняя часть верхнего барабана, обращенная в топку, покрывается огнеупорной изоляцией.
Все котлы имеют боковые экраны из труб диаметром 51 х 2,5 мм с шагом 80 мм; котел ДКВр-10 имеет также фронтовой и задний экраны из тех же труб с шагом 130 мм. Между топкой и конвективным пучком размещена камера догорания. За первым рядом труб котельного пучка установлена шамотная перегородка, отделяющая пучок от камеры догорания, внутри пучка имеется чугунная перегородка, которая обеспечивает разворот газов в пучке и более эффективное поперечное омывание труб потоком газов. Котлы могут поставляться с пароперегревателями; расчетная температура пара для новых котлов 225, для ранее выпущенных 250 °C. Предельное солесодержание котловой воды — до 3000 для котлов без пароперегревателей и 1500 мг/кг для котлов с пароперегревателями. Котлы первоначально проектировались для сжигания твердого топлива, при сжигании газа и мазута их паропроизводительность может быть повышена [46] до 150% номинальной (при температуре питательной воды 100 °C).
Во многих котельных котлы типа ДКВр эксплуатируются не при расчетном для котла давлении пара, а при давлении, при котором пар должен поступать потребителям — обычно 0,6 — 0,8 МПа, а при подаче пара на бойлеры без обвода их по 8
воде иногда и значительно ниже. Известны даже случаи работы котлов ДКВр при давлении ниже атмосферного — под вакуумом. При понижении давления пара котлы могут работать достаточно надежно и экономично, но при этом заметно ухудшается качество пара (наблюдается унос котловой воды с паром). Особенно это характерно для котлов ДКВр-10. Для многих котельных, пар от которых используется для подогрева воды и других сред в теплообменниках, ухудшение качества пара может не иметь решающего значения, но в этих случаях отмечается зарастание солями паровой арматуры, неустойчивый уровень воды в водоуказательных стеклах, а иногда и гидравлические удары в паропроводах. При наличии пароперегревателей ухудшение качества пара недопустимо из-за отложения солей в трубках, что ведет к их пережогу. При снижении давления в котле снижается температура насыщенного пара, а температура воды на выходе из чугунных экономайзеров должна быть на 20 °C ниже температуры насыщения.
Кроме того, при снижении давления и, как следствие, снижении температуры среды в трубах котла при сжигании сернистого мазута возможно выпадение на трубах сернокислотной росы и интенсивная наружная коррозия труб и барабанов. По этим причинам минимально допустимое абсолютное давление пара для котлов типа ДКВр без пароперегревателей установлено 0,7 МПа (6 кгс/см2 по манометру). При повышенных нагрузках целесообразно работать с давлением пара, близким к номинальному, особенно для котлов ДКВр-10, у которых водный режим при повышенных нагрузках недостаточно устойчив.
Котел ДКВр-20. Этот котел изготовлялся по условиям блочной поставки с укороченным барабаном. Трубы топочных экранов вварены в коллекторы, причем для повышения надежности циркуляции (особенно при растопках) верхние и нижние коллекторы экранов связаны между собой также дополнительными необогреваемыми трубами диаметром 51 х 2,5 мм. Передние части боковых экранов включены во вторую ступень испарения с выносными циклонами. Допускаемое солесодержание котловой воды чистого отсека — до 1500, солевого — до 10 000 мг/кг. Из-за малого парового объема этот котел работает значительно хуже других котлов типа ДКВр по условиям уноса котловой воды с паром. В частности, на многих котлах при повышенных нагрузках и пониженном давлении пара отмечается неустойчивый уровень воды в водоуказательных колонках.
Для этого котла снижение давления пара при нагрузках, близких к номинальным, недопустимо. Обеспечить его надежную работу при нагрузках 25 — 28 т/ч, как первоначально предусматривалось при сжигании газа и мазута, оказалось практически невозможным. Эксплуатацию их с повышенными нагрузками удалось организовать только при очень малом солесодержании котловой воды — в несколько раз ниже ука-
9
занных выше норм завода-изготовителя. В обычных промышленных котельных это может быть достигнуто либо при использовании исходной воды с очень низкой минерализацией (например, для условий Ленинграда, где вода р. Невы имеет жесткость около 0,5 мг-экв/кг), либо при практически полном возврате конденсата. Котел ДКВр-20 снят с производства.
Расчетные показатели котлов типа ДКВр, необходимые для оценки результатов испытаний, приведены в табл. 1.1 \
Котлы типа ДЕ. Котлы двухбарабанные, длина обоих барабанов равна длине котла. Между барабанами по всей их длине расположен конвективный пучок, топочная камера размещена сбоку. Топки всех котлов полностью экранированы. Все трубы поверхностей нагрева имеют диаметр 51 мм, толщину стенки 2,5 мм. Конвективный пучок отделен от топочной камеры газоплотной перегородкой, выполненной из вплотную поставленных с шагом 55 мм и сваренных между собой труб диаметром 51 х 2,5 мм. При вводе в барабаны они разводятся в два ряда. Места разводки уплотняются металлическими проставками и шамотобетоном. В задней части перегородки имеется окно для входа газов в пучок.
Очень плотное экранирование боковой стенки потолка и пода топочной камеры трубами с относительным шагом 1,08 позволило значительно упростить обмуровку котла, которая практически сведена к тепловой изоляции, и снизить потери теплоты в окружающую среду. Стальная обшивка позволяет обеспечить достаточную плотность ограждений. Котлы ДЕ-16 и ДЕ-25 имеют двухступенчатую схему испарения, во вторую ступень вынесена задняя часть экранов топки и конвективного пучка. Пар из второй ступени выводится в задний отсек верхнего барабана, отделенный перегородкой. Контуры второй ступени имеют необогреваемую опускную систему. Допускаемое солесодержание котловой воды первой ступени для котлов без пароперегревателя — до 3000, для котлов с пароперегревателем — до 2000, второй ступени — до 4500 мг/кг. Экономичность котлов при снижении рабочего давления, как и для котлов ДКВр, практически не снижается, но качество пара заметно ухудшается. Для котлов ДЕ-25 может отмечаться чрезмерно высокая разбежка уровней воды по отсекам испарения. Минимальное абсолютное давление пара 0,7 МПа, но при нагрузках, близких к номинальной, на таком давлении пара можно работать только при отсутствии требований к качеству пара и при отсутствии затруднений в эксплуатации по устойчивости и разбежке уровня воды по отсекам.
При наладке котлов ДЕ-25 для устранения чрезмерно больших разбежек уровней воды между отсеками был увеличен диаметр водоперепускной трубы между отсеками до 100 мм, в некоторых случаях требовалось улучшить теплоизоляцию задних опускных труб. Следует отметить необходимость точного изготовления горелочной фурмы, особые требования к плотности газовой перегородки между топкой и котельным пучком и т. п.
Расчетные показатели котлов типа ДЕ приведены в табл. 1.2.
Котел ПИ-50-14 выпускается с 1965 г. и нашел широкое применение в промышленных котельных. Котел П-образной компоновки, в опускном газоходе
1 Здесь и далее расчетные характеристики оборудования приведены по [27 и 46].
10
Таблица 1.1. Расчетные показатели котлов типа ДКВр
Показатель ДКВр-2,5 ДКВр-4
мазут газ мазут газ
Паропроизводительность, т/ч Коэффициент избытка воздуха1: за котлом за экономайзером Температура питательной воды, С: 3,7 1,3 1,42 6,0 1,3 1,42
на входе в котел 100 100
на выходе из экономайзера Температура продуктов сгорания, С: 148 138 149 140
за котлом 340 280 340 280
за экономайзером Сопротивление, Па: 175 150 180 150
газового тракта 500 64( )
воздушного тракта (включая сопротивление горелок) 1100 1450
КПД котельной установки, % 88,5 - -90 89- -90
1 При установке горелок типа ГМГ.
ДКВр-6,5 ДКВр-10 ДКВр-20
мазут газ мазут газ мазут газ
9,7 15,0 27,5
1,3 1,3 1,3
1,42 1,42 1,42
100 100 100
149 140 142 142 150 156
340 280 320 295 395 370
160 150 175 155 178 158
660 1050 700
1150 1050 1150
89- -91 89,5- -90,5 90- -90,5
Таблица 1.2. Расчетные показатели котлов типа ДЕ
Показатель ДЕ-4-14ГМ (Е-4-1,4) ДЕ-6.5-14ГМ (Е-6,5-1,4) ДЕ-10-1,4 (Е-10-1,4) ДЕ-16-14ГМ (Е-16-1,4) ДЕ-25-14ГМ (Е-25-1,4)
Топливо Паропроизводительность, т/ч Мазут 4 Газ ,0 Мазут 6 Газ ,5 Мазут 10 Газ I Мазут 16 1 Газ Мазут 25 1 Газ
Температура питательной воды, °C: на входе в котел на выходе из экономайзера 100 147 142 100 143 139 100 133 130 100 143 1 138 100 152 1 145
Температура продуктов сгорания, °C: за котлом за экономайзером 377 192 325 156 362 191 310 155 306 172 264 143 364 194 310 157 410 172 350 140
Аэродинамическое сопротивление, кПа: воздушного тракта, включая сопротивление ГГЧГЛР ТТГ>1Г 0,94 1,14 1,24 1,73 1,86
1 opvJiUK газового тракта, всего в том числе котельного пучка КПД котельной установки, % 0 0 89,6 1,50 ',19 90,9 0 0 89,8 1,92 1,55 91,2 1 1 91,0 ,57 ,22 92,0 1 0 90,2 ,70 •,92 91,7 2 1 91,4 :,75 ,53 92,8
размещен пароперегреватель из труб диаметром 32 х 3 мм; в случае выработки насыщенного пара — только подсушивающая петля. Ниже пароперегревателя в опускном газоходе установлен трубчатый воздухоподогреватель из труб диаметром 40 х 1,6 мм. Чугунный экономайзер вынесен в отдельный (третий) газоход. Топка экранирована трубами диаметром 60 х 3 мм с шагом 70 мм. В горизонтальном верхнем газоходе размещен котельный пучок из труб диаметром 60 х 3 мм. Под топки экранирован.
Котел выпускается в двух вариантах. Основной вариант — котел с двумя барабанами, между которыми расположен котельный пучок, и с двумя ступенями испарения. Вторая ступень — с выносными циклонами. По торцам барабаны соединены двумя рядами необогреваемых опускных труб диаметром 133 мм. В центре котельного пучка вдоль барабана расположен ряд обогреваемых опускных труб диаметром 219 мм. Предельно допустимое солесодержание питательной воды 480, котловой воды — чистого отсека 1000, солевого отсека 10 000 мг/л.
Выпускается также вариант котла с трехступенчатой схемой испарения. Второй отсек выделен по торцам барабана, третья ступень включена в выносные циклоны. Котельный пучок расположен между барабаном и тремя камерами диаметром 325 мм и разделен на три секции. Опускные трубы диаметрами 219 и 159 мм размещены по торцам барабана и вынесены из газохода. Допустимое солесодержание питательной воды по этому варианту 350 мг/кг.
Для оценки результатов испытаний котла можно использовать следующие расчетные показатели:
Газ Мазут
Температура уходящих газов, °C.................... 126 155
Температура горячего воздуха, °C.................. 146 181
Расчетный КПД, %................................... 92 91
Гарантийный КПД, %.................................. — 90
Сопротивление газового тракта, кПа.............. 3,14 3,32
Сопротивление воздушного тракта, кПа .... 3,0 3,15
Паровые котлы устаревших конструкции. До настоящего времени в некоторых котельных сохранились котлы типов ТП, СУ, СМ, ТС и т. п. Эти котлы выпускались ранее на давление пара 2 — 4 МПа и были оборудованы топками для сжигания твердого топлива. В настоящее время они используются, как правило, для сжигания газа и мазута и работают с давлением пара ниже 1,4 МПа. Переделка их на сжигание газа и мазута производилась по самым разнообразным методам — от установки подовых горелок с сохранением колосниковых решеток до полной реконструкции топок с установкой новых горелок. Сохранились также котлы Шухова — Берлина (ШБ-А7, ШБ-АЗ, ШБ-А5), которые серийно выпускались для промышленных котельных до котлов типов ДКВ и ДКВр. Эти котлы имели неэкранированные топки и в 60-х годах часто реконструировались с установкой топочных экранов. При этом достигалось заметное повышение надежности и производительности. Например, котлы ШБ-А7 после реконструкции имели номинальную производительность 12 —15 т/ч (до реконструкции — 8 т/ч). Расчетные показатели устаревших котлов зависят от условий и объема реконструкции, выбора горелок, гягодутьевых машин и т. п., а также от состояния хвостовых поверхностей нагрева. Экономичность этих котлов на газе и мазуте может быть достаточно высокой, КПД до 89 — 92%.
13
Перевод паровых котлов на водогрейный режим. Распространенные в прошлом системы парового отопления на новых предприятиях сейчас не используются, а на старых — переводятся на водяное. Это связано с трудностью регулирования нагрузки парового отопления и с коррозией конденсатопроводов и их арматуры.
Для получения горячей воды в паровых котельных нашли определенное применение компоновки котлов типа ДКВр с надстроенными бойлерами. Пар из котла поступал в бойлер, подвешенный над котлом, а конденсат самотеком сливался в нижний барабан котла. Такая схема обеспечивала существенное упрощение оборудования котельных за счет снижения производительности деаэрационной и питательной установок, но в эксплуатации оказалась недостаточно надежной из-за интенсивной углекислотной коррозии бойлера и котла, особенно конденсатоопускных труб. Конденсат в такой установке не обрабатывается в деаэраторе и даже не аэрируется в открытых питательных баках, как в обычных котельных, что ведет к накоплению диоксида углерода в контуре. Для повышения надежности необходимо до минимума снизить поступление в контур воды извне, так как диоксид углерода образуется в котле из вносимых водой солей (карбонатов). Для этого снижали продувку котлов, оставляли только периодическую, 1 раз в месяц. Необходим также отвод газов из парового пространства бойлера, например, в деаэратор. Во многих котельных организовать надежную эксплуатацию котлов ДКВр по схеме котел — бойлер так и не удалось.
Некоторое количество котлов типа ДКВр было переведено непосредственно на водогрейный режим по схеме, разработанной Уралэнергочер-метом [73]. Эта схема предусматривала последовательное включение элементов котла и установку перегородок в барабане. Аналогично переводились на водогрейный режим и другие котлы, в частности котел Шухова— Берлина. Такие реконструкции позволяли использовать паровые котлы, иногда устаревшие, даже в современных котельных, поскольку при этом сохранялась экономичность и тепловая мощность котла, а требования к безопасности значительно снижались при ограничении температуры воды на выходе до 115 °C. Тем не менее при переводе на водогрейный режим во избежание аварий необходимо принимать меры по надежному охлаждению водой поверхностей нагрева, в частности по снижению температурных разверок, увеличению скоростей воды и др. При переводе на водогрейный режим у котлов типа ШБ барабаны, как правило, отключались, а пучки включались последовательно. Перевод на водогрейный режим экранированного котла ШБ-А7 описан в [84].
Типовые проекты котельных с реконструируемыми котлами не разрабатывались, часто эти реконструкции выполнялись кустарно, иногда без учета необходимых требований надежности. В результате у многих котлов, переведенных на водогрейный режим, отмечалась интенсивная наружная и внутренняя коррозия поверхностей нагрева и барабанов, поскольку не предусматривались деаэрация воды и рециркуляционный подогрев воды на входе в котел.
14
1.2. ВОДОГРЕЙНЫЕ КОТЛЫ
Нормативные требования. Государственный стандарт |91 устанавливает требования к типоразмерам и параметрам водогрейных котлов. Расчетное избыточное давление на входе 1,6 МПа, на выходе — не менее 1,0 МПа (10,2 кгс/см2). Подогрев воды до кипения с учетом неизбежных темпера-1урных разверок должен быть не ниже 30 °C. Гидравлическое сопротивление котла при сдаче в эксплуатацию при номинальных температуре и расходе воды должно быть нс более 0,24 МПа. Для котлов с тепловой мощностью от 4,5 до 36 МВт включительно при работе на топливах с приведенным содержанием серы 8пр>0,05%/кг/МДж (0,2%/кг/Мкал) температура воды на выходе должна быть не менее 150 °C на всех нагрузках и режимах. Это требование связано с необходимостью защиты поверхностей нагрева котлов от сернокислотной коррозии. Содержащаяся в топливе сера переходит в процессе горения в SO2 и в небольшом количестве в SO3. Триоксид серы SO3 с парами воды образует серную кислоту, которая осаждается на поверхностях нагрева, имеющих температуру стенки ниже 130—140 °C, и вызывает их интенсивную коррозию, а также загрязнение частицами золы, пыли и сажи, прилипающими к жидкой пленке. Для исключения этих нежелательных явлений и необходимо поддерживать повышенную температуру воды на выходе из котла.
Обозначение котла по [9] должно включать буквы, обозначающие тип koi ла (КВ — котел водогрейный), тип топки (Г — на газе, М — на мазуте), номинальную тепловую мощность, МВт, номинальную температуру воды на выходе из котла. Дополнительно в обозначение входят буквы Н — для котлов под наддувом и С — для котлов в сейсмостойком исполнении. Например, К В-Г-4,65-ИОН обозначает: водогрейный котел для работы на газе под наддувом, тепловой мощностью 4,65 МВт (4 Гкал/ч), с расчетной температурой воды на выходе 150 °C.
Требования к водно-химическому режиму котлов устанавливаются [15]. Качество подпиточной и сетевой воды, циркулирующей в водогрейных котлах, для тепловых сетей с закрытой системой теплоснабжения должно удовлетворять при подогреве до 150 °C следующим требованиям:
Прозрачность по шрифту, см, не менее................................30
( одержание кислорода, мкг/кг....................................До 30
Показатель pH при 25 °C....................................От 7 до 11
( одержание масел, мг/кг..........................................До 1
(одержание железа, мг/кг.........................................До 400
Карбонатная жесткость при pH <8,5, мкг-экв/кг....................До 600
При pH >8,5 предельная карбонатная жесткость устанавливается на более низком уровне в зависимости от содержания в поде карбонатного иона. Свободный диоксид углерода должен
15
отсутствовать или находиться в пределах, обеспечивающих pH >7. Допускается использование воды из непрерывной продувки котлов. При силикатной обработке подпиточной или сетевой воды содержание SiO2 в ней не должно превышать 30 мг/кг. Для тепловых сетей, где водогрейные котлы работают параллельно с бойлерами, имеющими латунные трубки, верхний предел pH не должен превышать 9,5.
Газовые котлы типа КВ-Г.' Эти котлы производительностью 4,65 и 7,55 МВт (4 и 6,5 Гкал/ч) оборудованы подовыми щелевыми горелками; воздух подводится под решетку, установленную ниже подовых горелок. Диапазон регулирования нагрузки 25 —100%, расчетный коэффициент избытка воздуха 1,1. Котлы имеют два двухсветных экрана, разделяющих топку на отсеки. Топка экранирована мембранными панелями, сваренными из труб диаметром 51x4 с шагом 80 мм и проставок толщиной 4 мм. Двухсветные экраны выполнены так же. Для разделения конвективной шахты и топки крайние ширмы, обращенные в сторону топки, выполнены в виде газоплотной сварной панели приваркой проставок к змеевикам ширм. Вода подается сначала в конвективные поверхности нагрева, а затем в топочные экраны.
Техническая характеристика котлов типа КВ-Г: Тепловая мощность, МВт.................................... 4,65 7,55
Рабочее давление, МПа.....................................От 0,8 до 1,4
Температура воды на входе / выходе, °C....................... 70/150
Температура уходящих газов, °C.................................. 140
Давление газа перед горелками, кПа.......................... 5
Расход воды через котел, т/ч................................ 49,5 80,4
Сопротивление газового тракта, кПа.......................... 0,75 0,98
Сопротивление воздушного короба с горелкой, кПа .... 0,30 0,30
Гидравлическое сопротивление котла, кПа..................... 87 90
КПД котла брутто, %....................................... 92,2 92,2
Газомазутные котлы типа KB-ГМ. В соответствии с [9] эти котлы должны работать при всех нагрузках с температурой воды на выходе 150 °C на мазуте и с температурой воды на входе 70 °C и выше при сжигании газа. Котлы имеют конвективную поверхность нагрева из труб диаметром 28 х 3 мм, оборудованы дробеочисткой. При работе на мазуте котлы должны включаться по схеме прямотока — с подачей воды в радиационные поверхности экранов, а затем в конвективные поверхности нагрева. При работе котлов только на газе поверхности нагрева следует включать по противоточной схеме — с подачей воды в конвективные поверхности нагрева.
Котлы производительностью 4,65 и 7,55 МВт (4 и 6,5 Гкал/ч) выполняются газоплотными, имеют горизонтальную компоновку с единым поперечным профилем. Топочная камера экранирована сварными мембранными панелями из труб диаметром 51 х 4 мм с шагом 80 мм и проставок шириной 30 и толщиной 4 мм. Котлы могут работать с уравновешенной тягой и под наддувом.
Котлы производительностью 11,6; 23,2 и 34,8 МВт (10, 20 и 30 Гкал/ч) имеют горизонтальную компоновку, экранированы трубами диаметром 60x3 мм с шагом 64 мм. Пакеты конвективных поверхностей размещены в вертикальном газоходе с полностью экранированными стенками. Котлы предназначены для работы с уравновешенной тягой. Котлы производитель-16
Таблица 1.3 Технические харак(еристики водо!репных котлов
Харак геристика КВ-ГМ-4 КВ-ГМ-6,5 КВ-ГМ-10 КВ-ГМ-20 КВ-ГМ-30 КВ-ГМ-ЗОМ (ПТВМ-30) КВ-ГМ-50 кв-гм- 100
Тепловая мощность котла, МВт:
номинальная 4,65 7,56 11,63 23,26 35 35**** 58,2 116,3
минимальная * - 2,32 4,64 7 7/10,5*** 11,63 23,26
Расход воды через котел, т/ч:
расчетный 49,5 80,4 123,5 247 370 370 618 1235
минимальный * 45 72 111 222 333 333 556 1112
Гидравлическое сопротивление, МПа 0,245** 0,245** 0,25* 0,25* 0,25* 0,25* 0,25* 0,25*
Температура уходящих газов, С:
при сжигании газа 150 153 185 180 160 180 140 140
при сжигании мазута 245 243 230 242 250 190 180 180
Расчетное сопротивление газового.
тракта, Па 579** 574** 500* 700* 750* 750* 1000* 1500*
Сопротивление воздушного короба 1200 1250 1350 1800 2800 3170 2400 3100
с горелками, Па КПД расчетный при номинальной нагрузке брутто, %:
при сжигании газа 93,4** 93,4** 92,5* 91,4* 91,8* 92,2* 93,8* 92,7*
при сжигании мазута 91,0** 91’б** 89,0** 90,7* 90,4* 89,5* 92;2* 91,3*
* По ТУ 108.912-81.
** По ТУ 108.1331-85
*** При автоматическом управлении
*♦** В соответствии с ТУ-108.912-81 допускается форсировка котла ПТВМ-30М при работе на мазуте и газе до 40,7 МВг (35 Гкал/ч)
ностью 57,4 и 116,3 МВт (50 и 100 Гкал/ч) имеют П-образную сомкнутую компоновку, экранированы трубами 60x3 мм с шагом 64 мм. Основные показатели котлов приведены в табл. 1.3.
Котлы этого типа выполнены с рациональными компоновками и схемами включения поверхностей нагрева и работают достаточно надежно. При изменении нагрузки расход воды через котел должен оставаться постоянным, меняется только температура воды на выходе при работе на газе или на входе при работе на мазуте.
Котлы типа ПТВМ (первоначальный вариант типа ТВГМ) имеют типовую конвективную поверхность нагрева из труб диаметром 28x3 мм и топки, экранированные трубами диаметром 60 х 3 мм с шагом 64 мм.
Важнейшей особенностью котлов является наличие большого числа горелок, расположенных на боковых стенах топки.
На котлах ПТВМ-50 и ПТВМ-100 на каждую горелку устанавливался индивидуальный вентилятор, а регулирование нагрузки производилось включением и выключением отдельных горелок. У котла ПТВМ-30 устанавливалось два дутьевых вентилятора, каждый из которых подавал воздух на три горелки, объединенные в общий воздушный короб. Предусматривалась также соединительная перемычка с шибером между напорными воздуховодами вентиляторов.
Котлы ПТВМ-30 имеют сомкнутую П-образную компоновку, оборудованы дымососами и относительно просты в регулировке, достаточно надежны в эксплуатации, оборудуются дробеочисткой.
Котлы ПТВМ-50 и ПТВМ-100 выпускались в башенной компоновке и устанавливались, как правило, в полуоткрытых котельных с индивидуальными металлическими дымовыми трубами. Для удаления отложений из конвективной части, расположенной непосредственно над топкой, предусматривалось специальное обмывочное устройство.
Надежность работы башенных котлов типа ПТВМ оказалась в обычных условиях эксплуатации недостаточной — при работе на мазуте отмечались повреждения конвективных поверхностей нагрева (от обмывки), ограничения нагрузок и снижение экономичности от загрязнений, имели место аварии котлов и теплосетей при максимальных нагрузках систем теплоснабжения в случаях, когда не удавалось поддерживать необходимое давление за котлом.
Таблица 1.4. Расчетные показатели башенных котлов типа ПТВМ
Показатель ПТВМ-50 ПТВМ-100
Топливо Газ 1 Мазут Газ 1 Мазут
Тепловая мощность, Гкал/ч 50 100
Расход воды, т/ч 625 1250
Сопротивление котла: гидравлическое, МПа 0,20 0,214
газовое, Па Температура уходящих га- 250 — 300 250—300
180 190 185 230
зов, °C КПД котла, % 90 88 89 87
18
Расчетные характеристики котлов типа ПТВМ приведены в табл. 1.4. Котлы ПТВМ-50 и ПТВМ-100 не выпускаются, они заменены котлами типа KB-ГМ. Котел ПТВМ-30 продолжает выпускаться.
Котлы типа ТВГ выпускались в значительном количестве для относительно небольших водогрейных котельных. Поверхность нагрева их представляет собой пять экранов из вертикальных труб диаметром 51 х 2,5 мм, собранных сверху и снизу горизонтальными коллекторами, при этом два крайних — боковые экраны, а три средних — двусветные. Между экранами по всей глубине топки размещены щелевые подовые горелки для газа. Котлы оборудованы также потолочными экранами и конвективной поверхностью из труб диаметром 28 х 3 мм. Расчетные характеристики котлов типа ТВГ приведены ниже:
ТВГ-4р ТВГ-8м
Номинальная тепловая мощность, Гкал/ч .... 4,3 8,3
Температурный график, °C.................... 150—70
Давление воды на входе, МПа: не выше............................................. 1,5
не ниже............................................... 0,9
Расход воды, т/ч.............................. 54 104
Давление газа перед горелками, кПа..................... 20
КПД, %.................................... 90,5 90,3
Котлы типа ТВГ в настоящее время не выпускаются, они заменены котлами типа КВ-Г.
1.3. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Горелки. Котлы типа ДКВр комплектовались горелками типа ГМ Г. Горелки вихревые с двумя завихрителями воздуха, с центральной подачей газа. Газовые отверстия выдают газ вперед, параллельно воздушному потоку. Форсунка паромеханическая. Подогрев мазута должен обеспечить вязкость 3 4°ВУ. Мазут должен быть профильтрован через сетку с ячейками не более 0,75 х 0,75 мм. Первичный воздух при работе на мазуте должен быть открыт полностью независимо от нагрузки, при работе на газе — регулируется пропорционально расходу газа. Пар на распыл мазута должен подаваться при нагрузках ниже 70% номинальной, при больших нагрузках подача пара не обязательна. Горелки допускают одновременное сжигание газа и мазута. Расчетная тепловая мощность горелок—1/1,5; 2; 4; 5,5/7 Гкал/ч (1,16/1,74; 2,32; 4,64; 6,38/8,12 МВт). Дробные обозначения указывали производительности юрелок для котлов типа ДКВр при номинальной и увеличенной до 150% нагрузке. Горелка ГМ Г-1/1,5 не обеспечивала номинальной производительности, по паспорту — не более 1,35 Гкал/ч. Важнейшим недостатком горелок «ина ГМГ являлось недостаточно эффективное смешение газа и воздуха, что приводило к большим значениям коэффициента избытка воздуха и большой длине факела.
Для устранения этого недостатка горелки были модернизированы и к их обозначениям прибавилась буква «м» (ГМГ-1,5м; ГМГ-2м; ГМГ-4м; ГМГ-5м). В горелках ГМГм газ подается в воздушный поток и парал-ксльно и поперечно — через дополнительные отверстия по боковой окружности.
19
Для котлов ДКВр-20 выпускались блочные горелки ГМ ГБ-5,6. Три горелки устанавливались в общем воздушном коробе на фронте котла, завихрители их выполнялись из профильных лопаток.
Для горелок ГМ Г-5,5/7 при давлении мазута 2 МПа обеспечивается тепловая мощность 6 МВт, для достижения номинальной тепловой мощности необходимо повышение давления до 3 МПа.
Основные показатели горелок котлов типа ДКВр:
ГМ Г ГМГм ГМГБ
Коэффициент рабочего регулирования
по тепловой мощности 5 5 6 -10
Давление вторичного воздуха, кПа 1,2 1,2 1,2
Давление мазута, МПа 2 2 2
Давление газа, кПа 3--3,5 3,5 5
Давление распыливающего пара, МПа Коэффициент избытка воздуха при но- 0,1 -0,2 0,1 0,2 0,1 -0,2
минальной нагрузке: при сжигании газа .... U5 1,05 1,05
при сжигании мазута 1,15 1,15 1,1
Для котлов типа ПТВМ* устанавливались горелки с водяным охлаждением форсунок, с периферийным подводом газа, с закруткой воздуха в регистре из плоских лопаток. Для сжигания мазута устанавливались обычные механические форсунки. Расчетное избыточное давление: газа - 20, мазута — 2, воздуха -2 3 кПа.
Для котлов ДЕ выпускаются горелки типа ГМ (ГМП). Для упрощения регулирования устанавливается одна горелка на котел. Горелки обозначаются по тепловой мощности, Гкал/ч. Газовая часть периферийного типа. Воздухо-направляющее устройство содержит воздушный короб, осевой завихритель с профильными лопатками и конусный стабилизатор. Небольшая часть воздуха проходит через дырчатый лист (диффузор) по оси горелки для охлаждения форсунки. В форсуночный узел помимо основной форсунки входит также сменная форсунка, установленная под углом к оси горелки. Сменная форсунка включается на короткое время, необходимое для чистки или замены.
Горелки ГМ-2,5; ГМ-4,5 и ГМ-7 — вихревые, ГМ-10 прямоточно-вихревая, часть воздуха (примерно 45%) проходит в топку нсзакрученной. Горелка ГМП-16 включает камеру предварительной газификации, имеет два завихрителя— осевой и тангенциальный, который установлен в камере предварительной газификации. Все горелки имеют коэффициент рабочего регулирования по тепловой мощности, равный семи, давление мазута - 2 МПа, давление газа 25 кПа, вязкость мазута 3 УВ.
Коэффициент избытка воздуха за гопкой на газе 1,05, на мазуте для горелок ГМ—1,1, для горелки ГМП-16 1,05. Удельный расход пара на
распыл мазута не более 0,05 кг/кг, давление пара 0,3 МПа.
Аэродинамическое сопротивление горелок ГМ-2,5; ГМ-4,5; ГМ-7; ГМ-10 и ГМП-16 (вместе с камерой предварительной газификации) составляет соответственно 0,8; 0,9; 1,1; 2 и 3,5 кПа.
Котлы типа KB-ГМ комплектуются ротационными горелками типа РГМГ соответствующей тепловой мощности. Эти горелки снабжены индивидуальными вентиляторами первичного воздуха и ротационными форсунками для сжигания 20
мазута. Горелки тепловой мощностью 4; 6,5 и 7 Гкал/ч имеют улиточный подвод воздуха, остальные — безулиточный с установкой осевых завихрителей с прямыми лопатками. При работе на газе мазутная форсунка выводится из короба и отверстие закрывается заслонкой. Коэффициент рабочего регулирования— 7, давление мазута — не более 0,2 МПа, коэффициент избытка воздуха
за топкой при сжигании мазута 1,05 1,1, при сжигании газа 1,05—1,06.
Давление газа и воздуха зависит Давление газа, кПа РГМГ-4 ... 13 — 25 РГМГ-7 . . . 13 — 25 РГМГ-10 ... 19 РГМГ-20 ... 34 РГМГ-30 ... 41 от типоразмера горелки: Сопротивление горелки по воздуху, кПа первичному вторичному 5,3 1,8 5,3 2,0 7 1,05 7,3 1,5 9 2,5
При длительной работе котлов типа К В-ГМ на мазуте выявлена
недостаточная надежность горелок типа РГМГ из-за неудовлетворительной смазки подшипников, перегрева и выхода из строя приводных электродвигателей, разрыва ремней клиноременной передачи [67]. Кроме того, распыливаю-щий стакан закоксовывается, и его необходимо очищать от нагара 1 раз в смену. По этим причинам Союзтехэнерго рекомендует замену ротационных форсунок на обычные механические или паромеханические форсунки. При этом демонтируются высоконапорные вентиляторы первичного воздуха.
Хвостовые поверхности нагрева паровых котлов. Для газомазутных паровых котлов в качестве хвостовых поверхностей нагрева используют экономайзеры (обычно для подогрева питательной воды). При значительной отопительной нагрузке паровых котельных иногда используют теплофикационные экономайзеры, предназначенные для подогрева сетевой воды. Экономайзер является неотъемлемой частью котла, не отключается по воде и газам, между экономайзером и котлом (по новым проектам) запорной арматуры не устанавливают.
Чугунные экономайзеры просты и надежны в эксплуатации, устойчивы против внутренней и внешней коррозии. Конструктивно выполняются из прямых чугунных труб диаметром 60x8 мм с квадратными ребрами 146 х 146 мм. На концах труб имеются квадратные фланцы. Трубы собираются в колонки, пространство между фланцами уплотняется путем закладки асбестового шнура в специальные канавки, имеющиеся в ребрах фланцев.
Блочные чугунные экономайзеры обозначаются буквами ЭП или ЭТ (экономайзер питательный или теплофикационный); цифры обозначают число колонок и поверхность нагрева, м2. Расчетная скорость газов 6—8 м/с, I идравлическое сопротивление — не более 0,2 МПа, аэродинамическое сопротивление— не более 343 Па. Максимально допустимая температура газов перед экономайзером 425 °C. Для одного и того же котла поверхность нагрева । еплофикационного экономайзера принимается меньшей, так как температура среды в нем ниже.
Стальные экономайзеры набирают из змеевиков длиной 1820 мм, изготовленных из труб диаметром 28x3. Стальные экономайзеры чувствительны к
21
Таблица 1.5. Основные данные тягодутьевых машин
Типоразмер дымососа Частота вращения, об/мин Подача, тыс. м3/ч Полное давление, кПа Типоразмер вентилятора Частота вращения, об/мин Подача, тыс. м3/ч Полное давление, кПа
ДН-9 1500 14,65 1,75 ВДН-8 1500 10,2 2,15
1000 9,75 0,78 1000 6,8 0,96
ДН-10 1500 19,6 2,17 ВДН-9 1500 14,65 2,73
1000 13,1 0,96 1000 9,75 1,22
ДН-11,2 1500 27,6 2,71 ВДН-10 1500 19,6 3,38
1000 18,4 1,22 1000 13,1 1,51
ДН-12,5 1500 39,1 3,36 ВДН-11,2 1500 27,65 4,24
1000 26,1 1,49 1000 18,4 1,89
ДН-15 1500 38—108 6,1 —3,2 ВДН-12,5 1500 39,1 5,22
1000 25 — 70 2,2—1,6 1000 26,1 2,32
750 20 — 58 1,5 —0,8 ВДН-15 1500 55 — 89 8,8 —6,3
ДН-17 1500 57 — 152 7,8—4,2 1000 35 — 67 4,0—2,3
1000 40 — 100 3,4—2,1 750 24—51 2,2—1,3
750 28 — 75 2,1 —1,9 ВДН-17 1500 49—110 12,6 —
15,9
ДН-21 750 140 3,14 1000 28 — 88 5,4—3,8
600 105 1,96 750 17—62 3,1—2,2
Примечания: 1. Частота вращения — синхронная.
2. Характеристики машин указаны при максимальном КПД 82 — 83% и соответствуют температуре газов для дымососов 200 °C, для вентиляторов ВДН-8 — ВДН-12,5 температуре воздуха 30 °C, для вентиляторов ВДН-15 и ВДН-17 20°С.
Таблица 1.6: Комплектация паровых котлов вспомогательным оборудованием
Котел Г орелки Экономайзер Дымосос Вентилятор
Типоразмер Количество Типоразмер Частота вращения Типоразмер Частота вращения
ДЕ-4-14-ГМ ГМ-2,5 1 ЭП2-94 ВДН-9 980 ВДН-8 980
ДЕ-6,5-14ГМ ГМ-4,5 1 ЭП2-142 ВДН-10 980 ВДН-9 980
ДЕ-10-14ГМ ГМ-7 1 ЭП2-236 ДН-10 1450 ВДН-10 980
ДЕ-16-14ГМ ГМ-10 1 ЭП2-330 ДН-11,2 1450 ВДН-11,2 980
ДЕ-25-14ГМ ГМП-16 1 ЭП1-808 ДН-12,5 1450 ВДН-11,2 1450
ДКВр-2,5-14ГМ ГМГ-1,5м 2 ЭП2-94, БВЭС-1-2 ВДН-8 980 ВДН-8 980
ДКВр-4-14ГМ ГМГ-2м 2 ЭП2-142, БВЭС-Ш-2 ДН-10 980 ВДН-8 1450
ДКВр-6,5-14ГМ ГМГ-4м 2 ЭП2-236, БВЭС-Ш-2 ДН-11,2 980 ВДН-10 980
ДКВр-10-14ГМ ГМГ-5м 2 ЭП 1-330, БВЭС-IV-l ДН-12,5 980 ВДН-10 980
ДКВр-20-13 ГМГБ-5,6 3 ЭП 1-808 ДН-15 740 ВДН-12,5 980
ГМ-50-14 — 4 1062 м2 ДН-17 980 ВДН-15 980
22
внутренней и внешней коррозии, поэтому их используют, как правило, для котлов, работающих на газе. При работе на мазуте температура питательной воды на входе в стальной экономайзер должна быть не ниже 135 °C. При этом для исключения внутренней коррозии должна быть обеспечена надежная работа деаэраторов (с барботажем) в автоматическом режиме. С другой стороны, для стальных экономайзеров нет ограничений по кипению воды. Экономайзеры обозначаются буквами БВЭС (блочный водяной экономайзер стальной), римскими цифрами указывается типоразмер, арабской цифрой — число колонок. Расчетный нагрев воды от 100 до 138 °C, скорость газов 6,5 — 8, скорость воды
0,4—0,5 м/с. Площадь поверхности нагрева и сопротивление зависят от
типоразмера: БВЭС-1 БВЭС-П БВЭС-Ш БВЭС-IV
Площадь поверхности нагрева, м2 Сопротивление: 28 57 85 113
газовое, Па ' 210 150 170 125
гидравлическое, кПа . . 10,7 6,8 8,0 10,3
Тяго дутьевые машины. Для промышленных паровых и водогрейных
котельных используют обычно дымососы и вентиляторы одностороннего всасывания серий ДН и ВДН. Их технические характеристики приведены в табл. 1.5. Номер в типоразмере соответствует диаметру рабочего колеса в дециметрах. Дымососы отличаются от вентиляторов увеличенной толщиной лопаток рабочих колес и наличием брони на образующей корпуса. Вентиляторы могут применяться в качестве дымососов на газомазутных котлах. Мощность N, кВт, потребляемая дымососом или вентилятором, определяется по формуле
7V=bJ^-10-5,
36 г|
где V—подача, м3/ч; Н—полное давление, Па; Г]— КПД в долях единицы.
До машин серий ДН и ВДН выпускались тягодутьевые машины Д и ВД, они в большом количестве эксплуатируются и в настоящее время.
Таблица 1.7. Комплектация котлов типа KB-ГМ вспомогательным оборудованием
Котел Горелки Дымосос Вентилятор
Типоразмер Количество Типоразмер Частота вращения Типоразмер Частота вращения
КВ-Г-4 Подовые 3 ДН-10 980 ВДН-8 980
КВ-Г-6,5 » 3 ДН-10 980 ВДН-8 980
КВ-ГМ-4 РГМГ-4 1 ДН-10 980 ВДН-10 980
КВ-ГМ-6,5 РГМГ-6,5 1 ДН-11,2 980 ВДН-11,2 980
КВ-ГМ-10 РГМГ-10 1 ДН-12,5 730 ВДН-12,5 980
КВ-ГМ-20 РГМГ-20 1 ДН-17 730 ВДН-12,5 980
КВ-ГМ-30 РГМГ-30 1 ДН-17 730 ВДН-15 980
КВ-ГМ-50 РГМГ-20 2 ДН-21ГМ 580 ВДН-15 980
КВ-ГМ-100 РГМГ-30 3 ДН-22х2ГМ 580 ВДН-15 980
23
Проверка комплектации котлов вспомогательным оборудованием. Неправильный выбор вспомогательного оборудования котлов для промышленных котельных часто является причиной их неудовлетворительной работы — ограничения нагрузок, низкой экономичности, недостаточной надежности. Рекомендуемые типоразмеры вспомогательного оборудования для котлов разных типов приведены в табл. 1.6 и 1.7.
Глава вторая
ОБСЛЕДОВАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ
2.1. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Определение нагрузок котельной. До начала обследования котельной необходимо получить в отделе главного энергетика предприятия данные о тепловых нагрузках котельной (табл. 2.1) и об отпуске тепловой энергии (табл. 2.2). В табл. 2.1 должны быть указаны тепловые нагрузки предшествующего отчетного года и ожидаемое повышение нагрузок после ввода новых корпусов и реконструкции действующих производств с учетом ожидаемых потерь в сетях. При определении нагрузок необходимо учитывать опыт работы аналогичных производств на других предприятиях, данные проекта. Расчетные температуры наружного воздуха, необходимые для уточнения тепловых нагрузок, определяются по справочным данным (см. например, [22]). Для общеобменной вентиляции расчетная температура наружного воздуха принимается более высокой, чем для отопления [4], и соответственно ее доля в максимальной зимней нагрузке должна быть меньше, чем для средней
Таблица 2.1. Тепловые нагрузки котельной, МВт
Наименование нагрузок Расчетная температура наружного воздуха, °C 19 г. 19 г. 19 г.
Максимальная зимняя, всего В том числе: на отопление на вентиляцию технологические нужды горячее водоснабжение жилые дома Средняя за отопительный сезон Летняя
24
Таблица 2.2. Отчетные показатели котельной
Наименование Всею за 19 г. Квартал
I II III IV
Отпуск тепловой энергии, ГДж (Гкал) Расход условного топлива, т Удельный расход условного топлива, кг/ГДж (кг/Гкал) Расход натурального топлива: газа, тыс. м3 мазута, т
температуры. В случаях, когда намечается перевод действующих корпусов предприятия на теплоснабжение от городских тепловых сетей, под соответствующим годом необходимо указать снижение расчетной тепловой нагрузки котельной.
В табл. 2.2 указаны сведения, приводимые предприятием в государственной статистической отчетности по форме 11-сн. Если предприятие отчитывается по этой форме одновременно по нескольким топливопотребляющим установкам (котельные, печи), то в табл. 2.2 необходимо внести сведения только о данной котельной. Справка с таблицами типа табл. 2.1 и 2.2 должна быть подписана ответственным представителем предприятия, например главным энергетиком или его заместителем.
Обследование котельной наладочным персоналом начинается с выявления эксплуатируемого и намечаемого к пуску оборудования. Составляют перечень котельного оборудования (табл. 2.3), по паспортным данным и материалам гл. 1 определяют его расчетную тепловую мощность. В табл. 2.3 включают и намечаемые к пуску котлы с указанием ожидаемого года ввода в эксплуатацию. Если после ввода новых котлов какие-то устаревшие котлы должны демонтироваться, это следует отметить в примечании к табл. 2.3 и учесть при расчете тепловой мощности котельной.
Таблица 2.3. Котельное оборудование
№ котла Типоразмер Год ввода Расчетная производительность
по пару, т/ч по теплоте, МВт
25
Таблица 2.4. Соответствие котельной тепловым нагрузкам
Показатель 19 г. 19 г. 19 г.
Расчетная тепловая мощность, МВт Резерв тепловой мощности, МВт: для максимальной нагрузки для средней отопительной нагрузки Дефицит тепловой мощности, МВт: для максимальной нагрузки для средней отопительной нагрузки Расчетная загрузка котла летом, %
Далее составляется таблица, определяющая соответствие котельной тепловым нагрузкам предприятия (табл. 2.4). Тепловая мощность котельной устанавливается по расчетной тепловой мощности котлов для существующих и перспективных условий. Резерв и дефицит тепловой мощности определяются как разность между максимальной зимней нагрузкой и тепловой мощностью котельной. Расчетная загрузка котла (котлов) в летнее время указывается для котлов, действительно работающих в летнее время.
В ряде случаев котельные промышленных предприятий проектируют с учетом нагрузок, которые ожидаются в отдаленной перспективе, и котельные в течение длительного времени эксплуатируются со значительной недогрузкой. При этом котлы работают с низкой производительностью и соответственно пониженной экономичностью, отмечаются серьезные трудности в регулировании горелок, тягодутьевых машин, неустойчивые режимы горения. Расходы воды и пара по элементам тепловой схемы при низких нагрузках могут оказаться близкими к нижним пределам шкал расходомеров и к допустимым пропускам регулирующих клапанов, что делает неработоспособными установленные по проекту приборы и системы автоматического регулирования.
При сниженных по сравнению с расчетными нагрузках котельной может происходить конденсация влаги на внутренней поверхности дымовых труб. Эта влага проходит через стенки трубы наружу, что ведет к образованию наледи на стенках и постепенному разрушению трубы. В [83] показано, что конденсация влаги из дымовых газов возможна при нагрузке дымовой трубы менее 50% расчетной, особенно при пониженной температуре питательной воды, значительных присосах холодного воздуха в газоходы котла и в борова (иногда через неработающие котлы).
Для покрытия летних мицимальных нагрузок целесообразно устанавливать специальные небольшие котлы с отдельными дымовыми трубами, но обычно этот вопрос в проектах не решается.
26
На некоторых предприятиях из-за недостатка тепловой мощности возможны ограничения в теплоснабжении, причем иногда это бывает из-за того, что в условиях эксплуатации производительность котлов значительно ниже значений, приведенных в гл. 1. Это может объясняться неправильным выбором вспомогательного оборудования (тягодутьевые машины, горелки), загрязнением поверхностей нагрева, наличием воды в подземных газовоздуховодах, чрезмерно большими присосами воздуха и рядом других причин. Выявление и устранение ограничений по нагрузке котлов — одна из основных задач дальнейших наладочных работ по котлам, и особенно важной она становится при наличии дефицита по тепловой мощности котельной.
Обследование общекотельного оборудования наиболее целесообразно проводить с участием специалистов по водному режиму и автоматизации котельных. Эти специалисты составляют свои заключения, которые входят составной частью в общее заключение по обследованию.
При обследовании водного режима котельной определяется производительность химводоподготовки по умягчению действительно необходимого количества воды по установленному оборудованию — фильтров, баков, насосов, емкостей мокрого хранения реагентов. Следует проверить качество обработанной воды и оценить технический уровень эксплуатации. Нередки случаи, когда при наличии необходимого оборудования и его правильной эксплуатации добавочная вода идет периодически без умягчения из-за несвоевременного подвоза соли. Следует проверить таже возможность достижения нормативных требований по другим показателям качества воды (см. гл. 1). В частности, при Na-катионировании необходимо проверить возможность выбора этой схемы для котлов и тепловых сетей в соответствии с действующими нормативными требованиями по ограничению щелочности (карбонатной жесткости) обработанной воды, что связано с необходимостью достижения допустимых значений концентраций диоксида углерода в паре и воде систем теплоснабжения. Для систем централизованного горячего водоснабжения предприятий необходимо проверять выбор схем обработки воды по условиям надежности работы труб и теплообменников [6]. При обследовании водного режима котельной проверяют также условия работы деаэраторов, водно-химический режим работы паровых и водогрейных котлов, объем и уровень химического контроля. Вопросы наладки водно-химического режима промышленных котельных изложены в [24].
В процессе обследования котельной необходимо составить перечень общекотельного оборудования (табл. 2.5). В него включают бойлерные установки для теплосети и горячего
27
водоснабжения, насосы, деаэраторы, питательные баки, редукционные установки, аккумуляторные баки горячего водоснабжения и т. п. В качестве технических характеристик паровых бойлеров теплосети следует помимо величины поверхности нагрева указывать расчетное давление пара. Графу «Состояние оборудования» заполняют по данным наружного и внутреннего осмотров.
Для насосов надо проверить отсутствие шума и вибрации, установить количество утечек через уплотнения, плотность закрытия арматуры резервных насосов, температуру подшипников, наличие разгрузочных устройств, наличие и состояние манометров. Для мазутных насосов в связи с возможностью износа винтов и торцевых уплотнений следует определить развиваемое давление и сопоставить с необходимым для имеющихся мазутных форсунок. Все трубопроводы, баки горячей воды, деаэраторы, газоходы должны быть покрыты тепловой изоляцией. Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45 °C.
Важным показателем уровня эксплуатации промышленных котельных является отсутствие пропусков воды и пара через фланцы и сальники, наличие маховиков на арматуре, наличие стрелок, указателей и табличек с необходимыми данными на оборудовании и арматуре. Все отмеченные недостатки указывают в графе «Состояние оборудования». В эту графу следует вписать также оценку надежности оборудования по ремонтным журналам и другой эксплуатационной документации.
В процессе обследования следует начертить с натуры исполнительные или расчетные схемы:
питательных трубопроводов;
паропроводов в пределах котельной;
теплосети в пределах котельной с указанием всех насосов и основной регулирующей арматуры;
деаэраторов, питательных и аккумуляторных баков с указанием подогревателей;
утилизации теплоты непрерывной продувки;
Таблица 2.5. Техническая характеристика вспомогательного оборудования
Оборудование Типоразмер Техническая характеристика Состояние оборудования
по проекту фактически
28
Таблица 2.6. Измерительные приборы и автоматика
На 19_____г.
Процесс Наличие комплекта измерений Тип прибора Состояние: + работает — не работает Дата последней проверки
Защита Сигнализация Автоматическое регулирование Контроль
газомазутопроводов в пределах котельной.
Для старых котельных, в которых котлы связаны общими газовоздуховодами и тягодутьевыми машинами, необходимо также начертить схему газовоздуховодов с указанием групповых экономайзеров, дымососов, вентиляторов, секционирующих стенок и шиберов.
Исполнительные или расчетные схемы и табл. 2.5 составляют также для оборудования мазутного хозяйства и химводо-подготовки с указанием емкостей, баков, насосов, фильтров, подогревателей, важнейшей секционирующей и переключающей арматуры. Для грязевиков теплосети и мазутных фильтров следует указывать размер ячеек сеток.
Обследование состояния КИП и автоматики котельной проводят по двум направлениям. С одной стороны, по [6] уточняется необходимость измерения, регистрации, автоматизации и защиты общекотельного оборудования, проверяются наличие и работа приборов на день обследования. Полученные данные заносятся в табл. 2.6.
С другой стороны, специалистам по КИП и автоматике необходимо провести детальное обследование имеющегося оборудования, проверить его комплектность и состояние, выявить возможности его включения и наладки. Для старых котельных, в которых установленное оборудование КИП и автоматики физически и морально устарело, необходимо решать ворос о его замене в комплексе с вопросами наладки соответствующего общекотельного оборудования. Например, наладка деаэраторов должна включать наладку (а при необходимости — приобретение и монтаж) соответствующего оборудо-
29
вания для контроля его работы и, что особенно важно, систем автоматического регулирования уровня и давления. Без этого налаженный деаэратор не может эксплуатироваться в заданном режиме. Это относится также к КИП и автоматике редукционных установок, систем автоматизации и дистанционного управления регулирующими органами теплосети и т. п. Аналогично производится обследование КИП и автоматики мазутного хозяйства.
После обследования всего общекотельного оборудования, его состояния и схем включения оценивают условия эксплуатации котельной как по надежности теплоснабжения потребителей, так и по экономичности. Основные направления такой оценки приводятся ниже.
Техническая документация котельной. Проверяется наличие производственных и должностных инструкций по обслуживанию котлов и общекотельного оборудования, химводоочистки, мазутного хозяйства, схем трубопроводов и КИП и автоматики. Следует проверить соответствие этой документации действующему оборудованию и современным требованиям. Проверяются также наличие и правильность ведения сменного (вахтенного) журнала и записей всех основных показателей работы котлов, химводоочистки, мазутного хозяйства. В сменном журнале должны отражаться: растопка и останов котлов, осмотр оборудования перед приемкой смен, продувка котлов, проверка исправности котловых манометров, водоуказательных приборов, предохранительных клапанов и питательных насосов в соответствии с требованиями [1]. В журнале должны быть отметки ответственного лица о просмотре журнала.
В некоторых удовлетворительно работающих котельных отмечается тенденция к постепенному сокращению объема этих ежесменных проверок, постепенно снижаются требования к приемке и сдаче смен. Это обычно отражается в сменных журналах. В таких случаях сделанное наладочной бригадой напоминание о необходимости строгого выполнения установленных требований по безопасности эксплуатации подведомственного Госгортехнадзору СССР оборудования может предотвратить серьезные последствия и повысить надежность теплоснабжения.
При обследованиях проверяется наличие режимных карт, температурных графиков работы теплосети, графиков и методик химконтроля, графиков проверки КИП и автоматики, наличие записей или актов о проверке систем защиты и сигнализации котлов и общекотельного оборудования, а также качество этой документации. Особое внимание следует уделить проверке выполнения этих нормативных документов, в том числе в ночные смены. Если режимные карты и графики неудовлетворительны или вообще отсутствуют, необходимо зо
выявить действительный режим работы оборудования и по имеющемуся опыту и справочным данным дать его оценку — по снижению надежности, перерасходу топлива.
Для случаев, когда общекотельное оборудование используется с нагрузкой, заметно отличающейся от расчетной, необходимо по паспортам и справочным данным уточнить возможности и условия эксплуатации деаэраторов, питательных, сетевых, мазутных и других насосов, баков, теплообменников и т. п. Необходимо также уточнить возможность использования и условия работы расходомеров и регуляторов на трубопроводах обвязки общекотельного оборудования. В необходимых случаях следует ставить вопрос об установке дополнительного оборудования или приборов, рассчитанных на действительные расходы.
Выбор оборудования химводоподготовки. Для многих действующих котельных характерно изменение условий водоснабжения по сравнению с проектом — переход на артезианские скважины другого горизонта, переход на речную воду вместо воды из скважин и наоборот. В этих случаях качество исходной воды может существенно измениться, и предусмотренные проектом схемы и оборудование химводоочистки могут для нового качества исходной воды не удовлетворять установленным нормативным требованиям. К такому же несоответствию может привести изменение расчетных расходов воды на питание котлов, подпитку теплосети, на горячее водоснабжение, изменение количества возвращаемого конденсата. В таких случаях целесообразно выполнить поверочные расчеты по выбору схем обработки воды для котлов и тепловых сетей по [20,6].
Основным нормативным требованием по выбору схем химводоочистки является содержание агрессивного диоксида углерода в паре, что ведет к интенсивной коррозии конденсато-ироводов. В соответствии с ГОСТ 20995-76 ведомственной наладочной организации предоставлено право решать вопрос о возможности использования простых схем обработки воды (Na-катионирования). При малых нагрузках химводоочистки — при скорости фильтрации менее 5 м/ч — возможно протекание обратных реакций ионного обмена и ухудшение качества обработанной воды по сравнению с расчетными показателями. При изменении источника водоснабжения следует решать также вопрос о необходимости осветления воды.
Особо следует отметить обработку воды для горячего водоснабжения. На многих предприятиях отмечаются серьезные проблемы частого выхода из строя систем централизованного горячего водоснабжения из-за коррозии. Выбор схем обработки воды должен производиться на основе расчета индекса стабильности воды в соответствии с последними нормативными |ребованиями [6].
31
Можно отметить, что применяемое на ряде предприятий Na-катионирование воды для горячего водоснабжения в большинстве случаев нецелесообразно, так как ведет к ухудшению органолептических свойств воды и, самое главное, к значительному повышению ее коррозионной агрессивности.
Уточнение условий работы дымовой трубы. В соответствии с действующими нормативными требованиями [5] не допускается образование конденсата в газоотводящих стволах при всех режимах работы и не допускается положительное статическое давление на стенки ствола в целях предупреждения проникновения дымовых газов в толщу конструкций труб.
Для расчета условий образования конденсата в дымовой трубе необходимо определить количество и температуру газов на входе в трубу, найти их скорость и коэффициент теплообмена со стенкой. По принятой температуре наружного воздуха и скорости ветра определяется коэффициент теплообмена трубы с наружным воздухом. По этим коэффициентам теплообмена, толщине стенки трубы и теплопроводности материала трубы определяются коэффициент теплопередачи и количество уходящей через стенки теплоты, по которой можно найти конечную температуру газов на выходе из трубы. Затем из уравнений теплообмена можно найти температуру внутренней сгенки трубы на выходе. Если эта температура ниже точки росы дымовых газов, определенной для данного состава газов при действительном коэффициенте избытка воздуха, то на внутренней поверхности трубы будет иметь место конденсация влаги из продуктов сгорания. На основании таких расчетов можно определить условия конденсации и выявить оптимальные режимы работы котельной [83].
Для предварительной оценки условий конденсации влаги в дымовой трубе можно пользоваться графиком на рис. 2.1. По оси ординат отложена разность температур газов на входе в
Рис. 2.1. График для оценки вероятности конденсации влаги в дымовой трубе:
t" (где /' гемперагура гаюв на входе в трубу,' С. /" гемперагура внутренней сгенки верхней части грубы. С), и скорость мзов на входе в грубу
трубу и внутренней стенки в верхней части трубы. В заштрихованную область укладываются результаты расчетов, выполненных по изложенной выше методике для типовых кирпичных дымовых труб следующих типоразмеров:
Высота трубы, м....................... 30 45 60
Диаметр устья, м....................1,2 и 2,1 1,2 и 3,0 2,1 и 3,0
Расчеты выполнены для температуры наружного воздуха — 5° С и скорости ветра 10 м/с. Температура газов на входе в трубу принята равной 100° С. Верхние значения А/ относятся к более высоким трубам, где может иметь место значительное выстывание газов (до 8— 12° С). В расчетах учтено термическое сопротивление кирпичного ствола, футеровки в 1/2 кирпича и воздушной прослойки между ними толщиной 50 мм.
Из графика на рис. 2.1 следует, что для хорошо выполненных новых дымовых труб конденсации влаги на стенках можно не опасаться при скорости газов на входе в трубу более 2 м/с. При меньшей скорости газов необходимо оценить их действительную температуру на входе в трубу (возможно остывание в боровах, например, из-за наличия в них воды) и характерную температуру наружного воздуха. Для приближенных оценок можно считать, что значение Az' пропорционально разности температур газов на входе и наружного воздуха. Например, для летнего времени скорость газов на входе в трубу 1,2 м/с, температура газов на входе 100° С, температура наружного воздуха принята 20° С. Перепад температур Az'= 100 —20 = 80° С, для построения графика рис. 2.1 было принято 100—( — 5)= 105° С. Диаметр устья трубы 1,2 м, высота 45 м. Для данного диаметра высота трубы максимальна, соответствующее значение Az по графику рис. 2.1 39° С. После пересчета на действительный перепад температур получим
Az = 39-80/105 = 30° С;
юмпература стенки в верхней части трубы будет не ниже 100 — -30 = 70° С. При температуре точки росы продуктов сгорания природного газа около 55° С для данных условий можно не опасаться конденсации влаги в дымовой трубе. В случаях, когда по ним расчетам температура стенки близка к температуре точки росы, необходимо выполнить более точные расчеты и измерения. Следует иметь в виду, что график рис. 2.1 соответствует наличию футеровки и воздушного зазора 50 мм. Этот зазор создает большее термическое сопротивление, чем кирпичная кладка. Поэтому отсутствие или уменьшение зазора приведет к значительному увеличению Az по сравнению с приведенным на графике.
Отрицательное статическое давление на стенки газоотводящего ствола реализуется при условии [5]
3-2154
(Р»-Рг)40
33
где X — коэффициент сопротивления трению; i—постоянный уклон внутренней поверхности в верхней части трубы; рв — плотность наружного воздуха при расчетном режиме, кг/м3; d0 — диаметр устья трубы, м; динамическое давление, Па, газов в устье трубы определяется по формуле рд=уи>о; здесь и>0— скорость газов в выходном отверстии трубы, м/с; рг — плотность газов при расчетном режиме, кг/м3.
Проверка значения R должна производиться для зимнего и летнего расчетных режимов работы котельной. При /?>1 труба имеет недостаточный диаметр устья.
Условия регулирования тепловой мощности котельной. Для паровых котлов при регулировании нагрузки бойлеров отопления давление пара не должно опускаться ниже определенного минимума (см. гл. 1), для чего регулирование должно осуществляться клапаном на перепуске воды помимо бойлеров (рис. 2.2). При этом давление поступающего пара во всем диапазоне регулирования может не меняться. Во многих котельных, однако, регулируют отопительную нагрузку за счет снижения давления подаваемого в бойлеры пара без изменения расхода воды через бойлеры. При отсутствии или выходе из строя специальной регулирующей паровой арматуры это приводит к работе котлов при давлении пара ниже допустимого.
Для водогрейных котлов регулирование отпуска теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха должно обеспечить необходимую температуру воды на входе в котлы и температуру прямой сетевой воды в соответствии с температурным графиком. Это регулирование осуществляется с помощью регуляторов перепуска и регуляторов рециркуляции (рис. 2.3). При сжигании мазута температура воды на выходе из котла должна постоянно поддерживаться близкой к 150° С (см. гл. 1), что при относительно высоких температурах наружного воздуха требует большого объема рециркулирующей воды. При сжигании газа температура воды на входе в котлы должна поддерживаться 70° С, а температура воды на выходе из котла будет меняться в зависимости от температуры наружного воздуха. Нарушение указанных требований к регулированию нагрузки котельной ведет к снижению надежности работы оборудования.
Необходимо выявить причины, мешающие регулированию нагрузок по указанным схемам, и при необходимости поставить вопрос о приобретении необходимого оборудования (клапанов, насосов) или об обучении и инструктаже обслуживающего персонала. При невозможности непосредственной проверки условий работы водогрейной котельной при различных температурах наружного воздуха можно выполнить расчеты тепловых схем котельных по [21 ].
34
Рис. 2.2. Схема регулирования отопительной нагрузки паровой котельной:
/ -сетевой насос; 2 — бойлер; 3 — регулятор перелива; 4 — регулирующий клапан; 5 — охладитель конденсата
Рис. 2.3. Схема регулирования отпуска тепла от водогрейной котельной: 1 — сетевой насос; 2 — водогрейный котел; 3 — регулятор перепуска; 4 — рециркуляционный насос
Оформление отчетной документации. По результатам выполненного обследования котельной составляется заключение. Оно должно содержать:
наименование наладочной организации;
наименование предприятия-заказчика;
подписи руководителей работ;
список всех без исключения исполнителей;
номер договора и сроки выполнения работ;
перечень использованной справочной и нормативной литера-। уры;
оценку соответствия котельной теплопотреблению предприятия на время обследования и на перспективу;
оценку соответствия оборудования современным требованиям по надежности и экономичности;
оценку технического уровня эксплуатации;
предложения (при необходимости) по замене, приобретению и включению оборудования, по переделке схем, ремонту и шмоне арматуры, восстановлению тепловой изоляции и т. п.; предложения по улучшению обслуживания котельной.
К заключению должны прилагаться заполненные таблицы (1абл. 2.1—2.6), поверочные расчеты, исполнительные схемы, расчетные и графические материалы по предложениям. При шачительном объеме такого рода работ наладочной организации целесообразно типографским способом напечатать бланки ыблиц и бланк заключения, которые должны заполняться исполнителями по мере выполнения работ.
Окончательные результаты работ обсуждаются на техническом совещании с представителями энергослужбы предприятия. I l.i ном совещании должно быть принято решение о внедрении предложенных мероприятий, о сроках выполнения, о дальнейших работах по наладке котельной. Все решения фиксируются в про юколе совещания, который должен быть утвержден глав-35
ным инженером предприятия. При необходимости может быть составлен план-график совместных работ по наладке котельной, который может включать, например, наладочные работы по котлам и другому оборудованию котельной, ремонтно-монтажные работы, различные организационные мероприятия, замену узлов и видов оборудования.
2.2. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Анализ эксплуатационной документации проводится для выявления нагрузок котельной и отдельных котлов и условий их работы на основном и резервном топливе. Эти данные в дальнейшем будут использоваться для уточнения необходимых нагрузок и условий работы отдельных котлов при их испытаниях и наладке. По результатам испытаний котлов будут определены их КПД в зависимости от нагрузки, в том числе в эксплуатационных условиях до наладки. На основе этих данных можно будет определить действительную экономичность котельной и разработать мероприятия по ее повышению.
Как известно, КПД котлов зависит от условий их работы и нагрузки. В связи с этим для определения экономичности котельной в течение отчетного года по эксплуатационным данным необходимо построить для каждых суток года графики нагрузок котельной с указанием нагрузки каждого котла и определить для каждого часа условия его работы.
При наличии данных о зависимости КПД котлов от нагрузки такой анализ может периодически выполняться эксплуатационным персоналом, а при использовании автоматизированных систем управления энергохозяйством его можно вести непрерывно. Однако для наладочного персонала, выполняющего анализ за расчетный год в ограниченное время, такая работа чересчур трудоемка. Без большого ущерба для точности она может быть сильно упрощена построением расчетных суточных графиков нагрузок.
До построения графиков нагрузок следует уточнить условия и порядок учета выработки теплоты и расхода топлива в котельных. При хорошо поставленном учете в суточных ведомостях или журналах через 1 — 2 ч фиксируют расходы основных теплоносителей (пара и горячей воды) и топлива по котельной в целом, а иногда по отдельным котлам или группам котлов. Следует иметь в виду, что расход природного газа в котельных учитывается газоснабжающими организациями для последующих взаимных расчетов. Показания расходомеров или объемных счетчиков газа уточняют по давлению и температуре газа, которые обычно фиксируются регистрирующими приборами в узлах учета. В соответствии с ГОСТ 10062-75 расход газа для взаимных расчетов приводят к температуре 20° С и 36
давлению 0,102 МПа (760 мм рт. ст). Кроме того, газоснабжающие организации периодически уточняют плотность и теплоту сгорания газа.
Однако при внутреннем учете в котельных часто определяют только расход газа по показаниям расходомеров, и при уточнении нагрузок необходимо вводить соответствующую поправку, а также уточнять теплоту сгорания газа. При анализе эксплуатационной документации это проще всего сделать путем сравнения данных газоснабжающей организации и данных внутреннего учета котельной.
Например, по данным газоснабжающей организации, за 16 — 31 января расход газа составил 752 тыс. м3 при теплоте сгорания 33 976 кДж/м3 (8115 ккал/м3). Суммируя данные внутреннего учета, получим за этот же период расход газа 741 тыс. м3. На поправочный коэффициент 752/741 = 1,015 следует умножать все измеренные расходы газа за этот период, а теплоту сгорания его принимать равной 33 976 кДж/м3.
В большинстве промышленных котельных в летнее время меняют диафрагмы или дифманометры расходомеров в узлах учета газа, так как расход газа может снижаться ниже 30% номинального для данного расходомера — т. е. выходит за пределы поверки прибора. В таких случаях газоснабжающие организации обычно выставляют счета за 30% номинального расхода независимо от действительных расходов. Это следует иметь в виду, например, при обработке данных учета расхода । аза весной и осенью, когда возможны ночные снижения нагрузок с потреблением ниже 30% номинального расхода газа для установленных приборов учета.
При наличии данных учета выработки пара котлами необходимо вводить поправку на отклонение действительных параметров пара (давления и температуры) от расчетных для используемых расходомеров. Значения расчетных параметров приведены в паспорте (опросном листе для заказа) расходомера. Кроме того, в технической документации расходомера должны храниться акты ревизии установленной диафрагмы, подтверждающие соответствие ее размеров проектным. Поправочный множитель к измеренному значению расхода пара определяется но формуле
к = у/^р, (2.1)
|де рд и рр — плотности пара при действительных и расчетных параметрах. Для насыщенного пара можно пользоваться । рафиком рис. 2.4.
Выработку теплоты водогрейными котлами можно определи ь по расходу воды через котел, который обычно регистрируется по условиям безопасности.
37
Выработка теплоты, ГДж или Гкал, паровыми котлами за определенный период времени (например, квартал) подсчитывается e=LA(An-An. в)ЮЛ (2.2) где hn и Ап в — соответственно энтальпии пара и питательной воды, кДж/кг или ккал/кг; D — выработка пара, т.
Суммирование производится по отрезкам времени, в течение которых энтальпии пара и питательной воды можно принять постоянными. На практике измене
ния температуры питатель-
Рис. 2.4. Поправочный множитель Н°Й ВОДЫ ИЛИ пара имеют к показаниям паромера место при аварийных от-
ключениях оборудования деаэраторов или забросах воды в пароперегреватели, и обычно можно принять средние значения энтальпий, характерные для всего рассматриваемого периода. Выработку теплоты следует
определять отдельно по каждому котлу.
Аналогично выработка теплоты, ГДж или Гкал, водогрейными котлами определяется по формуле
Q» = YG(h’;-h'B)l(T3, (2.3)
где А в и А в — соответственно энтальпии воды на входе и выходе для каждого котла, кДж/кг или ккал/кг; G — расход воды через данный котел, т. Суммирование также необходимо вести по отдельным котлам и отрезкам времени, в течение которых температуры воды на входе и выходе и расходы воды можно принимать постоянными.
По собранным данным о расходе топлива и выработке теплоты определяют за каждый квартал средний КПД брутто котельной, %:
п=евЫР1о3/(ле£), (2.4)
где бвыр — количество выработанной за данный период теплоты по формулам (2.2) и (2.3), ГДж или Гкал; В — уточненный расход топлива за этот период, тыс. м3 или т; QE— теплота сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м3) или ккал/м3 (ккал/кг). Теплота сгорания мазута определяется по анализам или сертификатам, прилагаемым к накладным при поставке каждой партии топлива.
38
Далее по опыту наладочных работ на аналогичных котлах с учетом специфики данной котельной (температуры питательной воды, загрязнения поверхностей нагрева, работы экономайзеров и т. д.) следует оценить КПД брутто котлов. При необходимости проводится визуальная оценка топочных режимов при выявленных по данным учета характерных условиях эксплуатации. При наличии серьезных сомнений для оценки КПД котлов целесообразно выполнить прикидочные опыты. Если полученная таким образом оценка КПД брутто котлов близка к полученной по (2.4), то имеющимися данными учета выработки теплоты можно пользоваться для построения характерных графиков нагрузки.
Если по (2.4) получается нереальное значение КПД, то необходимо выявить, какой из двух источников данных — учет расхода топлива или пара — является более достоверным. Обычно более достоверным является учет расхода топлива; следует только иметь в виду, как указывалось выше, провалы расхода газа ниже 30% от номинала расходомера. Выработку теплоты котельной за квартал рассчитывают по данным учета расхода топлива по формуле
Q = YBQ^- (2.5)
Суммирование ведется по газу и мазуту, а при необходимости заданный период времени следует разделить на отдельные интервалы, в течение которых КПД можно считать постоянным.
Результаты анализа данных учета суммируют по кварталам за предшествующий отчетный год. В виде исключения по согласованию с предприятием можно суммировать результаты начиная с любого квартала, в таком случае сводные материалы будут включать данные за кварталы двух календарных лет. За
Таблица 2.7. Выработка тепловой энергии, ГДж или Гкал, котельной за 19__г.
Оборудование За год По кварталам
I II III IV
Коюльная в целом: на газе на мазуте Водогрейная часть: на газе на мазуте Паровая часть: на газе на мазуте для отопления и вентиляции Коты, №, типоразмер:
39
Рис. 2.5. Годовой график выработки тепловой энергии котельной. Заштрихована выработка тепловой энергии на газе
Рис. 2.6. Годовой график выработки тепловой энергии: А паровые котлы, Б котлы-бойлеры; В — водогрейные котлы
кварталы
Рис. 2.7. Годовой график выработки тепловой энергии. На графике показана загрузка отдельных котлов (/- 4)
расчетную единицу времени целесообразно принимать квартал, поскольку расходы и нормы расхода топлива планируются предприятиям на квартал.
Сводные результаты заносят в таблицу типа табл. 2.7. В качестве показателей следует ввести выработку теплоты всеми вместе и отдельными котлами, а также паровой и водогрейной частями котельной. При наличии групп котлов можно указать выработку теплоты группами. Целесообразно также выделить нагрузку паровой части, использованную для отопления и вен
тиляции, которая может быть перераспределена на более экономичные водогрейные котлы.
Для иллюстрации полученных результатов целесообразно также построить графики по типу представленных на рис. 2.5 —2.7.
Важнейшим результатом работы по анализу эксплуатационной документации котельной является построение расчетных суточных графиков нагрузки. Эти графики используются для определения действительной экономичности котельной, и в связи с этим они должны отражать действительную загрузку котлов в течение расчетного периода времени.
Расчетные графики должны быть построены на основе характерных действительных суточных графиков нагрузки таким образом, чтобы они в сумме давали действительную выработку теплоты котельной за данный квартал, т. е. должно 40
Часы суток Часы
Рис. 2.8. Расчетный суточный график выработки тепловой энергии для рабочего времени. На графике показаны загрузки отдельных котлов (7 — 8 - расчетные участки)
Рис. 2.9. Расчетный суточный график для нерабочего времени с указанием загрузки отдельных котлов (7 — 3) в условиях эксплуатации
соблюдаться равенство
Q' = YQin. (2.6а)
где Q1 — количество теплоты, выработанной котельной в данном квартале (например, в первом) в соответствии с графиками рис. 2.5— 2,7, ГДж или Гкал; QI— количество теплоты, выработанной котельной по расчетному суточному графику, например, приведенному на рис. 2.8, ГДж или Гкал; «, — число суток работы котельной по /-му графику; сумма всех пг должна быть равна полному числу суток данного квартала.
Если в данной котельной более достоверно учитывается расход топлива В, то условие нормировки графиков лучше представить в виде
= (2.66)
где В и В ® — соответственно расходы топлива в течение квартала и в течение суток при работе по /-му графику.
Аналогичные условия должны соблюдаться и для каждого котла:
(2.7а)
BX2=^Bc2in2h (2.76)
где все количество теплоты, длительность работы и расход условного топлива относятся, например, к котлу № 2. Такие же зависимости должны соблюдаться и для всех остальных котлов.
С другой стороны, расчетные графики должны правильно отражать действительные изменения нагрузки в течение суток, связанные с включением и выключением потребителей теплоты — I ехнологического и отопительно-вентиляционного оборудования, горячего водоснабжения и т. п. Количество необходимых
41
Таблица 2.8. Выработка теплоты и расход условного топлива котельной по результатам балансовых испытаний котлов (для суточного графика на рис. 2.8)
Показатель Участок графика
1 2 3 4 5 6 7 8
Номер котла 1 1 1 1 2 2 2 2
Длительность, ч 6 6 8 4 6 6 8 4
Тепловая мощность котла, МВт (Гкал/ч) 4/(3,44) 5/(4,30) 6/(5,16) 4/(3,44) 5/(4,30) 6/(5,16) 6/(5,16) 5/(4,30)
Выработка те- 86,4 108 172,8 57,6 108 129,6 172,8 72
плоты, ГДж (Гкал) Удельный рас- (20,64) (25,80) (41,28) (13,76) (25,8) (30,96) (41,28) (17,2)
37,66 37,83 38,17 37,66 37,95 38,42 38,42 37,95
ход условного топлива, кг/ГДж (кг/Гкал) (157,7) (158,4) (159,8) (157,7) (158,9) (160,9) (160,9) (158,9)
Расход условного топлива, кг 3254 4086 6596 2169 4099 4979 6639 2732
суточных графиков должно выбираться минимальным, но таким, чтобы они достаточно точно отражали характерную загрузку котлов. Как правило, следует строить раздельные графики для рабочего и нерабочего времени, поскольку нагрузка промышленных котельных в нерабочие дни значительно ниже из-за отключения технологической и большей части вентиляционной нагрузок.
Примеры расчетных суточных графиков для рабочего и нерабочего времени приведены на рис. 2.8 и 2.9.
Для всех суточных графиков производится расчет выработки теплоты и расхода условного топлива котельной в целом по результатам балансовых испытаний котлов. Например, для суточного графика, приведенного на рис. 2.8, расчет сведен в табл. 2.8. Значения КПД котла берутся из результатов балансовых испытаний, выполненных в эксплуатационных условиях. Удельный расход условного топлива, кг/ГДж, связан с КПД котла т|, %, зависимостью
/>у = 3412/т|. (2.8а)
Для определения выработки теплоты, МДж, необходимо умножить тепловую мощность, МВт, на время, с. Например, на участке 7 графика рис. 2.8 котел № 2 с тепловой мощностью 6 МВт вырабатывает за 8 ч количество теплоты, равное
2? = 6-8-3600= 172 800 МДж=172,8 ГДж.
42
Суммированием по всем участкам получаем суточную выработку теплоты 2ВС=907,2 ГДж и суточный расход условного топлива Ву = 34 554 кг. Средний за сутки удельный расход условного топлива Z>® = 34 554/907,2 = 38,09 кг/ГДж, что соответствует т| = 3412/38,09 = 89,6%.
Аналогично может быть выполнен расчет для тепловой мощности, выраженной в гигакалориях в час. Удельный расход условного топлива, кг/Гкал, связан с КПД котла, %, зависимостью
Ьу = 14 286/т]. (2.86)
Выработка теплоты получается умножением тепловой мощности, Гкал/ч, на время,' ч. Например, на том же участке 7 графика рис. 2.8 выработка теплоэнергии составит
2В = 5,16-8=41,28 Гкал= 172,8 ГДж.
Аналогично предыдущему суммированием по всем участкам графика получаем суточную выработку теплоты g®=216,7 Гкал, а средний за сутки удельный расход условного топлива Z>® = 34 554/216,7= 159,5 кг/Гкал. Это соответствует значению среднесуточного КПД котлов т|с = 14 286/159,5 = 89,6%.
Во всех случаях, когда в течение одного квартала котлы работают по очереди, совершенно недопустимо указывать их долю нагрузки на одном расчетном графике, поскольку при этом расчетная нагрузка котлов будет значительно меньше действительной.
Рассмотрим случай, когда два котла работают в данном квартале 20 сут каждый с нагрузкой в течение расчетных суток от 10 до 14 т/ч. Если на расчетный суточный график нанести их долю нагрузки, то в соответствии с формулами (2.6) и (2.7) придется указать на нем одновременную работу двух котлов, причем нагрузка каждого будет равна 5 — 7 т/ч. Экономичность котлов при такой нагрузке может сильно отличаться от действительной.
По этим причинам расчетную длительность суточного графика необходимо разделить. Например, если в графике при общей его расчетной длительности 38 сут в течение 15 сут работает котел № 2, а в течение 23 сут — котел № 3, который заметно отличается от котла № 2 по экономичности, то необходимо присвоить графикам различные номера с соответствующей расчетной длительностью.
Аналогично при значительных изменениях нагрузки котельной и отдельных котлов в течение квартала может потребоваться построение отдельных графиков для различных условий работы. Это связано с тем, что если, например, котлы работали в течение 30 сут с нагрузкой от 5 до 8 т/ч и в течение 25 сут с нагрузкой 10—15 т/ч, то усреднение нагрузки на уровне 7—11 т/ч в некоторых случаях может привести к заметным ошибкам. Однако график зависимости КПД котла от нагрузки обычно имеет характерную форму с пологим максимумом в определенном интервале нагрузок (см. рис. 5.7), и если средняя нагрузка котла в расчетном суточном графике находится в
43
области максимального КПД, то при отклонении нагрузок в ту и другую сторону от расчетной отклонения КПД от максимального значения могут быть одинаковыми и взаимно компенсироваться. Заранее знать все это нельзя, и после испытаний котлов может оказаться целесообразным увеличить количество расчетных суточных графиков, т. е. выделить интервалы времени работы котлов с определенной нагрузкой. Однако опыт показывает, что эта дополнительная работа уже не занимает много времени.
Экономичность котельной при работе на газе и мазуте обычно различна. В связи с этим одинаковые расчетные графики следует разделять с указанием расчетной длительности работы на газе и мазуте.
При отсутствии почасового учета нагрузок и расхода топлива суточные графики выработки теплоты могут быть построены на основе почасовых записей давления газа перед горелками, количества работающих форсунок, давления и температуры мазута и т. п. Эти данные могут быть пересчитаны в нагрузки на основе результатов балансовых опытов, выполненных в эксплуатационных режимах («фотографии»). Поэтому для котельных, где учет организован неудовлетворительно, построение графиков нагрузок целесообразно проводить после выполнения «фотографий».
Конечным результатом анализа отчетной эксплуатационной документации является оформление исходных данных для расчета экономичности в виде таблицы типа табл. 2.9. В таблицу заносят сведения о всех расчетных суточных графиках нагрузок, принятых для каждого квартала. Суммарная выработка теплоты по всем графикам за каждый квартал должна соответствовать данным табл. 2.7.
После выполнения наладочных работ по котельной уточняют нагрузки на планируемый год с учетом роста тепло-потребления за счет ввода новых корпусов, сокращения теплопотребления и т. п. В соответствии с уточненными
Таблица 2.9. Расчетные суточные графики работы котельной за 19----г.
Квартал Номер графика Суточная выработка теплоты Расчетная продолжительность работы котель-ной по данному графику, сут Суммарная выработка теплоты, ГДж или Гкал
ГДж Гкал
44
Рис. 2.10. Суточный (график) расход газа котельной:
х — рабочие сутки; о — нерабочие сутки
нагрузками для планируемого года строят расчетные суточные графики нагрузок. Распределение нагрузок между котлами по этим суточным графикам должно устанавливаться в соответствии с опробованными предложениями наладчиков — см. гл. 9.
На основе анализа отчетной Технической документации можно решать и другие задачи, которые возникают при обследовании котельной. Например, можно сопоставить нагрузку котельной с температурой наружного воздуха. На рис. 2.10 приведен пример соответствующего графика, на котором показаны все без исключения суточные расходы газа за декабрь, январь и февраль. Отдельно указаны расходы топлива за рабочие и нерабочие сутки. Приведенные данные свидетельствуют о неудовлетворительном регулировании нагрузки тепло-потребления и с высокой степенью вероятности позволяют сделать вывод о значительном «перетопе» помещений предприятия при относительно высоких температурах наружного воздуха, а также в нерабочее время. Целесообразно на основе обследования условий в характерных отапливаемых помещениях при различных наружных температурах разработать оптимальный для данного предприятия температурный график (разный для рабочего и нерабочего времени) и установить контроль за его соблюдением.
Глава третья
ПРОВЕРКА СОСТОЯНИЯ КОТЛА ДО НАЛАДКИ
3.1. ОБСЛЕДОВАНИЕ КОТЛА
Однотипные котлы в одной котельной могут существенно различаться по комплектации вспомогательным оборудованием, по схеме газовоздуховодов, по конструктивному оформле-45
нию топочных камер и амбразур горелок, по комплектации измерительными приборами и т. п. Эти особенности могут быть причиной весьма существенных различий в тепловой мощности, экономичности и режимных параметрах котлов, и поэтому испытания и подготовительные работы к ним следует обязательно проводить отдельно дня каждого котла. Эти работы, как правило, проводят после обследования котельной (см. § 2.1) или одновременно с обследованием.
По имеющейся проектной документации и паспортам вспомогательного оборудования выявляют типоразмеры и характеристики самого котла и его вспомогательного оборудования. Необходимо ознакомиться с паспортом (шнуровой книгой) котла. По паспорту устанавливают точное наименование котла, год начала эксплуатации, вид топки. Необходимо уточнить фамилию ответственного за котельную лица, выявить установленные для данного котла ограничения (обычно по давлению) и их причины, ознакомиться с результатами проведенных проверок и предписаниями инспектора котлонадзора.
По имеющимся паспортам определяют типоразмеры горелок, форсунок, экономайзеров, дымососа, вентилятора, мощность и частоту вращения электропривода, схему включения экономайзера и т. п. Следует проверить по паспортам также условия установки оборудования (подвод охлаждающей воды, наличие дополнительных опор и т. п.) и соблюдение паспортных требований к эксплуатации.
При отсутствии паспортов или при сомнении в правильности указанных в них данных необходимо уточнить типоразмеры оборудования путем измерения характерных элементов — числа и количества труб, размеров патрубков и т. п.— и сопоставления со справочными данными. Результаты заносят в таблицу типа табл. 3.1. Таблица должна-содержать данные по котлу, горелочным устройствам, индивидуальному экономайзеру, тягодутьевым машинам и их электродвигателям, обдувочным
Таблица 3.1. Оборудование котла
Оборудование Количество Типоразмер Техническая характеристика Состояние оборудования
Котел Горелки Форсунки Экономайзер Дымосос электродвигатель Вентилятор электродвигатель
46
устройствам и другому оборудованию данного котла, например индивидуальной дымовой трубе, надстроенному бойлеру, циркуляционному насосу котла с принудительной циркуляцией и т. п.
Данные по общекотельному оборудованию, в том числе по групповым экономайзерам, приводят в таблице, аналогичной табл. 2.5 при обследовании котельной. При наличии каких-либо дефектов и особенностей, могущих повлиять на паспортные характеристики, их следует отмечать в графе «Состояние оборудования». По экономайзерам следует указать уменьшение их поверхности нагрева за счет демонтажа части труб, наличие обводных газоходов, состояние шиберов.
По эксплуатационной технической документации (суточные ведомости, вахтенные журналы) уточняют условия загрузки котла, его работу на основном и резервном топливе, максимальные и минимальные нагрузки, режимные параметры. Эти данные должны использоваться при выборе режимов для балансовых испытаний котла в эксплуатационных условиях, поэтому следует тщательно выбирать предельные нагрузки и характерные режимы. Показатели характерных режимов заносят в таблицу типа табл. 3.2. Для каждой записи указывают дату, время, нагрузку, вид топлива. В качестве характерных показателей следует указывать число работающих горелок, давление топлива и воздуха у горелок, разрежение в топке, диаметр выходных сопл форсунок и т. п. Важно, чтобы выбранные режимы правильно отражали действительные условия эксплуатации данного котла, в том числе и явные нарушения и неисправности (работу с отключенными экономайзерами, открытыми воздушными шиберами на неработающих горелках и т. п.), особенно если котел работал с такими нарушениями длительное время. В таблицу следует внести также режим очистки поверхностей нагрева при работе на мазуте (обдувка, дробеочистка, обмывка) и их действительную периодичность. Эффективность очистки обычно может быть зафиксирована по температуре уходящих газов, сопротивлению газового тракта, а также по температуре подогрева воды в экономайзере.
Таблица 3.2. Условия эксплуатации котла
Дата, время Вид топлива Нагрузка котла Характерные показатели
47
Для водогрейных котлов необходимо также фиксировать гидравлическое сопротивление котла, определяющее внутреннее загрязнение трубок конвективной части. При сопротивлении, превышающем расчетное в 1,5 — 2 раза (при расчетном расходе воды), необходимо решать вопрос о химической промывке котла. В связи с этим необходимо проверять наличие и размер сетки в грязевике на входе в котельную.
Проверка котла перед испытаниями и наладкой должна включать проверку наличия и состояния эксплуатационных приборов и автоматики. Результаты проверки заносятся в таблицу типа табл. 3.3.
Полный перечень всех необходимых средств измерений и автоматизации для котлов приведен в [5], их безусловный минимум, определяемый требованиями безопасности,— в [1, 2].
Системы защиты всех котлов должны предусматривать устройства, автоматически прекращающие подачу топлива к горелкам при повышении или понижении давления газа перед горелками, понижении давления мазута (кроме котлов с ротационными форсунками), уменьшении разрежения в топке, понижении давления воздуха перед горелками, погасании факелов горелок.
Для паровых котлов необходимо также отключение подачи топлива при повышении или понижении уровня воды в барабане, а для водогрейных котлов — при повышении температуры воды, повышении или понижении давления воды на выходе из котла, при уменьшении расхода воды через котел. Пределы отклонения параметров от номинальных значений, при которых должна срабатывать защита (уставки), должны быть определены по данным завода-изготовителя котла или по проекту. В дальнейшем они должны корректироваться по результатам испытаний.
Для всех котлов должно быть предусмотрено автоматическое регулирование процессов горения, т. е. разрежения в топке, давления воздуха и топлива перед горелками, а для паровых котлов — автоматическое регулирование питания котлов водой.
Все котлы должны быть оборудованы стационарными приборами для измерения температуры и давления пара, температуры питательной воды за экономайзером, температуры уходящих газов, давления пара у мазутных форсунок, давления питательной воды на входе в экономайзер после регулирующего органа, давления воздуха после вентилятора и перед горелками за регулирующими органами, давления газа и мазута перед горелками за регулирующими органами, разрежения в топке и перед дымососом, уровня воды в барабане.
Для паровых котлов паропроизводительностью до 30 т/ч измерение расхода пара нормами [5] предусматривается только в общем паропроводе (самопишущий прибор). Для котлов 48
Таблица 3.3. Средства измерений и автоматизации
Процесс Наличие комплекта измерений Тип прибора Состояние: +работает —не работает Дата последней поверки
Защита Сигнализация Автоматическое регулирование Контроль
паропроизводительностью более 30 т/ч предусматриваются дополнительно показывающие и регистрирующие приборы для измерения расходов пара от котла, жидкого топлива и газа, питательной воды. Для водогрейных котлов должны устанавливаться также приборы для измерения температуры и давления воды на входе и выходе, расхода воды через котел (показывающие и регистрирующие). Измерение расходов жидкого топлива и газа должно предусматриваться для водогрейных котлов производительностью 30 Гкал/ч и более. Стационарные приборы для измерения содержания кислорода в уходящих газах должны устанавливаться на водогрейных котлах производительностью более 20 Гкал/ч и паровых производительностью более 30 т/ч. Для остальных котлов содержание кислорода в уходящих газах должно измеряться переносным газоанализатором.
В последнее время по требованию инспекции Госгазнадзора котельные должны оснащаться приборами для измерения расходов пара и газа на каждый котел.
Таблица 3.3 должна включать полный перечень необходимых для данного котла средств измерений и автоматизации, в юм числе отсутствующих. При сомнении в показаниях приборов целесообразно проверить их с помощью переносных. Следует также иметь в виду, что в действующих котельных расходомеры пара и воды могут не соответствовать последним нормативным требованиям [3], обычно по длине прямых участков до и после диафрагм.
Заполненная таблица типа табл. 3.3 характеризует объем измерений параметров автоматизации и защиты данного котла и позволяет оценить уровень их эксплуатации и возможность использования при испытаниях.
3.2. РЕВИЗИЯ КОТЛА
В процессе подготовительных работ необходимо выполнить ревизию котла с наружным и внутренним осмотром барабанов, коллекторов, топки и газоходов. По результатам ревизии каждого котла составляется акт, в котором должны быть 4 2154 49
подробно отражены рассматриваемые ниже вопросы. При невозможности внутреннего осмотра котла в период подготовительных работ следует выполнить эту работу в другое время по согласованию с администрацией предприятия.
Горелки. Для типовых горелочных устройств необходимо уточнить направление крутки первичного и вторичного воздуха (должно быть одинаково), проверить диаметры и состояние газовыходных отверстий, которые могут замазываться мазутом и закоксовываться. Направление вращения воздуха в двух соседних горелках ГМГ и ГМГм должно быть по часовой стрелке в правой и против часовой стрелки в левой, если смотреть на фронт котла. В некоторых конструкциях горелок, например типа ГА, может выгорать бетонная набивка изнутри топки. По непосредственным измерениям внутри топки следует начертить компоновку горелок с указанием действительных размеров амбразур, расстояния от оси горелок до пода и боковых стен топки. Следует также измерить и начертить действительный профиль амбразур горелок, который влияет на устойчивость факела и сопротивление горелок по воздуху. Необходимый профиль амбразур для горелок типа ГМГм приведен на рис. 3.1. На рис. 3.1, а приведена оптимальная форма амбразуры горелок. Допускается установка двух горелок под одним сводом (рис. 3.1, б).
Для котлов типа ПТВМ необходимо проверить цилиндрич-ность амбразур, для котлов типа ДЕ — точность изготовления амбразур и фурм. Для нетиповых дутьевых горелок, изготовленных на неспециализированных заводах, следует проверить число, диаметры, расположение газовыходных отверстий, состояние и соответствие проекту амбразур, лопаточных регистров, улиток и т. п. У инжекционных горелок проверяются состояние стабилизатора и возможность перемещения и фиксации воздушной шайбы, у подовых и вертикально-щелевых — диаметры, количество и расположение газовыходных отверстий, соосность коллектора и щели, формы щелей и перекрытий, крепление коллекторов, наличие воздухораспределительных решеток, если они необходимы. Для всех нетиповых горелок выполняют (обязательно с натуры) эскизы с указанием основных размеров. Для газомазутных горелок проверяют соосность мазутных форсунок и амбразур, глубины установки мазутных форсунок в амбразурах, диаметры выходных сопл. Эти данные также следует указать на эскизах горелок. На эскизах горелок следует указать также выгоревшие и закоксованные участки амбразуры и другие недостатки.
Сами мазутные форсунки необходимо перед наладочными испытаниями отревизовать и проверить на стенде. Для котлов ПТВМ-30, ДКВр-20, у которых в работе могут находиться не все горелки, следует проверить плотность закрытия воз-50
душных шиберов у отключаемых горелок. Для такой проверки на неработающем котле целесообразно включить дутьевые вентиляторы. Нерегулируемый пропуск воздуха через неработающие горелки из-за неплотности или неисправности шиберов может иногда достигать больших значений и заметно снижать экономичность котла на частичных нагрузках. У котлов ПТВМ-50 и ПТВМ-100 вентиляторы отключенных горелок обычно отключены, но из-за неплотностей шиберов возможны значительные присосы воздуха через неработающие горелки. Для всех горелок
а? 5)
Рис. 3.1. Профиль амбразур горелок типа ГМГ и ГМГм
следует проверить полноту хода по-
воротных и языковых шиберов, возможность их надежной фиксации в любом заданном положении.
Ревизия обмуровки котла. Футеровка топки должна соответствовать проекту. Необходимо проверить закрытие труб экра-
нов, наличие и плотность кирпичных и чугунных перегородок.
Для котлов типа ДЕ проверяют сварку труб газоплотной перегородки, отделяющей конвективный пучок от топочной камеры, и уплотнение этой перегородки в месте примыкания к барабанам. Футеровка топки не должна допускать обогрева фронтовых опускных труб котлов ДКВр и задних опускных । руб котлов типа ДЕ. Следует обращать внимание на наличие I емпературных швов в кладке, отсутствие неплотностей в местах примыкания горелок, заделку стыков между блоками.
Для котлов типа ДКВр следует проверить наличие и состояние торкрета верхнего барабана изнутри топки, состояние легкоплавких пробок, плотность верхней натрубной обмуровки, особенно в задней части котла, где разрежение больше и в результате более вероятны присосы воздуха.
Для котлов типа ДКВр-20 необходимо обращать внимание па уплотнение стыка обмуровки монтажных блоков. Чугунные корпуса гарнитуры всех котлов должны плотно заделываться в обмуровку.
Лазы и люки топки должны быть заложены кирпичом без рас гвора. Люки должны легко открываться и плотно закрываться. Трещины и разломы в обмуровке также могут быть источниками присосов воздуха. Для котлов с металлической обшивкой повышение температуры обшивки указывает на разрушение обмуровки под обшивкой. Источником присосов могут быть ыкже неисправные взрывные клапаны в топке и газоходах.
51
Газовоздуховоды. Их проверяют прежде всего на соответствие технологическим схемам. Следует проверить наличие и состояние перегородок в газоходах котлов и работу шиберов — полноту открытия, плотность закрытия. Для старых котлов с обводными газоходами помимо экономайзеров следует обратить особое внимание на плотность шиберов в этих газоходах, поскольку переток газов через них часто является одной из причин низкой экономичности действующих котельных. На всех шиберах должны быть надежные фиксаторы положения и указатели «закрыто — открыто». Все шиберы следует по возможности осмотреть изнутри газоходов. При внутреннем осмотре газовоздуховодов следует убедиться в отсутствии в них завалов, мусора, воды, а также уточнить их действительные внутренние размеры. Неплотности напорных воздуховодов, проходящих под полом, могут иногда быть зафиксированы по пузырькам воздуха на мокром полу. При проверке плотности газовоздуховодов проверяют уплотнения мест примыкания металлических газовоздуховодов к бетонным или кирпичным каналам (боровам), уплотнение лазов, взрывных клапанов, установку измерительных приборов. Особо следует обращать внимание на целость асбестовых и металлических листов во взрывных клапанах.
Для всех металлических газоходов должна быть обеспечена возможность температурных расширений, для чего предусматривается установка линзовых компенсаторов и подвижные соединения в местах примыкания к бетонным или кирпичным боровам.
Плотность газовоздуховодов на неработающем котле можно проверить, поставив их под давление с помощью дутьевого вентилятора. При этом в неплотности будет выбиваться воздух. Для дополнительного контроля во всасывающий карман вентилятора можно бросить ведро мелко размолотого мела. В этом случае неплотности будут отмечены следами мела.
Ревизия поверхностей нагрева. При осмотре поверхностей нагрева из топки и газоходов выявляются наружные отложения, следы коррозии и пережога. Отложения на трубах при сжигании газа обычно незначительны и образуются, главным образом, из пыли, вносимой дутьевым воздухом. При сжигании мазута на трубах вблизи амбразур горелок могут образовываться коксовые наросты. Это может быть вызвано неудовлетворительной формой амбразур и неправильной работой мазутной форсунки. При неудовлетворительной работе форсунок следы мазута на трубах могут сохраняться и при работе котла, поскольку температура поверхности труб даже в топке невысока, особенно для водогрейных котлов с низкой температурой воды на входе.
При засорении или закоксовывании мазутных форсунок часто образуются стабильные струи мазута, бьющие в сторону. 52
При попадании таких струй на трубы возникают чрезмерные тепловые потоки, которые даже при минимальных внутренних отложениях могут привести к пережогу труб. Значительные внутренние отложения в трубах топочных экранов приводят к перегреву металла труб и образованию на обращенной в топку поверхности характерных отдулин, в которых постепенно возникают свищи.
При длительной работе котлов на мазуте, особенно водогрейных с низкой температурой воды на входе, на топочных экранах можно заметить потеки кислотной росы, которые могут постепенно привести к повреждению труб. При работе паровых котлов с очень низким давлением в барабане (0,1 — 0,3 МПа) такие потеки могут быть обнаружены и на экранных 1 рубах.
На конвективных поверхностях нагрева при работе на газе отложения обычно минимальны, однако при неудовлетворительном топочном режиме возможны отложения черной сажи.
При работе на мазуте на конвективных поверхностях нагрева образуется сернокислотная роса, к которой прилипают частицы золы, в результате чего образуются плотные, постоянно растущие отложения. Известны случаи полного забивания чугунных экономайзеров такими отложениями.
Для конвективных поверхностей нагрева паровых и водо-। рейных котлов необходимо выявить толщину и природу отложений (сажи, золы) и степень коррозионного износа труб. Для этого целесообразно выполнить выборочные измерения диаметров труб конвективных пакетов и сравнить с новыми. Значительную опасность может представлять наружная стояночная коррозия. После останова котла, работавшего на мазуте, осевшая на поверхностях нагрева кислотная роса продолжает разъедать поверхности нагрева, и при ревизии когда следует определить условия его работы и консервации.
При наличии воздухоподогревателя в процессе ревизии котла следует определить его аэродинамическую плотность. В воздухоподогревателе воздух обычно проходит между трубами под избыточным давлением после вентиля-юра, а дымовые газы — по трубам под разрежением, создаваемым дымососом. Ио этой причине все неплотности, причинами которых могут быть дефекты монтажа, коррозионные и эрозионные повреждения, ведут к перетоку воздуха в чымовые газы. Это приводит к перерасходу топлива котлом и перерасходу • цскгроэнергии на тягу и дутье, а в ряде случаев — и к ограничению производительности котла.
Для проверки плотности воздухоподогревателя на холодном котле следует пи точить дутьевой вентилятор при закрытых отключающих шиберах у горелок и поставить, таким образом, воздухоподогреватель под избыточное давление. Неплотные трубы при этом легко определить по выходящему из них воздуху. Дополнительно следует проверить соответствие проекту и плотность соединений по периметру верхней и нижней трубных досок.
53
Ревизия дымососов и вентиляторов. При работе дымососов и вентиляторов следует проверить вибрацию и нагрев подшипников ходовой части и электродвигателей, наличие масла и охлаждение подшипников — для машин, где это требуется по паспорту. При осмотре холодных машин следует обратить внимание на направление вращения колес, уточнить типоразмеры машин. В практике бывали случаи, когда в кожухе дымососа правого вращения было смонтировано рабочее колесо дымососа левого вращения. Для таких проверок следует иметь в виду, что машины серии Д и ВД имеют лопатки, загнутые вперед, а машины серии ДН и ВДН — загнутые назад. Необходимо также проверять соответствие электродвигателей проекту или табл. 1.5 по мощности и частоте вращения. Необходимо также обращать внимание на полноту открытия и закрытия направляющего аппарата, все лопатки в закрытом положении должны находиться в одной плоскости, а при открытии — поворачиваться на полный угол. Направление крутки в направляющем аппарате должно соответствовать направлению крутки ротора. Типоразмер машины соответствует диаметру ротора в дециметрах, т. е. вентилятор, например, ВДН-10 имеет диаметр ротора 1000 мм. Диаметр всасывающего патрубка для машин серии Д и ВД составляет 0,7 диаметра ротора, а для машин серии ДН и ВДН — 0,55.
В тягодутьевых машинах следует проверять угол разворота улиток и обращать особое внимание на компоновку тягодутьевых машин и газовоздуховодов. На выходе из вентилятора (или дымососа) должен быть выполнен диффузор (рис. 3.2, а). При компоновке по типу рис. 3.2, б при недостаточной длине диффузора возможны значительные потери давления; компоновка по схеме рис. 3.2, в может явиться причиной существенного ограничения производительности котла из-за недостатка воздуха или тяги. При поставке машины вращения, отличающегося от проектного, иногда возникают неудачные компоновки типа рис. 3.2, г. Но и в этом случае можно обеспечить достаточно рациональную схему включения — рис. 3.2, д.
Важным фактором, определяющим подачу и давление вентилятора и дымососа, является размер зазора между всасывающим отверстием корпуса и рабочим колесом. Через этот зазор воздух повышенного давления перетекает снова на вход рабочего колеса, что ведет к снижению подачи и давления. Для машин серий ДН и ВДН радиальный зазор между входным отверстием рабочего колеса и кольцом входного конуса должен находиться в следующих пределах:
Типоразмер
Зазор, мм 54
ВДН-8; ВДН-9; ВДН-10; ВДН-11,2; ВДН-12,5;
ДН-9 ДН-10 ДН-11,2 ДН-12,5
0,8 —3,1 0,8 —3,3 1,0 —4,0 1,24 — 4,44 1,5 —4,8
Рис. 3.2. Компоновка тягодутьевых машин
Регулировка зазора производится путем соответствующего смещения электродвигателя при отсоединенном направляющем аппарате. Для тягодутьевых машин старых типов (серий ВД и Д) осевой зазор между входным отверстием корпуса и рабочим колесом не должен превышать 5 — 6 мм для машин № 12 и ниже, а для машин № 13,5 и выше — 8 —10 мм. При невозможности осевого смещения рабочего колеса для уменьшения зазора иногда приваривали к корпусу дополнительную обечайку из отдельных элементов, которые подгоняли и приваривали по месту.
Внутренний осмотр поверхностей нагрева. Это мероприятие имеет целью проверку наличия и соответствия проекту внутри-барабанных устройств, определение степени внутренних загрязнений и коррозии поверхностей нагрева. Внутрибарабанные устройства предназначены для сепарации пара, в некоторых котлах (ГМ-50, ДЕ-16, ДЕ-25 и др.) в барабанах выделены солевые отсеки. При большом уносе котловой воды с паром, что можно определить по наличию солевых наростов на сальниках арматуры паропроводов и по высокой щелочности конденсата, следует проверить качество монтажа и соответствие проекту внутрибарабанных устройств, в частности убедиться в отсутствии щелей и неплотностей в их элементах. Все болтовые соединения должны иметь приспособления для предохранения от самопроизвольного откручивания под действием струй пара и воды.
При внутреннем осмотре необходимо проверять наличие накипи и шлама в барабанах, коллекторах и трубах котла. Значительная накипь свидетельствует обычно о неудовлетворительной работе химводоочистки. Большое количество шлама связано скорее всего с неудовлетворительным режимом продувки нижних точек — продувают их либо недостаточно часто, либо недостаточно интенсивно. Иногда 'из-за шлама или неудовлетворительного состояния продувочных клапанов они не закрываются, и котел продувается постоянно, но это отнюдь не арантирует от отложений шлама. Для контроля такой «само-нродувки» следует потрогать трубопроводы продувки нижних ючек на работающем котле; при плотном закрытии клапанов они должни быть холодными.
55
Коррозия металла барабанов, коллекторов и труб может иметь самый разнообразный характер и причины, но наиболее распространенной является кислородная коррозия. При наличии в питательной воде кислорода поражаются, как правило, стальные экономайзеры (чаще входные участки), барабаны и опускные трубы. На внутренней стороне этих элементов образуются поражения в виде язвин, точек и пятен, обычно закрытых слоем продуктов коррозии. Наличие в воде углекислоты усиливает кислородную коррозию. Для защиты поверхностей нагрева от кислородной коррозии при недостаточно эффективной деаэрации целесообразно поддерживать повышенную щелочность котловой воды — до 30 — 35 мг-экв/кг, если это не вызывает колебаний уровня в барабане и заметного уноса котловой воды с паром.
Подшламовая коррозия вызывается шламом, содержащим оксиды железа и меди. Этот шлам под действием высоких тепловых напряжений прикипает к внутренней поверхности экранных и конвективных труб. Под бугорками этого прилипшего шлама может идти коррозия металла. В акте ревизии следует отразить наличие и толщину накипи, количество шлама, размеры и глубину коррозионных повреждений.
3.3. ИСПЫТАНИЯ КОТЛА В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ УСЛОВИЯХ
Задачей предварительных испытаний является определение действительной экономичности котла в эксплуатационных условиях— до наладки. Эти испытания должны быть выполнены по возможности как полные балансовые испытания котла. Объем дополнительных измерений определяется по условиям учета всех выявленных недостатков оборудования и эксплуатации, а также исходя из наличия и состояния эксплуатационных приборов.
При организации дополнительных измерений следует максимально использовать заготовленные заранее трубки, гильзы и т. п. Необходимость дублирования основных эксплуатационный измерений (расхода, температуры) переносными приборами, а также необходимость измерения расхода воздуха определяется руководителем испытаний исходя из поставленных задач и производственных возможностей. По всем дополнительным измерениям разрабатываются эскизы, производится надзор за изготовлением и установкой измерительных устройств.
В объем предварительных работ входит опробование и проверка регулирующих органов газовоздушного тракта (шиберов и направляющих аппаратов) и выявление ограничений по нагрузке, связанных с недостатком тяги и дутья. При таких опробованиях следует вести записи положений регулирующих и переключающих органов и измерения расхода пара или 56
топлива, давлений и разрежений по газовому тракту. Опробованием всех шиберов определяют их работоспособность (изменение давления или разрежения), соответствие указателей «закрыто — открыто» действительному положению шибера, возможность надежной фиксации положения. При изменении нагрузок данного котла следует перераспределять нагрузку между всеми работающими котлами, а при работе одного котла приходится создавать искусственные нагрузки (сбрасывать пар в атмосферу, идти на снижение или повышение температуры в системе отопления предприятия). Такое опробование является весьма ответственной операцией и выполняется под непосредственным руководством бригадира наладчиков в присутствии ответственного лица от предприятия.
В процессе опробования следует проверять и при необходимости подбирать опытным путем место установки штуцера для отбора давления воздуха перед горелками, поскольку возможно влияние на показания прибора аэродинамики потока воздуха в горелках, особенно при регулировании расхода воздуха шиберами у горелок.
Для горелок типов ГМГ и ГМ Гм штуцера для отбора давления вторичного воздуха должны быть установлены на расстоянии 80—100 мм от фронтовой плиты.
Следует отметить, что опробование газовоздушного тракта можно частично провести на холодном котле.
До балансовых испытаний следует определить присосы по газовому тракту. Для этого нагрузка котла устанавливается близкой к максимальной эксплуатационной в соответствии с табл. 3.2. Режим работы устанавливается по возможности без химической неполноты сгорания, не обязательно в соответствии с табл. 3.2. При установившемся топочном режиме производится анализ газов за котлом и после топки, а также между пакетами конвективных поверхностей нагрева. При нестабильном топочном режиме анализ газов за топкой и котлом производят одновременно. Тарировку сечений, отбор и анализ проб газов и обработку результатов производят в соответствии с описанными методиками (гл. 4 и 5). Результаты измерений присосов заносятся в табл. 3.4.
Присосы зависят от нагрузки котла и разрежения по газовому тракту. При постоянном разрежении в топке обычно принимают, что присосы обратно пропорциональны нагрузке. Если при нагрузке Qx присосы составляли Дах, то при нагрузке Q2 присосы Да2 определятся из соотношения
Да2 = Да101/б2.
Для определения присосов в топку требуется сведение полного теплового и воздушного баланса, что требует измерения расхода дутьевого воздуха. При проверках в эксплуатационных условиях можно пользоваться упрощенными способами.
57
Первый режим работы котла должен быть зафиксирован при нагрузке примерно 80% максимальной эксплуатационной и при нормальном принятом в эксплуатации разрежении вверху топки. Последующие режимы следует провести при разрежениях вверху топки 0; —30; —60; —90 Па (0, —3, —6, —9 кгс/м2). Длительность выдерживания каждого режима определяется продолжительностью двух-трех записей показаний приборов. Нагрузка и количество организованно подаваемого в топку воздуха не должны изменяться. С некоторым приближением контроль расхода можно вести по сопротивлению горелок, т. е. по разности между давлением воздуха перед горелками и разрежением в нижней части топки. Для получения точных данных необходимо измерять разрежение в топке на уровне горелок. Расход воздуха можно также контролировать по мультипликатору (микровентури), установленному в воздуховоде. При наличии воздухоподогревателя расход воздуха проще всего контролировать по перепаду давлений на нем.
Результаты измерений избытка воздуха на выходе из топки или за котлом откладывают на график типа приведенного на рис. 3.3. Полученная кривая экстраполируется в область работы топки под давлением до значения, при котором в нижней части топки устанавливается разрежение, равное нулю. Для ориентировочных оценок можно принимать, что 1 м высоты топки при нагрузке, близкой к номинальной, создает самотягу примерно 10 Па (1 кгс/м2). Пример определения присосов приведен на рис. 3.3.
Более точно присосы в топку по такой экстраполяции определяют по перепаду разрежения в контрольном газоходе [72].
Для относительно низких котлов, например типов ДКВр, ДЕ, KB-ГМ горизонтальной компоновки, присосы в топке можно определить непосредственно. Для этого выполняют Таблица 3.4. Определение присосов по газовому тракту
Участок газового тракта Присосы
измеренные при нагрузке пересчитанные на номинальную нагрузку
МВт т/ч МВт т/ч
58
анализ газов за котлом (в камере догорания) при рабочем значении разрежения вверху топки, затем при минимальном разрежении, а затем на несколько минут уменьшают тягу до появления избыточного давления в топке, в том числе и в нижней части топки. Эта операция должна проводиться под непосредственным контролем руководителя работ по согласованию с администрацией котельной. При давлении в топке отбирают не менее двух проб газов для анализа,
Разрешение вверху топки. ST,na
Рис. 3.3. Определение присосов в топке
после чего устанавливают нормальное разрежение в топке. Расход дутьевого воздуха при давлении в топке не должен снижаться.
Нагрузки и режимы в балансовых опытах до наладки должны соответствовать эксплуатационным условиям (см. табл. 3.2). Часто практикуемый наладчиками выбор режимов «фотографий» по усмотрению эксплуатационного персонала не отражает в полной мере действительной экономичности. В случаях, когда эксплуатация котла ведется с химической неполнотой сгорания, ее значение должно быть по возможности точно зафиксировано. При невозможности полного анализа проб продуктов сгорания на месте целесообразно отобрать и законсервировать пробы для последующего полного анализа. В крайнем случае можно определить количество оксида углерода по индикаторным трубкам.
По результатам работ первого этапа по данному котлу составляется типовое заключение с указанием фактической производительности и экономичности котла, а также с указанием коэффициента избытка воздуха, присосов, температуры продуктов сгорания, тепловых потерь по газовому тракту. Все действительные показатели должны быть сопоставлены с расчетными. Необходимо проанализировать причины расхождений с учетом выявленных при опробовании и ревизии недостатков — загрязнение поверхностей нагрева, избыточные присосы, неплотности шиберов, коксование амбразур, неудовлетворительная компоновка тягодутьевых машин и т. п. Особенно важно отметить недостатки, снижающие надежность работы котла (отдулины и свищи на трубах, значительные пропуски арматуры нижних точек, работа с образованием сажи, низкое давление воды на выходе из водогрейных котлов при высокой температуре воды и др.).
59
На основании анализа выявленных недостатков разрабатываются предложения по повышению надежности, экономичности и производительности. Окончательное заключение о работе котла в эксплуатационных условиях и предложения рассматриваются на техническом совещании с ответственными представителями предприятия, где принимается решение о выполнении предложенных мероприятий или составляется план-график совместных работ.
Предложения следут разрабатывать с учетом реальных условий, сложившихся в данной котельной. Например, предлагать замену горелочных устройств на большие для достижения расчетной производительности в котельной, где нагрузки покрываются одним котлом с установленными горелками и роста нагрузок не ожидается, явно нецелесообразно. Вообще вопросы о мероприятиях, направленных на повышение производительности котлов или на повышение их экономичности при малых нагрузках, должны решаться с учетом предложений по оптимальному распределению нагрузок между котлами — см. гл. 9.
Для старых котлов со значительной коррозией барабанов, с неудовлетворительным состоянием обмуровки, значительным количеством отглушенных труб, с общими газоходами, групповыми экономайзерами и т. п. вместо трудоемкого ремонта целесообразно ставить вопрос об их замене на современные экономичные водогрейные или паровые котлы. Это тем более целесообразно, что средства автоматизации и контроля этих котлов, как правило, не удовлетворяют современным требованиям. Общий нормативный срок службы котлов [10] составляет 20 лет. Во всех таких случаях следует учитывать возможности предприятия по полной и частичной реконструкции котельной своими силами и с привлечением специализированных монтажных организаций, реальные сроки выполнения работ, текущие и перспективные нагрузки. Иногда при наличии в котельной более современных котлов устаревшие неэкономичные агрегаты можно вывести в резерв и включать в работу на очень короткое время.
3.4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОТЛОВ
Мероприятия по повышению эффективности должны включать в первую очередь устранение выявленных при осмотре и ревизии недостатков, снижающих надежность, производительность и экономичность котлов. К первоочередным мероприятиям следует относить устранение нарушений требований безопасности [1, 2], а также устранение других недостатков, связанных с надежностью котлов. Например, неудовлетворительная работа горелок на мазуте может создавать повышен-60
ные локальные тепловые нагрузки экранов, а наличие накипи в трубах в этих случаях может привести к пережогу труб.
Мероприятия по повышению производительности, как ука* зывалось в § 3.3, разрабатываются при необходимости рабе™ котлов с повышенной нагрузкой и могут включать замену горелок и форсунок, замену тягодутьевых машин, реконстрУк" цию поверхностей нагрева, обмуровки, газовоздуховодов. КрУп" ная реконструкция котлов с изменением поверхностей нагрева должна выполняться по проектам. Замену тягодутьевых маШин следует рекомендовать на основании расчетов, выполненных по [19].
Наладочные организации обычно рекомендуют некоторые относительно простые мероприятия, повышающие эффективность котлов. Некоторые из них будут рассмотрены ни#е-Отметим, что необходимо оценивать их реальную эффективность для данного конкретного котла. Указываемые в литератУ" ре значения эффективности отдельных мероприятий определи" ются расчетным путем для средних условий, которые могу! и не соответствовать данному конкретному случаю.
Оптимизация аэродинамики газовоздуховодов обычно рекомендуется РРИ недостатке тяги или дутья. Целесообразно в таких случаях выполнять в соответствии с [19] расчеты, позволяющие оценить эффективность рекоМен-дуемых мероприятий, например, по сглаживанию кромок поворотов. СлеДУет иметь в виду, что скругление одной внешней кромки при острой внутреЯ^еи приводит не к снижению, а увеличению сопротивления поворота. Не слеДУет при этом забывать также о необходимости уплотнения газового тракта*
Сопротивление Ар поворота, Па, определяется по формуле
где £— коэффициент сопротивления; w— скорость газов или воздуха, М/с; р—плотность газов или воздуха, кг/м3.
Для поворотов с закругленными и срезанными кромками £ = 0,2 —0,8; без закругления кромок £=1,4. Вместо скругления внутренней кромки ее можн^ в
Рис. 3.4. Вписанный поворот
Рис. 3.5. Установка направляющих лопаток
61
крайнем случае симметрично срезать. Сопротивление такого поворота будет меньше, чем поворота с острыми кромками, но больше, чем со скругленной внутренней кромкой. Если скругление или срезка кромки невозможны, то целесообразно применение вписанных поворотов. Оптимальные размеры его приведены на рис. 3.4 в зависимости от размера канала в плоскости поворота. При таких размерах коэффициент сопротивления вписанного поворота равен 0,34.
Для уменьшения сопротивления колен с острыми или незначительно скругленными кромками в воздуховодах и газоходах при сжигании газа могут устанавливаться направляющие лопатки (рис. 3.5). Лопатки выполняются из листовой стали в виде части цилиндра с центральным углом 95°. При выравненном перед поворотом потоке рекомендуется расстановка лопаток с переменным шагом, изменяющимся по арифметической прогрессии, причем отношение первого от наружной кромки шага к первому от внутренней равно двум. Лопатки должны ставиться по линии, соединяющей середины внутренней и наружной кромок — под 45°. Оптимальное количество лопаток определяется из равенства пот= l,4Z>/rBH, где b — размер канала в плоскости поворота. Расстояние от внутренней кромки-до первой лопатки Sj =0,94/>/(и+1). Последующие лопатки устанавливаются с шагами S2, S3, ..., S„, которые образуют арифметическую прогрессию, разность которой равна 5т/и, т. е. S2 — = = S3 — S2 =... = Sn — Sn_1=ST/n. Скругления обеих кромок выполняются с равными радиусами. Минимальное число лопаток, которое может заметно уменьшить сопротивление поворота, определяется из равенства wmin = 0,9Z>/rBH. В этом случае отношение первого от наружной кромки шага к первому от внутренней равно трем. Соответственно = 0,7£/(л 4-1) и S2 — Si = ... = 2Si/n. При значительной неравномерности потока перед поворотом расстановка лопаток должна определяться экспериментально.
№50250,65
щий аппарат машины
62
Другим важным фактором снижения сопротивления газовоздушного тракта может явиться оптимизация примыкания к газовоздушному тракту тягодутьевых машин как со стороны напора (рис. 3.1), так и со стороны всасывания. Всасывающие карманы (коробки) применяются в зависимости от доступного расстояния трех типов, показанных на рис. 3.6. Коэффициенты сопротивления для карманов по рис. 3.6, а и б £ = 0,2, а для карманов по рис. 3.6, в £ = 0,1. Коэффициент отнесен к скорости входа в направляющий аппарат.
Повышение плотности обмуровки топки и газоходов. Задачей этих работ является обычно снижение присосов. Следует иметь в виду, что в действующих котельных в соответствии с системой планово-предупредительного ремонта должны быть установлены сроки проведения различных видов ремонта, в том числе ремонта обмуровки. Предложения по уплотнению обмуровки и газоходов котла следует разрабатывать с учетом устранения выявленных при ревизии котла недостатков — трещин в обмуровке, неплотностей гарнитуры, плохо заделанных монтажных разъемов между блоками, общего плохого состояния обмуровки, недостаточно уплотненных швов между квадратными фланцами труб экономайзера и т. п. Следует также учитывать плановые сроки капитального и текущих ремонтов. При особенно плохом состоянии котла следует ставить вопрос о внеплановом ремонте, в том числе обмуровки.
При общем удовлетворительном состоянии обмуровки следует устранить отдельные неплотности. Места присосов — трещины, уплотнения гарнитуры, места прохода труб — тщательно очищают и конопатят асбестом, после чего покрывают уплотнительной обмазкой. Обмазка [82] представляет собой хорошо перемешанную смесь, состоящую из 40% речного высушенного песка, 20% сухого молотого асбеста, 20% тонкомолотого кварцевого песка, 15% каменноугольного пека, 5% кремнефторида натрия. В качестве растворителя применяется жидкое стекло в соотношении 35 см3 на 100 г сухой смеси. Обмазка наносится на поверхность слоем толщиной 8 —10 мм вручную и выравнивается мастерком. Работа с обмазкой выполняется в резиновых перчатках во избежание раздражения кожи рук. Заготавливается обмазка малыми порциями, так как она быстро сохнет и в засыхающем состоянии плохо наносится на поверхность обмуровки.
На энергетических котлах [86] с успехом было применено уплотнение полимерным покрытием из эпоксидной шпатлевки ЭП-00-10, отвердителя НЭПА и растворителя Р-60 в соотношении 100:10:35 мае. частей. Перед нанесением покрытия поверхность обмуровки очищалась, все зазоры и трещины заделывались асбоцементным раствором, обмуровка котла просушивалась в течение 24 ч в естественных условиях. Затем поверхность загрунтовывалась в один слой приготовленной смесью и выдерживалась в течение 4 ч. На загрунтованную поверхность наносился второй слой смеси, на него наклеивались предварительно раскроенные куски стеклоткани и тщательно 63
разглаживались валиками до плотного прилегания. Приклеенная стеклоткань дополнительно пропитывалась этой же эпоксидной смесью.
Для придания газоплотному покрытию еще большей надежности и хорошего внешнего вида оно покрывалось с помощью краскораспылителя эмалью ХСЭ-6 и лаком ХСЛ. Натурные и лабораторные испытания таких полимерных покрытий показали, что они обеспечивают полную газоплотность топок котлов.
Для устранения трещин в потолочном перекрытии котлов типа ДКВр по способу [25] наращивают кладку боковых стен котла на пять рядов кирпича в высоту. Температурный шов при этом поднимается на 350 мм, натрубная обмуровка не висит и трещин в ней не образуется.
Утилизация теплоты уходящих газов. Устанавливаемые по типовым проектам в газомазутных котельных экономайзеры (см. гл. 1) обеспечивают значительную дополнительную утилизацию теплоты уходящих газов — до 5 — 6% теплоты сгорания топлива. При снижении температуры питательной воды со 100 до 70 °C за счет использования вакуумных деаэраторов вместо атмосферных или за счет установки дополнительных теплообменников между атмосферными деаэраторами и питательными насосами полезное использование теплоты в экономайзерах значительно возрастает.
При отключенных деаэраторах температура питательной воды также может быть значительно ниже расчетной, особенно при малом возврате конденсата, однако в таких случаях дополнительная экономия топлива не оправдывает потерь конденсата и дополнительных затрат на устранение последствий коррозии трубопроводов и оборудования котельной. Следует также иметь в виду, что при значительном снижении температуры уходящих газов возможно выпадение в дымовой трубе конденсата, что может привести к сокращению срока ее службы (см. §2.1).
При температуре питательной воды ниже 55 — 57 °C следует считаться с возможностью конденсации влаги из продуктов сгорания газа непосредственно на поверхностях нагрева экономайзера. Этот конденсат из-за содержания в продуктах сгорания оксидов углерода, серы и азота имеет кислую реакцию (pH = 3,54) и может вызывать коррозию поверхностей нагрева.
Если в результате испытаний установлена недостаточно эффективная работа экономайзера по сравнению с данными, приведенными в табл. 1.1, следует принять меры по устранению выявленных при ревизии недостатков — провести чистку или обмывку экономайзеров или конвективных поверхностей нагрева водогрейных котлов, уплотнить стыки квадратных фланцев, заглушить обводные газоходы. Иногда при недостаточно эффективной работе экономайзера при температуре питатель-64
ной воды 100 СС целесообразно вместо наращивания его поверхности нагрева установить дополнительный теплообменник деаэрированной воды и снизить ее температуру до 70 — 80 °C. Эта мера может быть, однако, эффективна при относительно небольшом возврате конденсата, когда температура смеси конденсата и химочищенной воды не превышает 60 — 70 °C. Это же относится и к установке вакуумных деаэраторов.
Повышение надежности работы башенных котлов типа ПТВМ. Эти проблемы более характерны для ТЭЦ, так как в промышленных котельных башенные котлы типа ПТВМ обычно работают с минимальными нагрузками. Из опыта ТЭЦ можно отметить некоторые технические решения. Для надежной работы котлов недогрев воды до кипения при всех условиях не должен быть ниже 35 — 40 С, расход воды через котел не должен быть ниже расчетного [35]. При работе башенных котлов на мазуте их тепловая мощность обычно не превышает 70% номинальной, а срок надежной работы конвективной части в среднем не превышает 5000 ч.
Для повышения надежности работы котлов на мазуте выполняют следующие мероприятия [51]: подогрев мазута до 150 °C с установкой тупиковых подогревателей непосредственно у котлов, подогрев воздуха на всасывающей стороне дутьевых вентиляторов с установкой калориферов; установка над конвективной частью защитного влагосборного конуса со смывными соплами, установка стационарного обмывочного устройства с соплами по периметру конвективной части. В дымовой трубе котлов устанавливают осевой дымосос конструкции Союзтехэнерго.
Водная обмывка котлов, которая выполняется для удаления отложений, является причиной интенсивной коррозии конвективной части. В связи с этим башенные котлы типа ПТВМ иногда оборудуют дробеочисткой. По [42] это позволило увеличить срок надежной работы конвективных частей до 14 тыс. ч. Для защиты пода котлов от коррозии, вызванной стекающей обмывочной водой, устанавливают специальные поддоны. Начато опытно-промышленное освоение газоимпульсной очистки вместо водной обмывки [34].
Глава четвертая
ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ ИСПЫТАНИЯХ КОТЛОВ
4.1. ИЗМЕРЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ
При испытаниях котельных установок широко используют как эксплуатационные приборы, так и переносные, монтируемые на время испытаний. Переносные приборы устанавливают для измерения параметров, которые имеющимися эксплуатационными приборами не измеряются или измеряются недостаточно точно. Необходимость дублирования эксплуатационных приборов переносными выявляется после обследования состояния 5-2154 65
приборов, условий их обслуживания и поверки, а также после проверки условий их включения — места установки датчиков, глубины погружения и т. п. При сомнениях в работе стационарных приборов производится проверка их показаний переносными приборами. Все используемые при испытаниях эксплуатационные приборы должны быть поверены.
Переносные приборы и специальные способы измерений, применяемые при испытаниях котлов, детально рассмотрены в [77].
При всех измерениях температуры следует учитывать возможные утечки теплоты от самих измерительных устройств. Это связано с переносом теплоты теплопроводностью через чехлы, гильзы, трубы, а в газовой среде — еще и теплообменом излучением. Поэтому измерение, например, температуры газового потока при наличии вблизи точки измерения относительно холодных поверхностей (топочных экранов, неизолированных стенок газохода и т. п.) может оказаться технически сложной задачей. Считается, что при температуре потока газов ниже 350 — 400 °C излучением от термоприемников к холодным поверхностям можно пренебречь.
При испытаниях котлов обычно используют технические ртутные термометры. Для измерения температур пара и воды ртутные термометры устанавливают обычно в защитных гильзах. Выступающие наружу части гильзы должны выбираться по возможности небольшими и обязательно покрываться тепловой изоляцией. Отверстие гильзы, через которое вставляется термометр, должно уплотняться специальной пробкой или плотной обмоткой его оболочки асбестовым шнуром. Кольцевой зазор между стенкой гильзы и резервуаром термометра заполняют машинным маслом при измерении температуры до 150 °C, а при более высокой температуре — металлическими опилками. Заполняют гильзу маслом или опилками только на высоту термобаллона (резервуара) термометра, т. е. на 1 — 2 см. Большее заполнение гильзы ведет к возрастанию оттока теплоты по ней и снижает точность измерений.
Ртутные термометры с хвостовыми частями необходимой длины могут быть весьма удобны и для измерения температуры газов. Вместо гильз можно использовать также и открытые снизу трубки, которые обеспечивают непосредственный контакт резервуара термометра с газовой средой. В этом случае необходимо тщательное уплотнение места установки термометра, чтобы исключить движение газа или воздуха вдоль термометра.
Поправки к показаниям технических ртутных термометров, как правило, не вводятся.
Для испытаний котлов применяют, как правило, термопреобразователи, имеющие точно известные характеристики 66
(стандартные). Градуировочные характеристики обычно применяемых термоэлектрических преобразователей градуировки ХК (хромель-копель) и ХА (хромель-алюмель) приведены в табл. 4.1 и 4.2. Можно использовать как термопреобразователи стационарного типа — в чехлах, с компенсационными проводами, так и изготовленные на месте из термоэлектродной проволоки, которая выпускается промышленностью. Для сварки таких термопреобразователей можно использовать обычный лабораторный автотрансформатор (ЛАТР) на 10 А. К одному из концов вторичной обмотки присоединяют графитовый электрод, ко второму концу — скрученные электроды гермопреобразователя. При сближении скрученных концов с графитовым электродом образуется дуга, которая сваривает термопреобразователь. В качестве графитового электрода можно использовать металлическую коробочку с графитовым порошком.
Для измерения термо-ЭДС термопреобразователей при испытаниях котлов следует использовать переносный потенциометр типа ПП-63, показания которого не зависят от электрического сопротивления измерительной цепи термопреобразователя. Холодные спаи термопреобразователей должны быть термостатированы, т. е. находиться при определенной 1емпературе — см. рис. 4.1. Группы однородных термопреобразователей целесообразно включать с дополнительным встречным термопреобразователем по схеме рис. 4.2. Каждый свободный конец термопреобразователя помещают в пробирку с обезвоженным трансформаторным маслом, а сами пробирки погружают в термостат. Для особо точных измерений используют в качестве термостата сосуд Дьюара (термос или колбу от юрмоса) с тающим льдом, но для обычных испытаний можно использовать обычный стакан с водой, температура которой
Таблица 4.1. Градуировочная таблица термопреобразователя хромель-алюмель (при температуре свободных концов 0 °C), мВ
1 смпера-1 ура ра-бочсго конца, С Температура рабочего конца, С
0 100 200 300 400 500 600 700
0 0 4,10 8,13 12,21 16,40 20,65 24,91 29,15
10 0,40 4,51 8,53 12,62 16,83 21,08 25,33 29,57
20 0,80 4,92 8,93 13,04 17,25 21,50 25,76 29,99
30 1,20 5,33 9,34 13,45 17,67 21,93 26,19 30,41
40 1,61 5,73 9,74 13,87 18,09 22,35 26,61 30,83
50 2,02 6,13 10,15 14,29 18,51 22,78 27,04 31,24
60 2,43 6,53 10,56 14,72 18,94 23,21 27,46 31,66
70 2,85 6,93 10,97 15,14 19,37 23,63 27,88 32,08
80 3,26 7,33 11,38 15,56 19,79 24,06 28,30 32,49
90 3,68 7,73 11,80 15,98 20,22 24,49 28,73 32,91
67
Таблица 4.2. Градуировочная таблица термопреобразователя хромель-копель (при температуре свободных концов О °C), мВ
Температура рабочего конца, °C Температура рабочего конца, ° С
0 100 200 300 400 500
0 0 6,95 14,66 22,91 31,49 40,16
10 0,65 7,69 15,48 23,75 32,35 41,03
20 1,31 8,43 16,30 24,60 33,22 41,91
30 1,98 9,18 17,22 25,45 34,08 42,79
40 2,66 9,93 17,95 26,31 34,95 43,68
50 3,35 10,69 18,77 27,16 35,82 44,56
60 4,05 11,46 19,60 28,02 36,68 45,45
70 4,76 12,24 20,43 28,89 37,55 46,34
80 5,48 13,03 21,25 29,76 38,42 47,23
90 6,21 13,84 22,08 30,62 39,29 48,12
постоянно измеряется лабораторным термометром. Действительная температура определяется по уточненной ЭДС:
ЭД = ЭИЗМ + ЭХС,
где Эд — ЭДС термопреобразователя при действительной температуре горячего спая; Эизм— измеренная ЭДС; Эх.с — ЭДС термопреобразователя при температуре холодного спая.
При упрощенных измерениях определяют ртутным термометром температуру воздуха в зоне расположения свободных концов термопреобразователей. При этом в случае измерения температур газов стационарными термопреобразователями диаметром электродов более 2 мм без-компенсационных проводов ошибка может быть очень существенной из-за передачи теплоты к холодному концу по электродам и чехлу термопреобразователя.
Для точных измерений температур газов (выше 400 — 500 °C) необходимо использовать термопреобразователи с отсосом или политермопреобразователи [63].
Политермопреобразователь представляет собой устройство с двумя-тремя цилиндрами разных диаметров, которые излучают к холодным поверхностям (экранам) с различной интенсивностью, в результате чего температура цилиндров большего диаметра ниже. Действительная температура газового потока определяется с учетом температуры всех термоприемников. При использовании политермопреобразователей можно также оценить скорость газов и интенсивность падающего теплового потока.
Для повышения точности измерения температуры газов в неизолированных газоходах при температуре газов 400 — 500 °C целесообразно использовать голые термопреобразователи (без чехлов), которые меньше излучают к холодным поверхностям. 68
Рис. 4.1. Термостатирование холодного электрического термопреобразователя:
I — электрический термопреобразователь; 2-кан с водой; 3— ртутный термометр; 4 — м< провода; 5 — потенциометр
Рис. 4.2. Схема группового термостатирования:
/ электрический термопреобразователь; 2 — компенсационные провода; 3 — потенцио-Meip, 4 — термометр; 5 — медные провода; 6 — переключатель; 7 — встречный электрический термопреобразователь; 8 — сосуд с маслом
Поверхностные термопреобразователи используют для измерения температуры пара и воды в случаях, когда врезать гильзу в трубу трудно из-за малого диаметра трубы, когда нет возможности остановить котел.
Самым простым и надежным способом крепления поверхностных термопреобразователей [47] является раздельная укладка термоэлектродов в канавки, выполненные непосредственно в теле трубы или в приваренной к ней бобышке. Термопреобразователи изготовляют из термоэлектродной проволоки диаметром не более 1 мм. Ширина канавки должна быть на 0,1 — 0,2 мм меньше диаметра проволоки d, глубина канавки должна быть (0,8 — 1,0) d, расстояние между прорезями 7 10 мм, длина прорези 10 мм. Прорези выполняют по хорде
окружности трубы при помощи ножовки, развод зубьев которой иачивают на наждачном круге до нужного размера. Иногда прорези вырубают крейцмейселем. Наплавки выполняют с соблюдением основных требований для сварки. Термоэлектрод закладывают в прорезь легким постукиванием. Затем ударами молотка производят окончательную зачеканку электродов.
В случаях, когда выполнение наплавок или прорезей в стенке । рубы нецелесообразно, можно размещать термопреобразовате-||и в специальной накладке, которая плотно прилегает к поверхности трубы и прижимается хомутом. Для уменьшения опока теплоты от мест зачеканки электродов их следует плотно прижать к поверхности трубы (без электрического контакта) и обеспечить надежную тепловую изоляцию трубы на 69
длине 300 — 500 мм. При раздельной установке термоэлектродов, как указано выше, в электрическую цепь термопреобразователя вводится дополнительный металл самой трубы (или наплавки). Это не влияет на термо-ЭДС термопреобразователя.
Для измерения температуры металла обогреваемых труб в топке и газоходах используют температурные вставки [47].
Прибор ЭТП-М (электронный термометр параметрический) может использоваться при испытаниях котлов главным образом для измерения температуры наружного слоя обмуровки или тепловой изоляции котлов и трубопроводов. Прибор переносный, снабжен сменными насадками и внутренним источником питания от сухих элементов. Насадку для измерения температуры поверхностей следует прижимать плотно, без сдвигов и вибраций так, чтобы ручка датчика была перпендикулярна поверхности, температура которой измеряется. Для обеспечения надежного теплового контакта датчика с поверхностью перед измерением температуры медный колпачок смазывают техническим вазелином. Прибор градуирован непосредственно в градусах.
4.2. ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЙ И РАСХОДОВ
Жидкостные манометры находят самое широкое применение при наладочных работах. В качестве уравновешивающей жидкости применяют ртуть, воду или этиловый спирт. Отсчет показаний на воде и спирте производят по нижнему мениску, на ртути — по верхнему. При значительных колебаниях измеряемого давления для удобства отсчета применяют местное сужение соединительной линии. При испытаниях применяют двухтрубные (U-образные) манометры, а при измерении малых давлений и разрежений — тягонапоромеры типа ТНЖ с наклонной измерительной трубкой, что существенно повышает точность отсчета. Этот прибор допускает корректировку нуля передвижением шкалы специальным винтом и подрегулировку установки по уровню с помощью правого установочного винта.
Многопредельный микроманометр ММН-240 допускает изменение угла наклона измерительной трубки в зависимости от измеряемого давления. Рабочая жидкость — этиловый спирт. Применять вместо спирта в микроманометрах керосин и воду не следует, так как керосин быстро загрязняется и разъедает резиновые соединения прибора, а вода образует недостаточно четкий вогнутый мениск. Кроме того, в воде корродируют металлические части прибора и продукты коррозии забивают выход из нижней части сосуда в измерительную трубку. Прибор используется как дифференциальный манометр при измерении расходов газов и воздуха пневмометрическими трубками.
70
При измерении расходов воды и пара в качестве дифференциального манометра используется ртутный дифманометр ДТ-50. Перед заполнением ртутью прибор ДТ-50 промывают горячим мыльным раствором (50 — 60 г соды и 10 — 20 г мыла на 1 л воды) и опрессовывают водой под давлением, на 15% превышающим рабочее. Заполняют прибор ртутью только в специальном помещении, оборудованном для этой цели (ртутной комнате). Ртуть заливают через нижний ниппель при открытых клапанах верхнего блока. После заливки ртути необходимо убедиться в плотности сальников и арматуры нижнего блока; просачивание и подтекание ртути недопустимо.
При перетяжке сальников, выполненных из резиновых колец, могут треснуть концы стеклянных трубок. В этом случае необходимо сменить трубки. При их отсутствии можно аккуратно обрезать имеющиеся стеклянные трубки до одной длины и соответственно поднять нижний блок прибора. Для его крепления на новом месте в опорной раме сверлят новые отверстия под крепежные болты. Пределы измерений прибора несколько уменьшатся.
Перед подключением прибора следует поочередно продуть соединительные трубки и открыть уравнительный клапан. Закрыть его можно только после открытия обоих запирающих клапанов. Для подключения дифманометров к сужающим устройствам используют медные трубки внутренним диаметром 8—12 мм.
Измерение статических давлений и разрежений в газовых потоках следует вести из отборов, представляющих собой небольшие отверстия в стенках труб или газовоздуховодов. Отверстия должны выполняться диаметром 3 — 4 мм, без заусенцев и неровностей с внутренней стороны. Над отверстием к стенке приваривают штуцер внутренним диаметром 4 — 6 мм для подключения соединительной резиновой трубки. Соединительные резиновые трубки следует прокладывать без перегибов с уклоном в сторону прибора, чтобы обеспечить слив воды, конденсирующейся из водяных паров, которые могут содержаться в измеряемой среде. Необходимо проверять плотность трубок.
Сужающие устройства должны соответствовать требованиям [3]. При использовании дроссельных расходомеров в качестве основных балансовых приборов необходимо проверить регистрацию их в территориальном центре метрологии и стандартизации, уточнить время последней проверки, наличие акта ревизии диафрагмы. При отсутствии этих данных выполняется ревизия диафрагмы с проверкой диаметра отверстия, диаметров груб и камер, проверяется острота входной кромки. Для измерения расхода устанавливается дифманометр ДТ-50. Для перевода его показаний в значения расхода необходимо выполнить расчет по [3].
71
Рис. 4.3. Схема тарировки сечения (К—контрольная точка)
Рис. 4.4. Двойная напорная трубка ВТИ:
7— наконечник; 2 — штата, 3, 4- штуцера
При измерении расхода насыщенного пара следует иметь в виду, что перепад давлений, создаваемый диафрагмой, практически не зависит от количества жидкой фазы в паре [3].
Напорные трубки применяют для измерения расходов воздуха, иногда продуктов сгорания. Трубками измеряют динамическое давление среды в данной точке канала, которое месте соотношением
связано со скоростью в этом
и>=1,414к7р7р >
где w — скорость, м/с; рд — динамическое давление, Па; р — плотность измеряемого вещества, кг/м3; К — коэффициент напорной трубки.
Скорость среды по сечению канала различна, особенно после местных сопротивлений. Для определения средней расчетной скорости измеряют скорости по всему сечению (делают тарировку). Для этого площадь поперечного сечения канала разбивают на равновеликие участки (рис 4.3), в пределах каждого из них скорость принимают постоянной. Прямоугольные каналы разбивают на ряд равновеликих участков с размерами сторон 100 — 200 мм. Измерения проводят в центре каждого участка, причем не менее 2 раз — при движении трубки туда и обратно.
72
Задачей тарировки сечения является получение усредняющей поправки к показаниям трубки в контрольной точке, где в дальнейшем будут измерять расходы при наладке и испытаниях котла. Динамическое давление в контрольной точке необходимо измерять в процессе тарировки несколько раз, чтобы подтвердить постоянство расхода воздуха во время тарировки.
После снятия поля скоростей подсчитывают значение ^/Рд” для каждого измерения, затем определяют среднее значение (у/Рд )с₽- Коэффициент неравномерности распределения скорости потока определяют по формуле
с = (у/Рд )ср /\/Р д >
где Рд — измеренное в процессе тарировки сечения давление в контрольной точке.
Средняя скорость потока
Wcp = l,414Kc7FI7p •
Объемный расход V, м3/с, определяется по площади сечения F:
V=wqvF.
Круглое сечение диаметром 350—1500 мм разбивают на 6 — 20 равновеликих концентрических площадей и производят измерения по двум взаимно перпендикулярным диаметрам. Радиусы средних окружностей, на которых должны располагаться точки измерений в каждом кольце, определяют по формуле
гп = Л07(2^=й)2У,
где г„ — радиус средней окружности, мм; Ro — внутренний радиус канала, мм; п — порядковый номер кольца, считая от центра трубы; N—общее количество равновеликих колец.
Конструкции напорных трубок могут быть стержневыми и Г-образными. Г-образные трубки системы Прандтля имеют К= 1, но они требуют для монтажа в воздуховодах использования сложных разрезных сальников. Более удобные в обращении Г-образные трубки, также с К= 1, используются при наладке вентиляции [14].
Стержневые напорные трубки ВТИ (рис. 4.4) имеют для отбора давления два отверстия, выполненные на лобовой и тыльной сторонах по отношению к потоку. При Re = 200 4-12 000 трубка имеет постоянный коэффициент К=0,7. Отклонение оси отборных отверстий от направления потока на угол до 20 ° практически не влияет на показания. Эти трубки позволяют получить видимое динамическое давление потока в 2 раза больше действительного, очень просты в обращении и не требуют сложных устройств для установки.
Напорные трубки из-за возможности поворота от заданного
73
положения и засорения обычно используют только для разовых измерений и тарировок. Для длительных измерений в контрольных точках вместо трубок устанавливают специальные мультипликаторы (микровентури) — рис. 4.5.
Одинарные микровентури дают видимое динамическое давление в 5 — 9 раз большее, чем Г-образные трубки, а двойные — в 8—15 раз больше. Микровентури не чувствительны к углу скоса потока до 30 ’. Недостатком этих устройств является возможность пульсации среды. 74
4.3. АНАЛИЗ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ
В волюмометрических приборах анализ газов выполняется путем поглощения из пробы газов отдельных компонентов в различных поглотителях, после каждого поглощения определяется объем оставшейся пробы. В настоящее время используют практически только прибор ГХП (рис. 4.6).
Важнейшей частью прибора являются поглотительные сосуды 1 и 2. Внешний стакан сосуда является приемником реактива, внутренний контактный цилиндр заполнен тонкими стеклянными трубочками длиной 100— 120 мм и диаметром 4—5 мм. Трубки служат для увеличения поверхности соприкосновения газа с реактивами, что дает возможность ускорить поглощение. Сосуды 7 и 2 заполнены соответственно раствором щелочи для поглощения СО2
Рис. 4.6. Схема газоанализатора ГХП-100
и SO2 и щелочным раствором пирогаллола для
поглощения О2. Сосуд 2 снабжен резиновым мешком для исключения контакта
раствора пирогаллола с воздухом.
Измерительная бюретка 3 помещена в стеклянный цилиндр 4, заполненный водой, что обеспечивает постоянство температуры пробы. Воду следует брать дистиллированную или в крайнем случае просто кипяченую, так как из сырой воды при нагреве могут выделяться пузырьки воздуха, затрудняющие отсчет по бюретке. Нижняя часть бюретки связана с уравнительным стаканом 5, а верхняя с гребенкой 6. состоящей из серповидных трехходовых кранов 7 над поглотительными сосудами 7 и 2 и серповидного крана 8, который при отсутствии поглотительного сосуда для СО обычно используют для сообщения гребенки с атмосферой.
Для отсоса можно использовать имеющуюся в комплекте прибора резиновую грушу, но лучше собрать схему с постоянным отсосом. Подключить отсос можно к всасывающему карману дымососа (можно и соседнего котла), к специальному водяному эжектору или к воздуходувке, применяемой для отбора проб при наладке вентиляции. Контроль отсоса ведется по пробулькиванию газов через воду в нижней части барботажного сосуда (фильтра) 9.
В качестве запирающей жидкости для прибора используют насыщенный раствор поваренной соли. Еще лучше применять хлористый кальций, который не оставляет следов на стенках бюретки при высыхании раствора. Раствор подкисляют серной или соляной кислотой и подкрашивают метилоранжем в розовый цвет. Это улучшает видимость уровней и позволяет вовремя выявить попадание в запирающую жидкость щелочных растворов, которые окрашивают метилоранж в желтый цвет. Такая жидкость поглощает СО2, и се необходимо 75
сменить. Через гребенку и бюретку необходимо также налить запирающую жидкость в сосуд 9 на высоту 25 — 30 мм.
Перед включением прибора в работу необходимо довести уровни реактивов в сосудах 7 и 2 до меток под кранами 7 и проверить прибор на плотность, для чего при заполненной до верхней метки бюретке и отключенной от пробы гребенке опустить уравнительный сосуд 5 как можно ниже. Если за несколько минут уровни в бюретке и капиллярах над поглотительными сосудами не опустятся, то аппарат можно считать герметичным.
Перед отбором пробы соединительные линии от газохода к прибору должны быть надежно заполнены анализируемым газом. Если непрерывный отсос не организован, то необходимо прокачать линии грушей или непосредственно через бюретку. Для отбора пробы заполняют бюретку газом из линии с запасом — ниже нулевой отметки шкалы. После этого поднимают уравнительный сосуд 5 до уровня, при котором жидкость в нем устанавливается на уровне нуля бюретки и открывают на мгновение кран 8 для сообщения с атмосферой. При этом нельзя допускать, чтобы при открытом кране уровень воды в бюретке опускался (при этом в пробу подсасывается воздух). Иногда выпуск излишней порции газа из бюретки контролируют, зажимая выходное отверстие крана большим пальцем левой руки.
После отбора и контрольной проверки объема пробу прокачивают последовательно через сосуд 1 для определения СО2 (точнее CO24-SO2 = RO2) и через сосуд 2 для определения RO2 + O2. При всех отсчетах объемов по бюретке уровни запирающей жидкости в бюретке 3 и уравнительном сосуде 5 должны совпадать, а уровни реактивов в поглотительных сосудах должны быть подтянуты до меток. Глаз наблюдателя должен быть расположен в одной плоскости с наблюдаемым уровнем. При прокачивании пробы через поглотительные сосуды следует полностью вытеснять газ из бюретки 3 (поднимать уровень в ней до метки) и обеспечивать смачивание трубок реактивом по всей высоте. Если уровень пирогаллола в сосуде 2 не виден, следует опускать сосуд 5 до такой высоты, при которой уровень жидкости в бюретке 3 опускается до делений 25 — 30. Обычно после поглощения кислорода из пробы газа этот реактив становится прозрачным. Количество прокачиваний — 3 — 5 для поглощения RO2 и 6 — 9 для О2. Убедиться в полноте поглощения и уточнить количество качаний можно по совпадению двух последовательно проведенных отсчетов на одной пробе после 2 — 3 дополнительных качаний. Отсчет объема пробы при отборе и после поглощения следует вести сразу, так как показания затем могут несколько измениться из-за стекания капель со стенок бюретки. Для 76
получения правильных результатов нельзя допускать попадания реактивов в гребенку. Если это произошло, ее надо промыть запирающей жидкостью на слив через кран 8 до розовой окраски стекающей жидкости.
Необходимо отметить, что работа на аппарате ГХП (Орса — по фамилии изобретателя) требует постоянного навыка, и обычно при испытаниях и наладке котлов ее поручают одному из членов наладочной бригады, а не наскоро обученным наблюдателям.
Раствор едкого кали для сосуда 7 готовится растворением 60 — 70 г химически чистого КОН в 130 —140 мл дистиллированной воды. Если нет химически чистого КОН, можно пользоваться техническим, но в этом случае раствору надо дать отстояться. При растворении КОН температура сильно повышается. При насыщении раствора диоксидом углерода на стенках поглотительного сосуда начинают выделяться кристаллы, что говорит о необходимости замены раствора.
Реактив для поглощения кислорода готовят растворением 35 г пирогаллола в 60 мл дистиллированной воды. Этот раствор смешивают со 120 мл 50%-ного водного раствора КОН. Готовый реактив интенсивно поглощает кислород из воздуха, и смешение растворов лучше вести непосредственно в сосуде 7, в крайнем случае в закрытой колбе. Раствор щелочи следует брать охлажденный, так как при растворении пирогаллола также происходит выделение теплоты.
После заливки раствора в поглотительный сосуд необходимо подтянуть раствор до метки. Уровень в приемном (внешнем) сосуде при этом должен быть таким, чтобы надежно исключить пробулькивание воздуха при подтяжке уровня, но обеспечить прием всего объема реактива при вытеснении его пробой газа из контактного (внутреннего) сосуда.
После подтягивания раствора пирогаллола до .метки в сосуде 2 дыхательное отверстие в резиновой крышке сосуда надо немедленно закрыть резиновым баллоном для исключения контакта раствора с атмосферой. Следует иметь в виду, что через некоторое время объем воздуха в резиновом баллоне уменьшится из-за поглощения из него кислорода. Для нормальной работы раствора пирогаллола его температура не должна быть ниже 15 С.
Из хроматографических газоанализаторов в настоящее время для анализа продуктов сгорания используется прибор «Газохром-3101», причем обычно его используют в несколько упрощенном варианте для достоверного определения продуктов неполного сгорания — Н2, СО и СН4. Для этих анализов в качестве газа-носителя используется только воздух.
Прибор комплектуется отдельным самопишущим потенциометром и встроенным показывающим милливольтметром. Прокачка воздуха осуществляется встроенным микрокомпрессором, расход воздуха контролируется по имеющемуся в приборе реометру. Пробу газов отбирают шприцем из резиновых соединительных шлангов аппарата типа ГХП. При этом шланги должны быть надежно заполнены анализируемым газом. Отбор газов из остатков пробы после поглощения СО2 и О2 в газоанализаторе ГХП недопустим, так как из пирогаллола выделяется оксид углерода СО.
77
Результаты анализа записываются на ленте потенциометра (так называемая хроматограмма). Первым выделяется и фиксируется Н2, второй пик N2 + O2 образуется из-за различия содержания этих газов в воздухе и в анализируемой пробе, третий пик — СО. Пик, соответствующий метану СН4, фиксируется через 3 — 4 мин. Для большей точности определения СН4 возможен дополнительный ввод пробы в рассечку разделительной колонки. В случаях, когда не представляется возможным доставить в котельную самопишущий потенциометр, можно использовать показывающий милливольтметр, встроенный в переносный основной блок прибора. В этом случае отсчет времени выхода компонентов необходимо вести по секундомеру, а размеры пиков отсчитывать по милливольтметру.
Важнейшей практической особенностью прибора является необходимость предварительной калибровки его с помощью специальных контрольных смесей. Калибровку следует проводить после каждой перевозки прибора. В процессе калибровки устанавливают расход воздуха и объем пробы. Для хроматографа «Газохром-3101» зависимость между концентрацией компонента и высотой пика является линейной и по результатам анализа концентрация компонента с, определяется простым пересчетом:
где — определенная по хроматограмме высота пика данного компонента; — высота пика данного компонента при калибровке; ск— концентрация компонента в контрольной пробе.
При использовании милливольтметра вместо высот пиков следует отсчитывать эти пики в делениях шкалы.
Для хранения и перевозки контрольных проб наиболее удобны аспираторы типа «Коро». Можно пользоваться стеклянными пипетками с кранами с обоих концов, для длительного хранения краны следует окунуть в расплавленный парафин. Для вытеснения контрольных проб следует использовать ту же запирающую жидкость, что и в газоанализаторе типа ГХП.
Упрощенные анализаторы. Для упрощенного анализа продуктов сгорания на содержание СО используют индикаторные трубки, выпускаемые для газоопределителя ГХ-4. Индикаторная трубка заполнена специальным реактивом, нанесенным на силикагель, и запаяна с обоих концов. Для анализа концы обламывают и через трубку пропускают 100 или 1000 см3 анализируемого газа. Концентрацию СО устанавливают по длине окрашенного слоя. Шкала для отсчета нанесена на трубку, а также на упаковку трубок. Пробу газа прокачивают через трубку с помощью газоанализатора ГХП. 78
Иногда для упрощенного анализа используют газоанализатор (точнее газоиндикатор) ПГФ-2М1-У4 «Водород», предназначенный для контроля наличия водорода в воздухе. Использование его для контроля наличия водорода в продуктах сгорания может быть полезным при предварительных испытаниях.
За рубежом начали широко применяться кислородомеры, выполненные на базе датчиков с твердым электролитом из оксида циркония. Эти приборы используются как стационарные. Изготовляют также упрощенные приборы для газового анализа, которые обеспечивают автоматический отсчет содержания О2 в продуктах сгорания. Обычно такие приборы одновременно измеряют температуру уходящих газов и могут быть оборудованы специальными калькуляторами, что дает возможность после установки зонда в газоход получить на индикаторе КПД котла.
4.4. НЕКОТОРЫЕ СПЕЦИАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ НАЛАДОЧНЫХ РАБОТАХ
Упрощенное измерение расходов. При наладке котельных и расчетах удельных норм на отпуск теплоты часто возникает необходимость измерения расхода среды в трубопроводах, в которых по разным причинам не установлены расходомерные диафрагмы. В этих случаях можно использовать измерения с помощью напорных трубок по [12, 13]. Для измерения по этому способу на трубопроводе монтируют специальную шлюзовую камеру с отключающей задвижкой. Напорная трубка для измерений вводится в трубопровод через открытую задвижку, по окончании измерений трубка выводится из трубопровода в шлюзовую камеру и задвижка закрывается.
Измерения по [12] проводят путем снятия поля скоростей, а по [13] — определением динамического давления в одной определенной точке сечения трубы. Способ [13] пригоден, однако, только для измерения расхода в трубах диаметром не менее 300 мм. Конструкции применяемых для этих измерений напорных трубок и схемы устройств для их ввода в трубопровод приведены в [12, 13]. Эти измерения, поскольку они выполняются в соответствии с государственными стандартами, могут использоваться как для измерений при балансовых испытаниях котлов, так и для организации коммерческого учета.
Для упрощенных измерений расхода воды можно использовать перепад давлений на отводах (коленах) трубопроводов. При движении воды давление на внутренней стороне отвода меньше, чем на наружной. Перепад давлений можно измерить с помощью дифманометра ДТ-50. Для измерения пригодны только гладкие литые или гнутые отводы без сварных швов и складок. Схема отвода с расчетными размерами приведена на 79
Рис. 4.7. Колено-расходомер
Рис. 4.9. Зонд для определения скорости коррозии:
а — общий вид; б — поперечное сечение, в — узел крепления образца
Рис. 4.8. Шкала для определения числа Бахараха
рис. 4.7. Расход воды через трубопровод определяется [74] по формуле
G = 3\6y/D3 RH ,
где D — внутренний диаметр трубы, м; R — радиус гиба, м; Н—измеренный перепад давлений по дифманометру ДТ-50, мм.
Такие измерения могут использоваться только для приближенных оценок, когда установка измерительных диафрагм или шлюзовых камер на трубопроводах невозможна. Использовать такие измерения для балансовых испытаний котлов и для коммерческого учета нельзя.
80
Метод Бахараха. Определение концентрации сажи в продуктах сгорания является весьма трудоемкой операцией и может выполняться только в специально оборудованной химической лаборатории. Такие анализы при испытаниях промышленных котлов обычно не выполняют, хотя содержание сажи в продуктах сгорания характеризует полноту сжигания, что особенно важно при сжигании мазута в полностью экранированных небольших по размеру топках. За рубежом нашел широкое применение экспресс-метод определения концентрации сажи, известный как метод Бахараха [61 ]. Пробу газа засасывают из газохода специальным поршневым насосом, который одновременно дозирует порцию газа. В процессе отсоса газ пропускается через фильтровальную бумагу. Степень почернения фильтра сравнивают с эталонной шкалой, по которой определяют число Бахараха, которое может изменяться- от 1 до 9.
Количество пропускаемого газа через 1 см2 фильтровальной бумаги должно составлять 5750 ±250 мл. Фильтровальная бумага должна иметь коэффициент отражения 85 ±2,5% и пропускную способность 3 л/мин при перепаде давлений 2 кПа. Эталонная шкала наносится на белую бумагу с коэффициентом отражения 85%. Сравнительные цвета наносятся на бумагу в виде фигур круглой формы (рис. 4.8).
Коэффициент отражения первого круга с номером 0 равен коэффициенту отражения чистой бумаги и соответствует числу Бахараха 0. Коэффициент отражения каждого следующего круга с номерами 1—9 на 10% ниже предыдущего, так что отражательная способность последнего круга с номером 9 составляет только 10% отражательной способности первого.
Сравнение полученного сажевого пятна с эталоном может производиться как визуально, так и фотометрическим способом. Температура газа перед фильтровальной бумагой должна быть не ниже 150 — 200 °C.
При сопоставлении данных по содержанию сажи, полученных по методу непосредственного анализа и по методу Бахараха, было установлено, что существует однозначная зависимость между числом Бахараха и концентрацией сажи, г/м3. Однако характер этой зависимости несколько изменяется при переходе от газа к мазуту. Например, при сжигании мазута числу Бахараха 3 соответствует ц = 0,15 г/м3; 5 — ц = 0,25 г/м3; 7 — 0,35 г/м3; 9 — 0,5 г/м3. При сжигании газа эти значения могут быть в 2 — 3 раза меньше из-за высокой дисперсности газового факела.
Определение скорости коррозии. Коррозионная агрессивность продуктов сгорания мазута зависит от температуры стенки по кривой сложной формы — см. рис. 6.1. Форма кривой связана с тем, что скорость коррозии зависит как от температуры стенки, определяющей скорость химической реакции, так и от кон-6-2154 81
центрации выпадающей серной кислоты. Чем выше температура, тем выше концентрация серной кислоты в росе, а с ростом концентрации скорость коррозии падает. Например, при сжигании чистой серы в выпадающей росе содержалась кислота концентрацией примерно 95%, которая не воздействовала на металл поверхностей нагрева даже при температуре около 300 °C. Два противоположно действующих фактора — скорость реакции и концентрация — приводят к образованию второго пика коррозии при температуре около 120 °C. Абсолютное значение скорости коррозии зависит от целого ряда факторов— нагрузки котла, коэффициента избытка воздуха, содержания серы в мазуте. Знание этой зависимости необходимо для выбора оптимальных режимов работы котлов на мазуте по условиям их надежности. С помощью специального зонда по [87] можно получить кривую по результатам измерений за один опыт на одном приборе.
Зонд (рис. 4.9) выполнен в виде цилиндрического металлического корпуса 1, предназначенного для размещения в стенке 2 газохода, и содержит штуцер 3 для подвода охлаждающего воздуха, штуцер 4 для вывода проводников 5 и 6 от эталонных и испытуемых образцов 7 и 8, установленных на поверхности корпуса 7. В корпусе выполнены отверстия 9, в которых расположены пробки 10 из электроизоляционного материала с винтами 11 для закрепления с помощью шайб 12 и 13 эталонных и испытуемых образцов 7 и 8, а также проводников 5 и 6.
Поверхность корпуса зонда покрывают эмалью или термостойким лаком. Взвешенные образцы 8 размещают вдоль корпуса 1 металлического зонда. К одному из концов каждого образца 8 присоединяют с помощью винта /7 и шайб 72 и 13 свой проводник 5 из металла, имеющего термоэлектрические свойства, отличные от термоэлектрических свойств металла образца, а в качестве другого проводника используют корпус зонда, к которому присоединен свободный конец испытуемого образца. Проводник 5 и корпус 7 соединяют с регистрирующим прибором (потенциометром). Через штуцер 3 подают охлаждающий воздух, в результате чего образцы 8, расположенные вдоль корпуса, нагреваются до различных температур.
Температура минимальна вблизи штуцера 3 и максимальна у противоположного конца корпуса, поскольку охлаждающий воздух по мере прохождения вдоль корпуса зонда нагревается. Подбирая расход воздуха через штуцер 3, можно получить нужное распределение температур. Температуры измеряются с помощью термопреобразователей, функции которых выполняют проводник 5, изготовленный, например, из сплава копель, и испытуемый железный образец 8. Полученная при нагреве такого соединения ЭДС передается на регистрирующий 82
прибор через проводник 5 и корпус 1 зонда. После выдержки образцов в газоходе в течение заданного времени их охлаждают, снова взвешивают и по изменению массы судят о скорости коррозии при температуре данного образца.
Для определения скорости коррозии по изменению электросопротивления образцов на корпусе зонда размещают дополнительно эталонные образцы 7, аналогичные испытуемым, но имеющие защитное покрытие. Один конец эталонного образца прикрепляют к тому концу эталонного образца 8, к которому присоединен проводник 5, а к другому концу эталонного образца прикрепляют проводник 6 из того же металла, что и проводник 5. При нагреве образцов изменение электросопротивления измеряют с помощью проводников 5 и 6, а температуру— термопреобразователем, образованным проводником 5 и образцом 8. Кроме того, с помощью проводников 5 и 6 можно измерить разность температур по длине эталонного образца 7.
Глава пятая
БАЛАНСОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ КОТЛОВ
5.1. СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА КОТЛА
Испытания котлов выполняют обычно в установившемся тепловом состоянии, поскольку основная нагрузка промышленной котельной изменяется только в связи с включением и выключением отдельных потребителей. Если же режим потребления пара меняется постоянно, то такой режим следует считать установившимся и проводить при нем испытания и наладку котлов. Отопительная нагрузка изменяется в течение суток всего несколько раз, и отопительные котлы практически всегда работают в стабильном тепловом режиме.
По закону сохранения энергии в установившемся тепловом состоянии общее количество теплоты, входящей в какой-либо ограниченный объем пространства, должно быть равным количеству энергии, выходящей из этого объема. Для составления теплового баланса котельной установки необходимо обеспечить стабильный тепловой режим, четко ограничить объем пространства, для которого составляется тепловой баланс, и определить все входящие и выходящие потоки теплоты.
На рис. 5.1 приведена схема теплового баланса типичного промышленного парового котла с отдельно стоящим экономайзером. Тепловой баланс такой котельной установки составляют обычно для контура АБВГДЕ, охватывающего котел вместе с экономайзером.
83
Рис. 5.1. Тепловой баланс парового котла:
ПК—паровой котел; Э — экономайзер; ГМ Г—горелка
Из приходных частей баланса учитывают прежде всего теплоту сгорания топлива. В СССР принято учитывать низшую теплоту сгорания QS, которая не учитывает теплоты конденсации водяных паров, образующихся при сгорании топлива. В приходную часть баланса входит также физическая теплота (энтальпия) всех входящих в расчетный объем потоков массы — питательной воды, топлива, дутьевого и присосанного воздуха, распыливающего пара. В расходной части баланса важнейшими составляющими являются энтальпии произведенного котлом пара и продуктов сгорания. Необходимо также учесть уносимую продуктами сгорания неиспользованную в котельной установке теплоту сгорания топлива, которая определяется наличием в дымовых газах продуктов неполного сгорания — оксида углерода, водорода, метана. Возможно и наличие в продуктах сгорания недогоревших частиц углерода. Для небольших котлов может быть достаточно заметной и потеря теплоты в окружающую среду наружными ограждениями котла и трубопроводов за счет излучения и конвекции. Энтальпию продувочной воды следует определять по температуре, с которой она уходит из данного балансового объема, т. е. при температуре насыщения в котле.
Тепловой баланс котельной установки по объему АБВГДЕ можно представить в виде
BQ» + Ну + 7/д. в + НПр. в + Н„. в= Dhn + ^пр + Ну* + бз + Q4 + 65, (5.1) где В — расход топлива; бн— низшая теплота сгорания топлива; Нт — энтальпия входящего топлива; 77д.в, Нпр в — энтальпии воздуха, поступающего в котел от дутьевого вентилятора и с присосами соответственно; бз» 64- 6s — абсолютные потери 84
теплоты соответственно с химической и механической неполнотой горения и в окружающую среду; Яух, Нп в. Япр— энтальпии уходящих газов, питательной и продувочной воды; D — расход пара, выработанного котлом; hn — удельная энтальпия пара.
Энтальпии воздуха, поступающего в котел от дутьевого вентилятора и с присосами, указаны раздельно, поскольку температура этих потоков может быть различной, а количество присосанного воздуха для промышленных котельных может быть весьма существенным. Теплота распыливающего пара в тепловой баланс котла должна быть включена как в приходной части, так и в расходной. Однако удельная энтальпия этого пара на входе и выходе в обычных условиях работы промышленных котлов практически одинакова, так как температура его мало меняется.
Например, при использовании для распиливания мазута пара с давлением 0,7 МПа его удельная энтальпия равна 2764 кДж/кг, а на выходе из котла при температуре 140 °C и при парциальном давлении водяного пара 0,01 МПа также равна 2764 кДж/кг. Поэтому соответствующие члены в уравнении баланса сокращаются и для обычных условий энтальпию распыливающего пара в тепловой баланс котла можно не включать. Весьма существенный расход теплоты топлива на паровой распыл мазута и обдувку следует учитывать в тепловом балансе котельной в целом (см. гл. 8).
Энтальпию самого топлива учитывают в случае сжигания мазута и включают в располагаемую теплоту топлива [16], так что
BQpP = B(Q» + cutu\ (5.1а)
где см — теплоемкость мазута (примерно 1,9 кДж/кг); /м — температура его подогрева, °C.
В случае сжигания мазута вместо следует подставлять 2р во все расчетные формулы.
Уравнение (5.1) можно представить в виде
BQp = (Dha + Hap-HaJ+ +(яух-ядв-япр.в)+е3+е4+е5.
Выражение в первой скобке представляет собой теплоту, полезно использованную котлом [16]:
Q^DHn-H^ + H^. (5.2)
Выражение во второй скобке представляет собой потери теплоты с физической теплотой уходящих газов:
е2 = Яух-Ядв-Япр.в. (5.3)
С учетом всех этих обозначений уравнение (5.1) примет вид
ве£=е1+е2+е3+е4+е5-
85
После деления на BQ К получим традиционную форму теплового баланса котельной установки:
Ю0 = ^1+72 + ^3+^4+?5, где все составляющие выражены в процентах BQ £.
КПД котельной установки равен отношению полезно использованной теплоты Q\ к теплоте сгорания сожженного топлива BQ%:
г| = ?1 = р ~ ha-J+^h‘‘ ~ ЮО, (5.4)
BQ*
где Dnp — расход продувочной воды; йп, Лпв и Лк в — удельные энтальпии пара, питательной и котловой воды.
КПД котла можно определить по (5.4), если возможно достаточно точно измерить значения всех входящих в нее величин. Такой способ принято называть определением КПД котла по прямому балансу.
Практические трудности при таком определении связаны с недостаточной точностью измерения расходов. В частности, при измерении расхода насыщенного пара обычно используемые дроссельные расходомеры не учитывают наличия в паре капельной влаги [3]. Измерение расхода мазута (обычно по разности уровней в емкости) также выполняется обычно недостаточно точно. Кроме того, необходимо точное определение для условий опыта, что требует отбора и анализа проб топлива. По этим причинам в практике наладочных работ КПД котлов по прямому балансу обычно не определяют. Такие оценки КПД по прямому балансу целесообразно выполнять при предварительных обследованиях. При этом нереальные значения КПД будут указывать, в частности, на недостаточную точность эксплуатационных измерений выработки теплоты и расхода топлива.
КПД котельных установок по обратному балансу определяют по формуле
T| = ^i = 100-?2-?3-94-^5, (5.5)
в которой по результатам непосредственных измерений показателей работы котла определяют составляющие тепловых потерь. Относительно точное определение тепловых потерь позволяет с большей точностью, чем по прямому балансу, определить КПД котла. С другой стороны, определение конкретных тепловых потерь позволяет провести их анализ и разработать мероприятия по повышению эффективности котельной установки. Кроме того, современные методики определения тепловых потерь не требуют измерения расходов пара, топлива, воздуха, а также ©убора проб топлива и их анализа. Все это существенно упрощает балансовые испытания котлов. 86
Верхней границей балансового объема обычно принимают плоскость, близкую к верхней части топки,— линия АБ на рис. 5.1. При заборе воздуха на дутье хотя бы частично из верхней зоны котельной этот воздух обтекает наружные ограждения котла и нагревается, иногда довольно значительно, за счет теряемой ими теплоты.
При использовании в качестве балансовой плоскости АБ принимается, что этот теплообмен происходит за пределами расчетного балансового объема, и в расходную часть теплового баланса следует включать полную потерю теплоты в окружающую среду q5, а в приходную часть — энтальпию дутьевого воздуха при температуре, измеренной на входе в котельную установку — обычно перед горелками, а при наличии воздухоподогревателя — перед ним.
Можно провести балансовую плоскость на уровне забора воздуха из верхней зоны котельной — по линии ЖЕ на рис. 5.1. В этом случае энтальпию дутьевого воздуха необходимо определять по температуре наружного воздуха (за пределами котельной), а потеря теплоты q5 будет соответственно меньше на количество теплоты, полезно использованной для нагрева дутьевого воздуха; это количество может составлять значительную долю потери теплоты q5— до 80% [62]. Потери теплоты в окружающую среду для этого случая определяются по формуле
Я'5 = в5-^Гоад(1м-1в)В, (5.6)
где свх — удельная теплоемкость воздуха; Ко — теоретически необходимый объем воздуха; ад — коэффициент избытка воздуха по расходу его через горелки; гдв— температура воздуха перед горелками (воздухоподогревателем); tH — температура наружного воздуха.
Необходимо иметь в виду, что подогрев воздуха от Гн до /дв может иметь место не только за счет потерь теплоты в окружающую среду данным котлом, но и за счет отопления котельной, за счет q5 соседних котлов и общекотельного оборудования. Поэтому на практике используют в качестве границы балансового объема верхнюю границу котла — плоскость А Б, а для теплового баланса котлов используют температуру воздуха перед горелками (воздухоподогревателем). Полезное использование части теплоты q5 для подогрева дутьевого воздуха наиболее просто можно учесть при определении экономичности котельной в целом — см. гл. 8.
В общем случае при составлении теплового баланса котельной установки по объему АБВГДЕ потери с уходящими газами q2 определяются за экономайзером. Иногда же из-за трудности отбора проб и измерения температуры газов за экономайзером приходится составлять тепловой баланс для объема АБДЕ, не включающего экономайзер. В этом случае потери теплоты с энтальпией уходящих газов q2 следует определять по температуре газов за котлом. Потери теплоты в окружающую среду следует учитывать только для объема АБДЕ, т. е. без потерь теплоты поверхностями экономайзера и труб в пределах объема
87
БВГД. Температуру питательной воды следует принимать равной значению на входе в балансовый объем, т. е. после подогрева в экономайзере.
КПД собственно котла без экономайзера можно определить по формуле
Пк=100-^2-9з-^-^, (5.7)
где потери #2 и q$ представляют собой потери теплоты с физической теплотой уходящих газов и в окружающую среду только для самого котла без экономайзера.
Для определения КПД котельной установки т]к у необходимо рассчитать по известным значениям КПД котла и полезно использованной теплоты Q\ общую теплоту сожженного топлива:
Р _ (^п п в) ^пр (^К.В П.в) g)
Чк
и по прямому балансу определить теплоту топлива, полезно использованную в экономайзере:
еэк = (Л + Рпр)(^.в-Лп.в). (5.9)
Верхний индекс «к» указывает на то, что величина относится к объему АБДЕ, т. е. к котлу без экономайзера.
Приращение КПД котельной установки за счет использования экономайзера составит
ДПэ=е,к/Ж)
и полный КПД котельной установки т]к у определится как сумма Пк.у = Пк + ДПэ- (5Ю)
Этим методом расчета КПД котельной установки можно пользоваться и при составлении теплового баланса котла с контактным или конденсационным экономайзером, в которых происходит конденсация водяных паров из продуктов сгорания. В этом случае изложенные далее методы расчета q2 по составу и температуре продуктов сгорания непригодны, так как они не учитывают конденсации части водяных паров из продуктов сгорания. Подробные методики расчетов и полных испытаний таких «мокрых» теплообменников приведены в [23]. Однако по формулам (5.8) и (5.10) можно легко определить КПД котельной установки с контактным или конденсационным экономайзером. При подогреве в экономайзере посторонней для котельной установки воды (например, технологической) полезно использованная в экономайзере теплота определяется аналогично формуле (5.9) по расходу этой воды и степени ее подогрева (разности температур) в экономайзере.
Для расчета КПД котельных установок с конденсационными теплообменниками КПД установки т|ку, найденный по 88
следует пересчитывать на QS — высшую теплоту сгорания топлива, учитывающую теплоту конденсации водяных паров, по формуле
где верхние индексы „в” и „н” относятся соответственно к КПД, определенным по верхней и нижней теплоте сгорания.
Разница между верхней и нижней теплотой сгорания, кДж/кг, зависит от содержания водорода и влажности топлива, которые определяют количество водяных паров в продуктах сгорания:
ев=е„+25(ич-9н),
где W и Н — соответственно влажность и содержание водорода в топливе, %.
Ориентировочно можно принимать 0В=1,П(?Н для газа и 2В = 1,06gH — для необводненного мазута.
Типичная схема теплового баланса водогрейного котла представлена на рис. 5.2. Уравнение теплового баланса по объему АБВГ имеет вид
BQ* = GBbhB+Q2 + Q3 + Q4 + Q5, (5.11)
где GB — расход воды через котел; ДЛВ — разность удельных энтальпий на выходе и входе воды в котел.
Потери теплоты с уходящими газами б2 = #ух — Нвх. Энтальпия воздуха Явх определена по температуре воздуха на входе в котел (перед горелками). После деления на BQ £ получим
П = ^^=1О°-(‘72 + <7з + ‘74 + <75)- (5.12)
Потери теплоты в окружающую среду для водогрейных котлов обычно намного меньше, чем для паровых, из-за плотного экранирования всех ограждений и из-за относительно низкой температуры среды в трубах. Поэтому заметного подогрева дутьевого воздуха за счет q5 обычно не достигается. Во избежание обледенения воздуховодов и вентиляторов, а также для улучшения процесса сгорания топлива, для подогрева воздуха иногда устанавливают специальные теплообменники (калориферы), как показано на рис. 5.2. Греющей средой обычно является сетевая вода.
Уравнение теплового баланса по объему ВГДЕ имеет вид BQ^+Q^BQ^
— GB\hB + Q'2-\-Q3 + Q4 + Q'5. (5.13)
89
Теплоту предварительного подогрева воздуха внешним теплоносителем 2ВП обычно включают в располагаемую теплоту [16]. Потери теплоты Q'2 определены по температуре наружного воздуха, а потери теплоты в окружающую среду уменьшены на теплоту подогрева воздуха ограждениями котла — см. (5.6). Если весь воздух забирается снаружи, то в уравнение (5.13) подставляют полную балансовую потерю теплоты Q5. При заборе воздуха снаружи уравнение (5.13) идентично уравнению (5.11), только величина 2ВП выделена из Qz(Qi = Q 2-(?вп) и перене-сена в левую часть с обратным знаком.
Воздух
4 *1
5 В 1 Е Греющая ~1 среда.
Рис. 5.2. Тепловой баланс водогрейного котла:
ВК водогрейный котел; ПВ подогреватель воздуха
Приведенные выше схемы и расчетные уравнения для теплового баланса котлов являются наиболее типовыми, но, конечно, не исчерпывают всех возможных частных случаев. При организации испытаний котлов необходимо всегда четко определять границы расчетных объемов и соответственно уточнять уравнения балансов.
В заключение отметим, что определение экономичности одного котла в котельной является частной задачей и необходимо в первую очередь для выявления возможностей сокращения тепловых потерь данным котлом. Экономичность котельной в целом, т. е. расход условного топлива на единицу отпущенной из котельной тепловой энергии, определяется по результатам всего комплекса наладочных работ по котельной с учетом общекотельных потерь и расходов теплоты. При этом по приведенным выше тепловым балансам отдельных котлов определяются и увязываются расходы топлива и выработка теплоты котлами. Кроме того, для определения экономичности котельной помимо КПД котла необходимо определить также коэффициент использования топлива р — см. формулу (8.8).
5.2. ОРГАНИЗАЦИЯ БАЛАНСОВЫХ ИСПЫТАНИЙ
Выбор режимов. Балансовые испытания котлов, как правило, должны проводиться до и после наладки каждого котла. Перед балансовыми испытаниями до наладки должны быть выполнены предварительные изменения по определению присосов, 90
пределов регулирования и т. п.— см. гл. 2. Режимы для балансовых опытов до наладки выбирают в соответствии с условиями, зафиксированными в эксплуатационной документации (см. §3.1), а после наладки — по результатам наладки котлов.
Наиболее целесообразно, как уже указывалось, проводить режимно-наладочные испытания котлов совместно с наладкой систем автоматизации. Автоматизация горения позволяет поддерживать оптимальное соотношение «топливо — воздух» при всех изменениях нагрузок, автоматически регулировать подачу топлива, поддерживать разрежение в топке котла постоянным при всех режимах и нагрузках. В связи с этим целесообразно проводить балансовые опыты после наладки при включенных системах автоматизации горения, отрегулированных по результатам наладки.
Объем измерений. Для сведения теплового баланса котла в соответствии с § 5.1 необходим определенный минимум измерений, которые можно назвать балансовыми. Сюда входят измерения расходов воды, пара, топлива, анализы продуктов сгорания на выходе из котельной установки, измерения температур всех входящих и выходящих потоков, температуры наружных ограждений котла для определения потерь в окружающую среду. Кроме того, для составления полной характеристики котла при балансовых испытаниях измеряют также давления и разрежения по газовоздушному и пароводяному трактам котла, определяющие надежность его работы и степень загрязнения.
Измерения производительности (выработки теплоты) паровыми котлами без пароперегревателя всегда связаны с определенными трудностями из-за возможного значительного уноса котловой воды с паром. Измерения расхода пара дроссельными диафрагмами не учитывают наличия жидкой фазы [3 ], а измерения расхода питательной воды учитывают не только расход пара, но и непрерывную продувку, унос котловой воды с паром, а также отмечающийся в эксплуатации пропуск продувочных клапанов. Кроме того, система автоматизации котлов часто отрегулирована не лучшим образом, и расход питательной воды может сильно колебаться. Следует также отметить, что действующие нормы проектирования [5] требуют для котлов паропроизводительностью до 30 т/ч измерения только общего расхода в общем паропроводе котельной, и в большинстве случаев индивидуальные паромеры на котлах отсутствуют. Измерения расхода мазута по измерению уровня в баках хранения не всегда могут быть выполнены с необходимой точностью. Качество сжигаемого мазута при измерении его расхода должно определяться лабораторным путем, так как в емкостях хранения возможно смешение мазутов разных марок, 91
и в большинстве случаев мазут при сливе из цистерн обводняется до 5 —10%. При измерении расхода газа следует учитывать поправки на давление и температуру, а также его действительную теплоту сгорания, которая может заметно меняться в некоторых городах. Для газа более или менее стабильного состава необходимые данные (теплота сгорания и плотность при нормальных условиях) могут быть получены от местной газоснабжающей организации.
С учетом изложенных соображений при организации испытаний необходимо обеспечить надежное измерение производительности котла по расходу пара, воды или топлива. При измерении одной из этих величин все другие могут быть найдены из теплового баланса, но для надежности необходимо выполнить, если возможно, хотя бы контрольные измерения и других величин. При этом расход воды на непрерывную продувку (включая и унос котловой воды с паром и утечки через неплотности в продувочных клапанах) для установившегося теплового и водно-химического режима можно оценить по солевому балансу.
Химическая неполнота сгорания может фиксироваться при балансовых испытаниях как с помощью хроматографов, так и с помощью индикаторных трубок на оксид углерода. При использовании трубок можно надежно выявить отсутствие СО в продуктах сгорания.
При выборе для балансовых опытов после наладки режимов с химическим недожогом его необходимо определять только с помощью хроматографа (или равноценного прибора). Необходимость выбора режимов с химическим недожогом для
Рис. 5.3. Схема измерения расходов пара, raja и питательной воды при испытаниях парового котла.
В — воздух. ДВ дутьевой вен 1 иля юр. / iai. /’А// юрслка. К koi ел, НПр непрерывная продувка; ПВ — питательная вола. Д дымосос; 3 экономайзер; цифры соответствуют номерам позиций в iao.i 5 I
92
Рис. 5.4. Схема измерений при испытаниях водогрейного котла:
В — воздух; ДВ— дутьевой вентилятор; Г—газ, К—котел; КЧ — конвективная часть;
Д—дымосос; СВ — сетевая вода, цифры соответствуют номерам позиций табл. 5.2
одного-двух балансовых опытов может быть связана, например, с наладкой систем автоматизации на минимальные коэффициенты избытка воздуха во всем рабочем диапазоне нагрузок.
Примеры схем измерений для испытаний котлов ДКВР и KB-ГМ на газе приведены на рис. 5.3 и 5.4. В табл. 5.1 и 5.2 приведены соответствующие спецификации измерений. Такие схемы и таблицы должны прилагаться к согласованной с представителями предприятия программе испытаний.
Для конкретных условий выбор метода измерения производительности котла определяется из задач испытаний и имеющихся возможностей.
При балансовых испытаниях котла важно определить наиболее надежную балансовую точку в газовом тракте, в которой должна определяться основная балансовая потеря теплоты с уходящими газами. В этой точке необходимо выполнять анализ газов и измерение их температуры. Наиболее просто выполнять эти измерения за дымососом, но необходимо иметь в виду, что в подземных боровах от экономайзера до дымососа возможно наличие воды, а это влияет на температуру и состав газов. Возможны также существенные присосы воздуха в газоходах от экономайзера до дымососа. Измерения за экономайзером иногда вообще невозможны из-за трудности установки отборных трубок и измерителей температуры, особенно при установке нижних труб экономайзера непосредственно на уровне пола. Если измерения за экономайзером и дымососом по этим причинам не очень надежны, то можно взять в качестве балансовой точки газоход от котла до экономайзера и свести полный тепловой баланс котла по формулам (5.7)-(5.9).
93
Таблица 5.1. Спецификация измерений при балансовых испытаниях котла
ДКВр-10 на газе
Измеряемая величина Средство измерения Примечание
1. Расход газа Узел коммерческого учета Госповерка, дата
2. Давление газа в коллекторе у котла тдж Установка на нуль перед каждым опытом
3. Давление газа перед горелками тдж То же
4. Давление воздуха перед горелками тдж » »
5. Температура дутьевого воздуха 6. Температура наружного воздуха 7. Температура питательной воды 8. Температура питательной воды после экономайзера Ртутный термометр То же » » » »
9. Давление пара Котловой манометр
10. Расход пара ДМ и КСД2 Дублируются ДТ-50
11. Расход питательной воды ДМ и КСД2 Госповерка, дата
12. Давление питательной воды до и после экономайзера ОБМ То же
13. Температура газов за котлом ТСМ и ЛП-63 » »
14. Температура газов за экономайзером То же » »
15. Температура газов за дымососом 16. Разрежение в топке Ртутный термометр тнж 1
17. Разрежение за котлом То же Установка на нуль
18. Разрежение за экономайзером 19. Разрежение перед экономайзером 20. Разрежение перед вентилятором 21. Давление (разрежение) за дымососом U-образный | манометр То же ' » » » » перед каждым опытом
22. Расход воды в линии непрерывной продувки По солевому балансу
23. Давление за вентилятором 24. Анализ газов за котлом 25. Анализ газов за экономайзером 26. Анализ газов за дымососом U-образный манометр ГХП-Зм «Газохром-3101» ГХП-Зм То же
94
Таблица 5.2. Спецификация измерения при балансовых испытаниях котла
КВ-ГМ-20 на газе
Измеряемая величина Средство измерения Примечание
1. Расход газа 2. Давление газа перед горелкой 3. Давление воздуха перед горелкой 4. Температура дутьевого воздуха 5. Температура наружного воздуха 6. Температура сетевой воды на входе 7. Температура сетевой воды на выходе 8. Давление сетевой воды на входе 9. Давление сетевой воды на выходе Узел коммерческого учета НМ-П1 НМ-П1 Ртутный манометр То же » » » » ОБМ ОБМ Госповерка, дата При малых нагрузках — U-образный манометр При малых нагрузках—ТНЖ
10. Расход воды через котел ДМ и КСД2 Госповерка, дата
11. Разрежение в топке 12. Разрежение за котлом 13. Разрежение перед дымососом 14. Давление за дымососом ТНЖ 1 U-образные манометры > Установка на нуль перед каждым опытом
15. Температура газов за котлом 16. Температура газов за дымососом 17. Анализ газов за дымососом 18. Разрежение перед вентилятором тем и ЛП-63 Ртутный термометр ГХП-Зм «Газохром-3101» U-образный мано- метр Госповерка, дата
Дополнительно к балансовым измерениям определяют также давления и температуры воды и пара, а также разрежение, состав и температуру продуктов сгорания по тракту установки. Необходимо также фиксировать условия горения (цвет и форму факела, касание факелом экранных труб и др.), а при необходимости вести также измерения температуры мазутного факела и вторичных излучателей при сжигании газа.
Организация измерений. Все измеряемые при испытаниях показатели должны быть разделены по рабочим местам наблюдателей. Количество наблюдателей устанавливается исходя из объема измерений и производственных возможностей данной бригады. Возможно привлечение наблюдателей из
95
эксплуатационного персонала котельной — учеников, работников службы КИП и др. Поручать дежурным операторам (кочегарам) котла вести какие-либо дополнительные записи запрещается. Обучение всех наблюдателей производится до начала опытов.
До начала балансовых опытов необходимо подготовить рабочие места наблюдателей. Следует разделить между ними измерения и свести к этим местам дистанционные переносные приборы для измерения давления и разрежения, расхода, температуры, анализа газов.
Анализ газов на газоанализаторе ГХП следует, как правило, поручать опытному наблюдателю и рабочее место для него готовить особенно тщательно, в частности обеспечить необходимое освещение прибора на просвет. Все шланги и провода должны быть связаны и надежно прикреплены к неподвижным частям котла. Шланги должны быть смонтированы без «мешков», в которых возможно образование конденсатных пробок. Опыт работы показывает, что тщательная подготовка рабочих мест наблюдателей (жесткая фиксация приборов, проводов и шлангов, использование специальных штуцеров, разъемов, кранов, переключателей и т. п.), а также предварительная отработка маршрутов для снятия показаний местных приборов позволяют значительно сократить общее время на подготовку и проведение испытаний, а также повысить надежность измерений.
Для каждого наблюдателя должны быть подготовлены листки наблюдений, например, по типу приведенного в табл. 5.3, с указанием порученных ему измерений. Записи общих наблюдений (вид и положение факела, цвет дыма и т. п.) должны выполняться руководителем испытаний. Все без исключения записи при испытаниях должны производиться на листках наблюдений. Перед началом каждого опыта на листке указывают номер опыта, дату, нагрузку и характерные условия. В конце опыта проводят черту, под которой записывают средние за опыт значения величин. На каждом листке наблюдений должна быть подпись и фамилия наблюдателя. Все листки наблюдений являются первичными документами испытаний и должны храниться в архиве наладочной организации.
Таблица 5.3. Листок наблюдений
Предприятие _________________________________________
Котельная ___________________________________________
Объект испытания ____________________________________
Дата ________________________________________________
Время, мин Измеряемые величины
96
Длительность балансовых опытов устанавливается в пределах 1,5 — 3 ч в зависимости от возможности стабильного поддержания на данном котле заданной производительности. Кроме того, время от момента установки режима до начала балансового опыта должно быть достаточным для стабилизации температуры уходящих газов. Если при испытании водогрейных котлов не удается добиться стабильной температуры уходящих газов из-за постоянного роста или снижения температуры обратной сетевой воды, то следует обеспечить стабилизацию разности температур уходящих газов и сетевой воды.
Обработка материалов балансовых опытов должна, как правило, производиться до начала следующего опыта. Это позволяет в последующих опытах устранить ошибки и недостатки, выявленные при обработке результатов. Кроме того, при обработке результатов после окончания всех измерений, иногда через длительный период времени, забываются многие важные факторы, некоторые записи не удается расшифровать. Перед обработкой материалы наблюдений и диаграммы регистрирующих приборов группируют по режимам и увязывают с записями в листке общих наблюдений, где обязательно должны быть зафиксированы по времени все изменения режима, определяют необходимые поправки к результатам измерений, например на высоту столба жидкости для сниженных манометров, на давление и температуру среды для расходомеров, на тарировочный коэффициент при измерении расходов пневмо-метрическими трубками.
Имитация нагрузок. Наиболее целесообразно' проводить испытания котлов в период, когда суммарная нагрузка котельной превышает максимальную расчетную нагрузку одного котла. При этом испытуемый котел работает при заданной нагрузке, а остальную нагрузку несут другие работающие котлы. Эксплуатационный персонал должен, в частности, обеспечить постоянную заданную нагрузку на испытуемом котле при колебаниях общей нагрузки котельной.
Тем не менее по производственным возможностям наладочных бригад приходится выполнять испытания котлов при таких температурах наружного воздуха, когда работа даже одного из котлов при максимальных нагрузках невозможна. В этих случаях либо согласовывают с администрацией предприятия время дополнительных испытаний при максимальной нагрузке, либо решают вопрос об имитации нагрузок. Эти решения должны быть записаны в согласованной программе испытаний.
Для паровых котлов в принципе возможно сбрасывать пар через рабочий предохранительный клапан данного котла. Грузовой предохранительный клапан может быть зафиксирован практически при любой степени открытия. При этом, однако, 7-2154 97
невозможно измерение расхода пара. По этой причине удобнее сбрасывать пар через грузовые предохранительные клапаны на паропроводах после измерительных диафрагм. Иногда для возможности измерения расхода пара его сбрасывают через предохранительный клапан соседнего неработающего котла. При этом, однако, этот котел должен быть прогрет и находиться в горячем резерве (под давлением), иначе возможно возникновение недопустимых термических напряжений в барабане.
При испытаниях водогрейных котлов при относительно высоких температурах наружного воздуха кратковременное повышение нагрузки может быть создано за счет снижения температуры воды в тепловой сети ниже расчетного температурного графика (обычно ночью) и последующего интенсивного ее нагрева утром. Таким образом, можно имитировать и нагрузки паровых котлов, работающих на отопление.
Режимные карты. По результатам испытаний котлов после наладки разрабатываются режимные карты, в которых фиксируются найденные при наладке оптимальные режимы. Эта режимная карта должна в дальнейшем служить руководящим документом в процессе эксплуатации котла после окончания наладочных работ. Отклонения от режимных карт в процессе эксплуатации являются нарушением установленных требований и строго контролируются инспектирующими органами. В связи с этим к составлению режимных карт следует подходить со всей ответственностью.
В режимную карту вносятся только такие режимы, которые могут быть реализованы в течение полных смен в эксплуатационных условиях при существующем оборудовании котла. При необходимости можно включить и режимы, которые могут быть реализованы при установке дополнительных приборов, указателей, фиксаторов и т. п., но лучше, чтобы эти дополнительные устройства уже начали использоваться обслуживающим персоналом. В любом случае все включаемые в режимные карты режимы должны быть опробованы наладчиками при балансовых испытаниях котла. Требования к дополнительному оборудованию котла, необходимому для реализации включенных в режимные карты режимов, должны быть обсуждены с администрацией котельной и решение по этому вопросу должно быть зафиксировано в протоколе технического совещания по результатам работ.
Включаемые в режимные карты показатели не должны дублироваться. Не следует указывать, например, степень открытия регулирующего органа, если указан контролируемый им параметр. Если указанные в режимной карте режимы отличны от принятых в эксплуатации до наладки, то необходимо указать их особенности, например: регулирование подачи воздуха 98
Таблица 5.4. Режимная карта котла ДКВр-10 № 2 на газе
Показатель Нагрузка котла, т/ч
6 8 10 12,5
Давление пара в барабане, МПа Температура питательной воды, °C: 0,6- -0,7
до экономайзера 75- -85
после экономайзера 125- -135
Часовой расход газа, м3/ч 478 630 788 990
Теплота сгорания газа, МДж/м3 33,3 33,3 33,3 33,3
Давление газа перед горелками, Па 330 620 960 1460
Температура дутьевого воздуха, °C 2 5
Давление воздуха перед горелками, Па Разрежение, Па: 100 180 250 400
в топке 20 20 20 25
за экономайзером 180 230 280 400
Коэффициент избытка воздуха:
за котлом 1,43 1,27 1,18 1,18
за экономайзером 1,87 1,61 1,59 1,48
Температура продуктов сгорания, °C:
за котлом 270 290 315 330
за экономайзером 100 108 115 125
Состав продуктов сгорания (СО2/О2), %:
за котлом 8,1/6,8 9,1/4,8 9,8/3,6 9,8/3,6
за экономайзером 6,0/10,3 7/8,5 7,2/8,2 7,3/8,0
КПД котла брутто, % 91,7 92,7 92,8 92,3
Удельный расход условного топлива, 37,21 36,81 36,77 36,97
кг/ГДж
Примечания: 1. Котел эксплуатируется 18 лет.
2. Относительно низкая температура продуктов сгорания и повышенный КПД определяются большой поверхностью нагрева экономайзера (413 м2) и наличием водо-водяного теплообменника между атмосферным деаэратором и питательным насосом, производится шиберами у горелок при полностью открытом направляющем аппарате вентилятора. Необходимо указывать вид топлива и теплоту его сгорания. Пример режимной карты приведен в табл. 5.4.
5.3. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ
Обычная методика расчета по данным анализов топлива приведена во всех руководствах по испытаниям котлов на твердом топливе — см., например, [77]. При наладке промышленных газомазутных котельных практически все необходимые результаты могут быть получены без элементарного анализа топлива по методике [65].
Результаты газового анализа следует проверять на максимальное содержание RO2:
0 макс _____100 (RO2 4~ СО + СН4)_
2 100-4,76(О2—0,5СО—0,5Н2—2СН4)" 1 '
99
При полном горении (без химического недожога, когда СО = = Н2 = СН4=0)
RO“aKC=ToS^' <5Л5>
Вообще под RO2 понимают сумму объемных концентраций СО2 и SO2, поглощаемых одновременно щелочным раствором гидроксида калия в газоанализаторе типа Орса (ГХП). Величина RO2a,[c представляет собой максимально возможную концентрацию RO2 в продуктах сгорания, которая наблюдалась бы при полном сгорании топлива в стехиометрическом количестве воздуха. При разбавлении продуктов сгорания избыточным воздухом, как это имеет место на практике, действительное значение RO2<RO2a,tc. Само значение RO2aKC определяется долей водорода в горючей массе топлива. Если бы горючая масса состояла из одного углерода, то при его полном сгорании в стехиометрическом количестве воздуха весь кислород его перешел бы в СО2 и объемная концентрация СО2 в продуктах сгорания была бы равна 21%. Однако в топливе обычно имеется также водород, который при сгорании переходит в водяной пар Н2О, на что расходуется часть кислорода дутьевого воздуха. Водяные пары из продуктов сгорания конденсируются в запирающей жидкости газоанализатора, и анализируются только сухие продукты сгорания. На величину RO2a,tc оказывает влияние также содержание кислорода и азота в топливе. Все эти факторы учитываются характеристикой топлива Р, определяемой по составу топлива:
/7Р —0,1260P+0,04NP .
Ср+0,375 Sp ’ ' ’ '
Величина RO“a,!C связана с характеристикой топлива р соотношением
RO 2акс = 21/(1+Р). (5.17)
Значения р и RO”3*0 определяются, как видно из уравнений (5.16) и (5.17), только элементарным составом топлива и не зависят от разбавления продуктов сгорания воздухом. Поэтому для всех анализов продуктов сгорания данного топлива значения RO2a,tc, определенные по формулам (5.15), должны быть одинаковы. Отклонения могут объясняться только изменением состава топлива в течение опыта или ошибками анализа. Для природного газа концентрация RO2aKC лежит в пределах 11,7 —12,5%, для мазутов — от 15 до 16,5%.
Для контроля анализов при полном сгорании топлива удобно также пользоваться лучевой диаграммой (рис. 5.5), построенной по уравнению полного горения
RO2 + O2 + PRO2 = 21. (5.18)
р = 2,35
100
Рис. 5.5. Лучевая диаграмма для проверки газового анализа
Все значения RO2 4- О2 должны ложиться на один из лучей, соединяющих точку 21% на оси ординат с точкой, соответствующей значению RO2aKC для данного топлива. Для практических целей удобнее пользоваться соответствующей частью диаграммы— рис. 5.6.
Теплотехнические характеристики мазутов некоторых заводов приведены в табл. 5.5.
Коэффициент избытка воздуха представляет собой отношение действительного расхода воздуха на
Рис. 5.6. Рабочая часть лучевой
диаграммы
образование продуктов сгорания данного состава V к стехио
метрическому количеству воздуха:
а=И/И0.
Коэффициент избытка воздуха при полном сгорании можно определить по составу продуктов сгорания по любой из трех точных формул [62]:
79/RO2 + p
79/ROrKC+P’
(5-19)
а = (---------+ 21 — RO 2акс )(100—RO2aKC)-1; (5.20)
\1 —0,047602 Г 7
N2
TV2-3,76,0/
(5.21)
101
Таблица 5.5. Теплотехнические характеристики топочных мазутов |751
Нефтеперерабатывающий завод Марка мазута Теплота сгорания, МДж/кг RO;a‘c
Саратовский 40 40,15 16,21
Ново-Куйбышевский 40 40,32 16,26
Уфимский 40 40,35 16,32
Орский 40 40,80 16,23
Сызранский 40 40,50 16,33
Московский 100 39,90 16,28
Саратовский 100 39,60 16,55
Ново-Куйбышевский 100 39,90 16,41
Омский 100 39,74 16,40
Краснодарский 100 40,28 16,35
Уфимский 100 39,14 16,38
В первых двух формулах — «углекислотной» (5.19) и «кислородной» (5.20) — используется концентрация одного определяющего газа, а в третьей — «азотной» (5.21) — концентрация двух газов. Поэтому для полного учета особенностей топлива в первые формулы приходится вводить характеристики топлива Р и RO2aKC. При неполном горении вместо RO2 следует подставлять (RO2 + CO + CH4),. а вместо О2 — выражение (О2 —0,5 СО—0,5 Н2 —2 СНА На практике используют обычно самую простую азотную формулу (5.21), которую для удобства расчетов приводят к виду
В случае сжигания смеси топлив удобнее пользоваться кислородной формулой (5.20). Ее приближенное выражение имеет вид
а =
21
21—О2
(5.216)
Формула (5.216) дает завышенное значение а по сравнению с точным, определенным по формуле (5.20), причем ошибка больше для природного газа, чем для мазута, и возрастает с ростом а. Для О2<5% ошибка Да не превышает 0,03, но при О2 = Ю% Да может быть равна 0,1. Практически точные значения а могут быть получены по формулам [62]: для газа
21 — 0,1 О2 “ 21-О2 ’
для мазута 102
Таблица 5.6. Состав продуктов полного сгорания природного газа и коэффициент избытка воздуха
Состав, % а Состав, % а Состав, % а
со2 О2 СО2 О2 СО2 О2
11,8 0,0 1,00 8,4 6,1 1,36 5,0 12,1 2,22
11,6 0,4 1,02 8,2 6,4 1,40 4,8 12,5 2,31
11,4 0,7 1,03 8,0 6,8 1,43 4,6 12,8 2,41
Н,2 1,1 1,05 7,8 7,1 1,46 4,4 13,2 2,51
11,0 1,4 1,06 7,6 7,5 1,50 4,2 13,5 2,62
10,8 1,8 1,08 7,4 7,8 1,53 4,0 13,9 2,75
10,6 2,1 1,10 7,2 8,2 1,57 3,8 14,2 2,90
10,4 2,5 1,12 7,0 8,5 1,61 3,6 14,6 3,05
10,2 2,8 1,14 6,8 8,9 1,66 3,4 15,0 3,20
10,0 3,2 1,16 6,6 9,2 1,71 3,2 15,3 3,40
9,8 3,6 1,18 6,4 9,6 1,76 3,0 15,7 3,65
9,6 3,9 1,20 6,2 10,0 1,82 2,8 16,0 3,90
9,4 4,2 1,22 6,0 10,3 1,87 2,6 16,4 4,20
9,2 4,6 1,25 5,8 10,7 1,94 2,4 16,7 4,50
9,0 5,0 1,28 5,6 11,0 2,00 2,2 17,1 4,90
8,8 5,3 1,30 5,4 11,4 2,07 2,0 17,4 5,40
8,6 5,7 1,33 5,2 11,8 2,15 1,8 17,8 6,00
и формула (5.216). предложена в [65 ]:
(5.22)
21-0,05 0, 01 21-О2 ’
Для оценок в процессе испытаний часто используют приближенную углекислотную формулу
а = RO“aitc/RO2 , которая дает такую же погрешность, как Практически точная формула этого типа О2 + и RO2 0С= 2 ,
п RO2 где п имеет следующие значения: Природный газ............................
Мазут сернистый...........
Мазут малосернистый ....
. 2,00
. 1,40
. 1,35
Данные по составу продуктов сгорания газа и мазута и расчетные значения а приведены в табл. 5.6 и 5.7.
Потери теплоты с физической теплотой уходящих газов при наладке газомазутных котельных обычно определяют по методике М. Б. Равича [65]:
^2 = fnz^[c'+(m-l)O]-100 при т>\; ^макс
92 = !^Z^[C'w]100 при т<1. ^макс
(5.23а)
(5.236)
103
Таблица 5.7. Состав продуктов полного сгорания тяжелого мазута (малосерннстого и высокосернистого) и коэффициент избытка воздуха
Состав, % а Состав, % а Состав, % а
ro2 о2 ro2 о2 ro2 О2
16,5 0,0 1,00 12,4 5,2 1,31 8,4 10,3 1,92
16,3 0,3 1,01 12,2 5,5 1,33 8,2 10,5 1,95
16,0 0,6 1,03 12,0 5,7 1,35 8,0 10,8 2,00
15,8 0,9 1,05 11,8 6,0 1,38 7,8 11,00 2,06
15,6 1,2 1,06 11,6 6,2 1,40 7,6 11,3 2,10
15,4 1,4 1,07 11,4 6,5 1,42 7,4 11,6 2,16
15,2 1,7 1,08 11,2 6,7 1,45 7,2 11,8 2,22
15,0 1,9 1,09 11,0 7,0 1,47 7,0 12,1 2,28
14,8 2,2 1,10 10,8 7,2 1,50 6,8 12,3 2,35
14,6 2,4 1,12 10,6 7,5 1,52 6,6 12,6 2,42
14,4 2,7 1,14 10,4 7,8 1,55 6,4 12,8 2,50
14,2 2,9 1,15 10,2 8,0 1,58 6,2 13,0 2,57
14,0 3,2 1,17 10,0 8,3 1,61 6,0 13,3 2,66
13,8 3,4 1,19 9,8 8,5 1,64 5,8 13,6 2,74
13,6 3,7 1.20 9,6 8,8 1,68 5,6 13,9 2,85
13,4 4,0 1,22 9,4 9,0 1,71 5,4 14,1 2,95
13,2 4,2 1,24 9,2 9,3 1,75 5,2 14,4 3,06
13,0 4,5 1,25 9,0 9,5 1,79 5,0 14,6 3,18
12,8 4,7 1,27 8,8 9.8 1,82 4,8 14,9 3,30
12,6 5,0 1,29 8,6 10,0 1,87 4,6 15,1 3,44
Коэффициент разбавления продуктов сгорания воздухом т определяется по формуле
RO?aKC
т =-----------.
RO2 + CO + CH4
(5.24)
Усредненные характеристики топлива даны ниже:
t , °C max в /
Природный газ 2010 0,80 0,85
Мазут малосернистый 2100 0,88 0,90
Мазут сернистый 2100 0,87 0,90
Поправочные коэффициенты С' ’ и К зависят < эт температуры
продуктов сгорания:
Температура, °C С К
100 0,82 0,78
200 0,83 0,78
300 0,84 0,79
400 0,86 0,80
500 0,87 0,81
Для предварительных оценок можно определять q2 по формуле 92 = 0,01(/yx-/BX)Z. (5.25)
Значения величины Z для продуктов сгорания мазута и природного газа приведены в табл. 5.8 и 5.9. 104
Таблица 5.8. Значения величины Z для продуктов сгорания природного газа 165]
со2+со Температурный интервал А/, С со2+со Аг, °C со2+со Аг, °C
0 — 250 250 — 350 350 — 500 0 — 250 250 — 350 0 — 250
11,0 4,35 4,40 4,50 9,0 5,10 5,15 7,0 6,22
10,9 4,40 4,43 4,53 8,9 5,13 5,22 6,9 6,35
10,8 4,43 4,47 4,57 8,8 5,17 5,26 6,8 6,45
10,7 4,45 4,50 4,60 8,7 5,22 5,30 6,7 6,50
10,6 4,48 4,53 4,65 8,6 5,27 5,35 6,6 6,55
10,5 4,50 4,56 4,67 8,5 5,30 5,40 6,5 6,65
10,4 4,53 4,60 4,70 8,4 5,35 5,45 6,4 6,70
10,3 4,57 4,63 4,75 8,3 5,40 5,55 6,3 6,80
10,2 4,60 4,65 4,78 8,2 5,45 5,55 6,2 6,95
10,1 4,63 4,70 4,80 8,1 5,50 5,60 6,1 7,05
10,0 4,67 4,75 4,85 8,0 5,57 5,67 6,0 7,15
9,9 4,70 4,80 4,90 7,9 5,62 5,72 5,9 7,25
9,8 4,75 4,83 4,93 7,8 5,68 5,80 5,8 7,40
9,7 4,80 4,87 4,97 7,7 5,75 5,85 5,7 7,45
9,6 4,84 4,90 5,00 7,6 5,80 5,90 5,6 7,55
9,5 4,88 4,95 5,05 7,5 5,85 6,00 5,5 7,70
9,4 4,93 5,00 5,10 7,4 5,90 6,05 5,4 7,85
9,3 4,97 5,05 5,15 7,3 6,0 6,10 5,3 7,95
9,2 5,02 5,07 5,20 7,2 6,05 6,15 5,2 8,05
9,1 5,07 5,10 5,25 7,1 6,10 6,25 5,1 8,20
Таблица 5.9. Значения величины Z для продуктов сгорания топочного мазута
ro2+co Температурный интервал А/, С ro2+co Ar, С ro2+co А/, °C
0 — 250 250- 350 350 — 500 0 -250 250 — 350 0 — 250
15,6 4,14 4,18 4,22 12,2 5,10 5,17 9,0 6,70
15,2 4,22 4,27 4,32 12,0 5,17 5,25 8,8 6,85
15,0 4,27 4,32 4,37 11,8 5,25 5,34 8,6 7,00
14,8 4,32 4,37 4,42 11,6 5,34 5,40 8,4 7,15
14,6 4,37 4,42 4,47 11,4 5,43 5,50 8,2 7,30
14,4 4,42 4,47 4,52 11,2 5,52 5,60 8,0 7,45
14,2 4,47 4,52 4,57 11,0 5,61 5,68 7,8 7,60
14,0 4,52 4,57 4,63 10,8 5,70 5,75 7,6 7,75
13,8 4,57 4,63 4,70 10,6 5,79 5,83 7,4 7,90
13,6 4,63 4,70 4,75 10,4 5,88 5,92 7,2 8,10
13,4 4,70 4,75 4,81 10,2 5,97 6,06 7,0 8,35
13,2 4,75 4,81 4,88 10,0 6,05 6,16 6,8 8,60
13,0 4,81 4,88 4,96 9,8 6,16 6,27 6,6 8,85
12,8 4,88 4,96 5,05 9,6 6,27 6,36 6,4 9,10
12,6 4,96 5,03 5,10 9,4 6,40 6,48 6,2 9,35
12,4 5,03 5,10 5,17 9,2 6,55 6,65 6,0 9,60
105
Выбор температуры воздуха для определения q2 по формулам (5.23) должен производиться в соответствии с соображениями, приведенными в § 5.1. В частности, в случаях, когда можно пренебречь разницей температур дутьевого и присосанного воздуха (из-за малых присосов или незначительной разницы температур), в формулы (5.23) подставляется температура дутьевого воздуха по измерениям перед горелками или после вентилятора. Если же присосы по газовому тракту значительны, а температура воздуха, поступающего с присосами в газовый тракт, заметно отличается от температуры дутьевого воздуха, то расчетную температуру находят путем усреднения:
/вх=(5.26) ^ух
где ад — коэффициент избытка воздуха у горелок по дутью; /д — температура дутьевого воздуха; Аап — присосы по газовому тракту; гвк— температура воздуха внутри котельной; аух = «о + Аап — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах.
Для определения q2 можно пользоваться также формулами [62]: для газа
=(3,53 осух-4-0,60) (zyx — -^—tn}A;, (5.27а)
для мазута
?2=(3,5аух + 0,45)(/ух- -^-/ВХ)Я„ (5.276)
чХу^ I 1
где Л, = 0,996-1,004 при /ух= 120-180 °C; At = 1,008 -1,017 при /ух = 220- 300 °C.
Температура воздуха /вх и в этом случае должна определяться по формуле (5.26).
При наличии в мазуте влаги часть теплоты сгорания топлива расходуется на ее испарение, и потери с уходящими продуктами сгорания будут включать дополнительную потерю теплоты <?В2Л, %, определяемую по формуле
вл _(2500+1,93 <ух—4,191„) W* 100
4 2 £>£(100-И'р+И'?)
где /ух — температура уходящих газов, °C; tM — температура мазута перед форсунками, °C; Wр — влажность мазута перед форсунками, %; W— влажность мазута по сертификату, %; 22— низшая теплота сгорания мазута по сертификату, кДж/кг.
При сжигании мазута следует учитывать теплоту его подогрева QM, кДж/кг, примерно равную 2,2 /м. По упрощенной 106
методике [65] можно не определять Q$ по формуле (5.1а), а на удельную теплоту подогрева мазута д", %, принимаемую равной /м /200, уменьшают общую потерю теплоты с продуктами сгорания, поскольку эта теплота входит в балансовый объем, а не выходит из него, как q2.
Например, мазут, который по сертификату имеет gp = 40 200 кДж/кг и влажность FFP = 2%, подается в котел с температурой /м=100 С и влажностью FFP = 6%. Температура продуктов сгорания / = 180 С. По этой температуре и анализу газов определяем по (5.24) потери <72 = 7,6%. Дополнительная потеря теплоты за счет влажности мазута
вл_(2500+1,93 - 180-4,19 100)-6-Ю0_04
40 200 (100 - 6 + 2) ~ '
Полные потери теплоты с продуктами сгорания с учетом дополнительного поступления теплоты в котел с нагретым мазутом (<72 = 100/200 = 0,5%) составят
Яг + Я2Л-?м = 7,6+0,4-0,5 = 7,5%.
Расход теплоты на подогрев мазута и на мазутное хозяйство учитывается при определении экономичности котельной в целом — см. гл. 8.
Потери теплоты с химической неполнотой горения определяются в соответствии с методикой [65] по формуле
</3=^>100, (5.28)
где Qm= 126,5СО +108,1 Н2 + 358,2СН4 представляет собой потенциальную теплоту сгорания продуктов неполного горения, кДж/м3; Р— характеристика топлива, равная для природного газа, малосернистого и сернистого мазута соответственно 4200, 4053 и 4074 кДж/м3.
По [62] q3, %, может быть определена по аух: для газа
^3 = 0,11(аух-0,05)ен.п; (5.29а)
для мазута
<?3 = 0,11(аух —0,Ю)2нп. (5.296)
На практике далеко не всегда имеется возможность полного анализа продуктов сгорания, поскольку хроматографы, используемые для этих целей, являются относительно сложными приборами и не всегда доступны. При наличии индикаторных трубок на СО можно достаточно точно оценить содержание в продуктах сгорания оксида углерода, однако для определения q3 этого недостаточно. Для приближенной оценки содержания в продуктах неполного горения водорода можно пользоваться зависимостью [68 ]
Н2/СО = 0,332+ 0,028 СО. (5.30)
107
При ат = 0,78^-1,27 метан в продуктах сгорания не обнаруживался [68].
При наличии в продуктах сгорания значительного количества СО и невозможности выполнить анализ на хроматографе следует полученное по формуле (5.30) значение Н2 использовать и для определения а.
Потери от механической неполноты сгорания при сжигании газа и мазута связаны с образованием сажистых частиц. Наличие частиц сажи легко обнаруживается по цвету дыма. При совершенно прозрачных продуктах сгорания сажистый недожог не превышает 0,2%. При сером прозрачном дыме сажистый недожог составляет 0,2 — 0,5%, а при плотном черном дыме может составлять 0,5 — 1% и более [61].
В случаях, когда в продуктах сгорания имеются крупные золовые и коксовые частицы, слабо влияющие на оптическую плотность дыма, общий механический недожог может значительно превышать указанные значения.
Для качественного контроля за выбросами сажи используют дымомеры. Точный метод измерения недожога топлива по содержанию углерода в уходящих газах основан на принципе фильтрации определенного объема анализируемого газа через термостойкий фильтр с последующим дожиганием сажистых частиц, осевших на фильтре [61 ]. Для наладки промышленных котельных достаточна оценка q4 по числу Бахараха— см. гл. 4.
Расход теплоты на подогрев продувочной воды до температуры насыщения, при которой она сбрасывается из котла, при сведении теплового баланса включают в полезно использованную теплоту [16]. Определение этого расхода необходимо как для сведения теплового баланса котла (§ 5.1), так и для сведения теплового баланса котельной в целом (гл. 8).
В промышленных котельных расход продувочной воды не измеряют. Для стабилизированного теплового и водно-химического режима работы котла расход продувки в процентах выработки пара можно определить по солевому балансу:
(5.31) 'Х в в
где 5П В — солесодержание питательной воды, мг/кг; 5К В — соле-содержание котловой воды, мг/кг.
В формулу (5.31) можно вместо солеСодержания подставлять соответствующие значения общей щелочности питательной и котловой воды. Следует иметь в виду, что формула (5.31) дает общий расход сбросной котловой воды, т. е. учитывает не только непрерывную продувку, но и унос котловой воды с паром и утечки котловой воды через неплотности клапанов периодической продувки.
108
Общий
расход продувочной воды £>пр = 0,01/?£).
теплоты с продувкой, %, которые необходимо в тепловом балансе данного котла, можно опреде-
Потери учитывать лить по формуле
_£>пр(Лк „-/?„,) • 105 ?пр BQ*
Представление результатов балансовых испытаний. По результатам испытаний котла прежде всего определяют его КПД по формуле (5.5). Пример графического определения КПД приведен на рис. 5.7. По результатам испытаний находят потери теплоты q2 и q3 и соответствующие точки наносят на график. Затем по точкам проводят линии q2 = f2 (£>) и q3 =f3 (D), аппроксимирующие полученные точки. Далее по результатам измерений или расчетов строят зависимость q5=f5(D).
Приведенная в верхней части рис. 5.7 зависимость КПД котла от нагрузки получается вычитанием из 100% потерь q2, q3 и q5, значения которых берут с соответствующих графиков по линиям (не по точкам!). Для
(5.32)
сопоставления результатов
Рис. 5.7. Графическое построение зависимости КПД котла от нагрузки
Рис. 5.8. Коэффициент избытка воздуха за котлом до и после наладки
Рис. 5.9. Удельный расход топлива на выработку теплоты
109
балансовых опытов до и после наладки целесообразно привести их результаты на одном графике, как показано на рис. 5.7.
Все результаты балансовых опытов вносят в сводную ведомость. Обычно по результатам испытаний строят также графики зависимости основных показателей работы котла (расхода топлива, температуры продуктов сгорания, разрежения по газовому тракту и др.) от нагрузки, иллюстрирующие результаты, приведенные в сводной ведомости. На рис. 5.8 приведен пример зависимости коэффициента избытка воздуха за котлом от нагрузки до и после наладки.
Для дальнейшей работы по определению экономичности котельной и для оптимального распределения нагрузок между котлами необходимо построить зависимость удельного расхода условного топлива на единицу выработанной котлом тепловой энергии. Этот удельный расход непосредственно связан с КПД котла — см. формулы (2.8). Пример графика зависимости удельного расхода топлива от нагрузки котла (в различных ' системах единиц) приведен на рис. 5.9.
Для дальнейшего определения экономичности котельной в целом аналогично рис. 5.7 должен быть построен график зависимости коэффициента использования топлива р от тепловой мощности по (8.26) для характерных температур наружного воздуха.
5.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ТЕПЛОТЫ ЧЕРЕЗ НАРУЖНЫЕ ОГРАЖДЕНИЯ КОТЛОВ
Потери теплоты через наружные ограждения котлов q5 определяют обычно по графику из [20]. Для определения q5 при нагрузках ниже номинальной принимают, что по абсолютному значению эта потеря при всех нагрузках остается одинаковой, так как она определяется только уровнем температур на внутренней и наружной границах ограждений. Из этого предположения следует, что значение q5 в процентах BQ? увеличивается с уменьшением нагрузки котла по формуле
q5 = q*5DK/D, (5.33)
где q” — величина q5 при номинальной нагрузке котла Z>H; D — нагрузка в данном опыте.
Для энергетических котлов значение q5 при всех возможных нагрузках невелико и не превышает 1%, а для мощных котлов современных электростанций составляет 0,2 — 0,4%, поэтому при испытаниях котлов электростанций уточнять столь низкие значения нет необходимости.
Для промышленных и отопительных котлов значение q5 по графику норм [20] составляет 1—3%, а при неполной загрузке но
котлов, что часто имеет место в промышленных котельных, она может достигать 5—10% [по (5.33)].
Во многих случаях эта потеря сопоставима по значению с основной балансовой потерей с физической теплотой уходящих газов q2, и для балансовых испытаний промышленных котлов необходимо определять значение <?5 по данным непосредственных измерений. Это связано с тем, что современные конструкции паровых и водогрейных котлов имеют обычно плотное экранирование.
Например, топки водогрейных котлов типа ПТВМ и КВ-ГМ экранированы трубами диаметром 60 с шагом 64 мм, котлы типа ДЕ — трубами диаметром 51 с шагом 55 мм. Обмуровка таких котлов представляет собой, по сути дела, эффективную теплоизоляцию на относительно холодных трубах. Для водогрейных котлов характерна также относительно низкая (по сравнению с паровыми котлами) температура среды в трубах, определяющая температуру на внутренней поверхности ограждений. Пониженные по сравнению с нормативным графиком потери теплоты в окружающую среду неоднократно отмечались в литературе [53. 81 ].
По этим причинам при балансовых испытаниях котлов следует определять потери теплоты через наружные ограждения по измерению температуры наружной поверхности котла, газоходов, трубопроводов и арматуры в пределах балансового объема. Для этого следует измерить температуры наружной поверхности элементов котла и его вспомогательного оборудования и температуру воздуха вблизи этих поверхностей, например, с помощью прибора ЭТП-М. Всю площадь поверхности следует разделить на участки, в пределах которых температуру поверхности и воздуха можно принять постоянными. Для этих участков определяется площадь поверхности теплоотдачи непосредственным измерением.
Полный коэффициент теплоотдачи ан равен сумме коэффициентов теплоотдачи конвекцией ак и излучением ал, Вт/ (м2 • К):
ан = ак+ал,
для вертикальной плоской поверхности ак = 2,6^/А7; для горизонтальной поверхности ак = 3,3^/д7. Коэффициент теплоотдачи излучением
т — Т 1 н 1 ВХ
где А/ — разность температуры поверхности и окружающего воздуха; Тп и Твк — абсолютные температуры, К, поверхности и воздуха; коэффициент С, Вт/ (м2 • К4), имеет следующие значения:
111
Стальная обшивка.....................................4,1___4J
Строительный красный кирпич..........................53
Шероховатая штукатурка...............................4^9 — 5,0
Алюминиевый неполированный лист......................23 — 2^9
Для упрощенных расчетов можно пользоваться формулой [45 ]
ак=9,8+0,07 (z„-/BX). (5.34)
Количество теплоты, теряемой с поверхности z-ro участка,
Q^=^aFi^ti. (5.35)
Полное количество теплоты Q5 определяется как сумма потерь всех участков:
= (5.36)
Балансовая потеря теплоты
<75 = юое5/(ве£). (5.37)
В табл. 5.10 приведены расчетные потери теплоты изолированными трубопроводами, а в табл. 5.11 и 5.12 — неизолированными трубопроводами и арматурой.
Потери теплоты через наружные ограждения для котлов старых типов, не имеющих очень плотного экранирования, могут быть близки к значениям, приведенным на нормативном
Таблица 5.10. Ориентировочные значения тепловых потерь, Вт/м, изолированными поверхностями с 1 м длины трубы и с 1 м2 плоской поверхности, Вт/м2 |431, при температуре окружающего воздуха 25 °C
Наружный диаметр трубы, мм Температура теплоносителя, °C
50 75 100 150 200 250 300 350 400 450
10 — — 26 43 60 78 96 114 133 151
17 — — 30 50 71 90 111 131 151 173
28 — 26 37 59 81 103 125 147 169 192
38 — 30 42 65 88 111 135 158 182 206
48 — 34 46 71 95 119 145 169 193 218
57 26 39 52 75 99 122 151 174 197 226
76 29 46 58 81 ПО 133 162 191 220 250
108 35 58 70 99 128 157 186 220 255 284
133 41 64 75 105 139 168 203 243 278 313
159 46 70 87 116 151 186 220 261 302 336
219 58 87 105 145 186 226 267 313 360 400
273 70 99 122 168 215 261 307 360 412 458
325 81 116 145 197 250 302 354 406 464 516
376 93 133 162 215 273 331 389 447 505 563
426 105 145 174 238 302 360 418 481 527 603
529 116 174 197 267 336 406 475 551 621 696
Плоская поверхность 64 75 87 ПО 133 157 180 203 220 243
112
Таблица 5.11. Потери теплоты неизолированными стенками и трубопроводами при температуре окружающего воздуха 25 °C [431
Температура теплоносите-теля, С Потери теплоты, Вт/м, трубопроводами с внутренним диаметром, мм Потери теплоты плоской стенкой, Вт/м2
75 100 150 200 250 300 350 400
100 262 343 483 669 744 896 1006 1151 1116
125 372 523 744 930 1116 1337 1564 1710 1675
150 483 686 965 1258 1489 1791 2082 2314 2233
175 634 896 1268 1640 2012 2314 2675 3047 2908
200 820 1116 1564 2082 2535 2977 3419 3791 3652
250 1221 1675 2535 3198 3873 4466 5140 5815 5361
300 1710 2303 3349 4466 5361 6397 7211 8193 7443
Таблица 5.12. Потерн теплоты неизолированными клапанами и задвижками, Вт, при температуре наружного воздуха 25 °C [43 ]
Диаметр условного прохода, мм Температура теплоносителя, С
100 150 200 250 300 350 400
50 308 552 890 1221 1756 2314 2931
100 433 768 1227 1721 2419 3187 4094
200 733 1291 2024 2861 3908 5280 6745
300 1111 1956 3059 4303 5873 7734 9886
400 1465 2617 4071 5768 7792 10 293 12 909
графике (рис. 5.10). Расчетные значения потери теплоты q5 для котлов ДКВр приведены на рис. 5.11 для всех типоразмеров этих котлов и для различных значений нагрузок. Для котельной установки с экономайзером полученные по графику рис. 5.11 значения следует умножить на 1,25. Необходимо иметь в виду, что на графике рис. 5.11 указаны ориентировочные значения потерь теплоты, которые можно использовать для предварительных оценок.
При значениях q5> 1,54-2% необходимо выполнять непосредственные измерения температур наружной поверхности обмуровки и воздуха и находить q5 по формулам (5.36) и (5.37).
Тепловые расчеты обмуровок котлов типа ДЕ по [45] дают следующие значения q5 в процентах BQ g при номинальной нагрузке:
ДЕ-4 ДЕ-6,5 ДЕ-10 ДЕ-16 ДЕ-25
Собственно котел 0,3 0,21 0,19 0,13 0,11
Котел с экономайзером 0,4 0,29 0,25 0,17 0,14
Для некоторых водогрейных котлов с плотным экранированием расчетные значения q5 при полной нагрузке и температурах воды 150 — 70 СС приведены ниже:
8-2154
Рис. 5.10. Нормативные значения потери теплоты в окружающую среду:
1 — котел с хвостовыми поверхностями нагрева; 2 — собственно котел
Рис. 5.11. Потери теплоты в окружающую среду для котлов ДКВр (цифрами на графике отмечена номинальная производительность)
КВ-ГМ-10 КВ-ГМ-20 КВ-ГМ-30 ПТВМ-30 % 0,10 0,06 0,05 0,06
Непосредственные измерения q5 на котлах ПТВМ-100 и КВ-ГМ-100, выполненные Союзтехэнерго [53], дали значения q5, равные 0,026 и 0,042% соответственно. Эти цифры близки к приведенным выше расчетным значениям q5 для тех же котлов меньшей производительности.
Все приведенные выше значения q5 относятся к номинальной нагрузке водогрейных котлов и к номинальной температуре воды, определяющей температуру на внутренней поверхности обмуровки. При уменьшении нагрузки водогрейного котла обычно уменьшается и температура воды в трубах, так что тепловые потери в окружающую среду по абсолютному значению также снижаются. По этой причине для водогрейных котлов значение q5 не растет обратно пропорционально нагрузке по формуле (5.33). По измерениям [53] с уменьшением нагрузки котла в 4 раза значение q5 увеличилось в 2,5 раза.
Формулу (5.33) для водогрейных котлов можно уточнить с учетом температуры воды в котле:
= (538> & ср * н
где /ср — средняя температура воды в котле. Величины с верхним индексом «н» относятся к номинальной нагрузке.
Следует иметь в виду, что все расчетные значения q5 приведены выше для ориентировочных оценок. Низкие значения q5 для котлов с плотным экранированием реализуются только при проектном выполнении обмуровки; различные недоделки и дефекты монтажа (например, плохое уплотнение стыков мон-114
тажных блоков) могут привести к повышенным значениям q5. Поэтому во всех случаях использования приведенных выше низких значений q5 необходимы контрольные измерения температур наружной поверхности обмуровки. При температурах выше 40 — 45 °C следует выполнять расчеты qs по формулам (5.36) и (5.37). Для котлов типа ДКВр указанные на рис. 5.11 значения q5 относятся к тяжелой обмуровке. При использовании облегченной обмуровки с хорошо выполненной наружной тепловой изоляцией потери теплоты через наружные ограждения могут быть ниже указанных значений. При понижении давления пара в паровых котлах общие потери теплоты Q5 также могут снижаться из-за снижения температуры среды в трубах и барабанах.
Для поддержания высоких теплоизоляционных свойств обмуровки в процессе эксплуатации котлов необходимо периодически ее проверять и ремонтировать. Выявление условий содержания обмуровки в процессе обследования котла вместе с измерениями наружной температуры позволит дать обоснованные предложения по этому вопросу.
Глава шестая
НАЛАДКА КОТЛОВ
6.1. ДОСТИЖЕНИЕ НЕОБХОДИМОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ КОТЛОВ
Задача повышения производительности котлов, особенно в случаях, когда для этого необходима замена горелок, тягодутьевых машин или переделка газовоздуховодов, должна ставиться, как правило, при ожидаемом росте нагрузок, а также в случаях, когда при повышении производительности данного котла может быть достигнута заметная экономия топлива за счет более рационального распределения нагрузок (см. гл. 9) или в случаях, когда за счет этого можно существенно упростить эксплуатацию, например обеспечить работу одного котла вместо двух.
Повышение производительности котлов сверх расчетной является сложной задачей, проекты реконструкции должны выполняться специализированными конструкторскими бюро, а выполнение работ требует привлечения специализированных монтажных организаций. Котлы типа ДКВр реконструируются на повышение производительности обычно за счет наращивания юпочных экранов, что часто требует подъема барабанов и увеличения высоты котла. Дополнительные парообразующие поверхности обычно включают в выносные циклоны. Вопросы реконструкции водогрейных котлов с частичным переводом их
115
на паровой режим, что дает возможность отказаться от установки в котельных дополнительных паровых котлов, подробно рассмотрены в [28].
В рамках наладочных работ по котельным в первую очередь рассматривают возможности повышения производительности котлов до расчетной, поскольку в эксплуатационных условиях котлы иногда работают с более низкой производительностью при общем недостатке производительности котельной.
Ограничение производительности котлов в действующих котельных обычно связано с неправильным выбором вспомогательного оборудования — горелок, тягодутьевых машин, экономайзеров. В этих случаях при необходимости повышения производительности котлов следует заменять вспомогательное оборудование. При работе на одном природном газе целесообразно во всех случаях рассмотреть возможность увеличения поверхности нагрева экономайзера.
При всех заменах горелочных устройств следует на стадии разработки предложения рассмотреть возможности использования существующих тягодутьевых машин, провести ревизию их состояния и испытания с проверкой давления и подачи, а также оценить возможности повышения частоты вращения с соответствующим повышением мощности электродвигателей.
Горелочные устройства всех типов, устанавливаемые на котлах, должны пройти государственные испытания на эффективность их работы. Горелки типа ГМГ, устанавливаемые ранее на котлах типа ДКВР, из-за недостаточной эффективности часто требуется заменять на горелки типа ГМГм. При недостатке тяги и дутья до разработки предложений по замене тягодутьевых машин следует рассмотреть возможности устранения дефектов газовоздушных трактов (см. § 3.4).
Расчетная производительность котлов типа ДКВр на газе и мазуте приведена в табл. 6.1. Комплектацию котлов вспомогательным оборудованием см. в гл. 1.
Таблица 6.1. Расчетная производительность котлов типа ДКВр
Температура питательной воды, °C Наличие Паропроизводитель-ность, % номинальной
экономайзера пароперегревателя
50 Нет Нет 130
50 Есть » 135
50 Нет Есть 115
50 Есть » 130
100 Нет Нет . 135
100 Есть » 150
100 Нет Есть 130
100 Есть » 140
116
При повышении производительности котлов возможно ухудшение качества пара, особенно при работе на пониженном давлении. При наличии требований к качеству пара выполняется наладка водно-химического режима котла. Такая наладка при повышении производительности котла необходима для всех котлов с пароперегревателями независимо от Наличия требований к качеству пара у потребителей. При влажности пара, не соответствующей требованиям потребителя или Ноом [11], следует рассмотреть, в частности, вопросы установки внутрибарабанных циклонов [58].
Расчетная производительность водогрейных котлов ПТВМ-ЗО составляет на газе 46 МВт (40 Гкал/ч), на мазуте — 4Q МВт (35 Гкал/ч). Расчетная производительность котлов типов ТВГМ-30, KB-ГМ и ТВГ не превышает номинальной (цифра в типоразмере, Гкал/ч).
При повышении производительности водогрейных котлов (обычно за счет повышения температуры на выходе из котла) должно быть обеспечено требование [9] о недогреве Воды на выходе из котла на 30 °C. Для выполнения этого требования давление воды на выходе из котла должно в зависимости от температуры воды на выходе быть не ниже следующих значений:
Температура, °C Абсолютное давле- Избыточное давление по ние, МПа нометру, кгс/см2
100 ПО 120 130 140 150 0,27 1,8 0,36 2,7 0,48 3,9 0,62 5,3 0,79 7,1 1,00 9,2
Приведенные минимальные значения давления исключают кипение воды в трубах при допустимом конструкцией котлов уровне тепловой и гидравлической разверки и во избежание гидравлических ударов должны обеспечиваться даже прц KDaT_ ковременных повышениях температуры воды за Котлами Учитывая также недостаточную надежность работы Контуров башенных котлов ПТВМ, для них целесообразно Держать давление воды за котлом по возможности на еще более высоком уровне. При повышенной температуре воды за Котлом следует также поддерживать расход воды через котел по возможности выше расчетного.
Наладка надежной работы котлов при минимальных нагрузках часто бывает необходима после пуска новых котельных когда теплопотребление строящегося предприятия минимально5 Иногда новые котельные работают с минимальными на/ грузками в течение многих лет. Кроме того, минимальные нагрузки характерны для летнего времени, когда техноЛогиче_
117
ское теплопотребление предприятия минимально. Вопросы надежного и экономичного теплоснабжения предприятий в летнее время и в первом периоде эксплуатации новой котельной с малыми нагрузками проектными институтами часто не решаются.
Наладка котлов на надежную работу при минимальных нагрузках требует тщательной ревизии направляющих аппаратов дымососов и вентиляторов. Необходимо обеспечить полное закрытие всех поворотных лопаток направляющих аппаратов. Для надежного измерения давления воздуха на горелках можно отключить штатные манометры и перевести измерения на ТНЖ. Для улучшения условий регулирования разрежения и давления воздуха при минимальных нагрузках целесообразно зафиксировать в закрытом положении большую часть лопаток направляющих аппаратов дымососов и вентиляторов, оставив в работе 1 — 2 лопатки. Конструкция котлов ПТВМ-30 допускает их работу при минимальных нагрузках на самотяге. При необходимости длительной работы на минимальных нагрузках можно рассмотреть вопрос об уменьшении частоты вращения вентиляторов и дымососов за счет замены электродвигателей на более тихоходные, а для многоскоростных электродвигателей — переключением на меньшие скорости.
Определенное значение для надежности работы промышленных паровых котлов имеет давление в барабане. При пониженном по сравнению с расчетным давлении обычно отмечается унос котловой воды с паром и неустойчивый уровень воды в барабане, а при значительном снижении давления возможно понижение надежности работы чугунных экономайзеров.
Температура воды за экономайзером должна быть не менее чем на 20 °C ниже температуры кипения воды в котле. Минимальное давление пара в котле по этому условию должно быть не ниже следующих значений:
Температура воды на выходе Давление пара в барабане
из экономайзера, °C абсолютное, МПа по манометру, кгс/см2
100 0,20 1,0
НО 0,27 1,8
120 0,36 2,7
130 0,47 3,9
Для экономайзеров из стальных труб степень подогрева воды в них не ограничивается.
При сжигании мазута на трубах котла, имеющих при избыточном давлении в барабане 0,1—0,2 МПа температуру стенки 120— 140 °C, возможно выпадение сернокислотной росы, что приводит к интенсивной коррозии труб. Кроме того, имеются данные об авариях котлов типа ДКВр из-за нарушения циркуляции при работе с низким давлением и высокими 118
нагрузками. По этим причинам при наладке котельной в необходимых случаях следует решать вопрос о повышении рабочего давления в котлах либо путем включения в работу имеющихся редукционных установок, либо за счет организации рациональной схемы подогрева воды в паровых бойлерах (см. рис. 2.4).
Повышение надежности работы водогрейных котлов на мазуте связано с использованием дробеочистки, проведением периодических обмывок, поддержанием необходимой температуры воды на входе в котлы и другими эксплуатационными мерами, рассмотренными в § 3.4. Для паровых котлов с чугунными экономайзерами наиболее тяжелой проблемой при сжигании мазута является постепенный занос наружной поверхности экономайзера отложениями. Иногда отмечается сильная коррозия ребер — почти до трубы.
Отложения на трубах конвективных поверхностей нагрева и экономайзеров при хорошем сжигании мазута могут быть светлыми или коричневыми, они растворимы в воде и удаляются при водной обмывке. При неудовлетворительном сжигании мазута отложения имеют черный цвет, становятся маслянистыми, при водной обмывке не удаляются.
Для удаления этих отложений предложено [91] использовать следующие составы: воды 750 мл, CuNO3 75 г, NaCl 100 г, (NH4)2 SO4 96 г и воды 700 мл, CuNO3 ПО г, NaNO3 100 г и NH4C1 95 г.
Перед употреблением составы нагревают до 80 — 90 °C. Предложено [90 ] также использовать раствор пероксида водорода, подогретый до 70 °C. В результате взаимодействия с отложениями образуется легко удаляемая пена, которая имеет нейтральную реакцию.
В случаях, когда невозможно доведение оборудования до состояния, отвечающего необходимым требованиям, следует ставить вопрос о его замене, если оно отработало нормативный срок службы.
Одной из возможностей повышения надежности котлов является одновременное сжигание газа и мазута. При этом по сравнению с сжиганием одного мазута значительно снижаются коррозия и загрязнение поверхностей нагрева котлов. При определенных соотношениях газа и мазута может оказаться возможной длительная надежная работа котлов без дробеочистки и частой водной обмывки. Совместное сжигание газа и мазута наиболее целесообразно вести таким образом, чтобы в одной части горелок сжигался газ, а в другой части — мазут. При этом на мазуте должны работать нижние горелки, а на газе — верхние. Возможно одновременное совместное сжигание мазута и газа в одной горелке, но при этом и газовая и мазутная части работают с минимальными нагрузками, что обычно нецелесообразно. Регулирование нагрузки котла при совместном сжигании газа и мазута по возможности следует производить изменением подачи газа.
119
Рис. 6.1. Зависимость показателя коррозионной агрессивности продуктов сгорания от температуры стенки
Рис. 6.2. Теоретический состав продуктов сгорания природного газа
Интенсивность коррозии металла труб зависит от температуры стенки. Пример экспериментально найденной зависимости показателя агрессивности дымовых газов Пк от температуры стенки приведен на рис. 6.1 [29]. Сложная форма кривой связана с тем, что от температуры стенки зависят как скорость химической реакции, так и концентрация серной кислоты в жидкой фазе. Форма этой кривой, абсолютные значения максимумов, а также температура стенки, которой соответствует второй максимум, зависят от качества мазута и условий его сжигания. В частности, с ростом коэффициента избытка воздуха в топке скорость коррозии заметно возрастает. Например, по данным [29], при повышении ас 1,10 до 1,30 скорость коррозии возрастает в 6 раз. По этой причине энергетические котлы переводят на сжигание мазута с предельно низкими избытками воздуха (1,02 —1,03), позволяющими снизить коррозию до минимума. С уменьшением нагрузки котла агрессивность продуктов сгорания снижается.
При организации наладочной работы, направленной на повышение надежности работы котлов на мазуте, целесообразно снять кривые типа рис. 6.1 (например, с помощью зонда, описанного в § 4.4) для существующих условий и затем опробовать различные мероприятия по снижению коррозионной агрессивности — снижение избытка воздуха, совместное сжигание газа и мазута, ввод присадок, сжигание мазута в виде водомазутной эмульсии, увлажнение дутьевого воздуха и др. По кривым типа рис. 6.1 можно подобрать оптимальные условия работы котла при различных температурах наружного воздуха и при соответствующих им температурах сетевой воды по тракту котла.
120
В соответствии с действующими нормами [9] температура воды на выходе из водогрейного котла при сжигании мазута должна поддерживаться постоянной и равной 150 °C. Для этого при относительно высоких температурах наружного воздуха требуется очень высокая степень рециркуляции воды, которая не всегда может быть реализована существующими насосами. Поэтому в большинстве случаев при наладке водогрейных котлов на мазуте необходимо подбирать оптимальный режим эксплуатации водогрейных котлов с учетом реальных кривых типа рис. 6.1 и возможностей существующей системы рециркуляции.
6.2. НАЛАДКА РЕЖИМА ГОРЕНИЯ
Выбор оптимального избытка воздуха. Наладка режима горения существующих горелочных устройств прежде всего включает подбор оптимального избытка воздуха. Теоретический состав сухих продуктов сгорания природного газа в зависимости от коэффициента расхода воздуха а приведен на рис. 6.2.
При стехиометрическом расходе воздуха (т. е. при а=1) О2 = 0, СО2 = СОГКС= 11,8%; СО = 0. При а>1 в продуктах сгорания появляется избыточный кислород (О2>0), а концентрация СО2 падает по сравнению с концентрацией СО2акс.
При недостатке воздуха (а<1) СО2 также меньше СО2акс, но в продуктах сгорания появляется оксид углерода СО. В действительности, однако, полное сгорание топлива при ot= 1 не достигается из-за несовершенства процесса смешения в горелках, где часть подаваемого воздуха не участвует в горении. Кроме того, для анализов продукты сгорания отбирают не в конце факела, а в более холодной зоне и картина осложняется присосами воздуха, не участвующего в горении. В продуктах неполного сгорания кроме СО содержится обычно водород Н2, (а иногда и метан СН4) и сажистые частицы. При их образовании выделяется только часть полной теплоты сгорания топлива и поэтому в таких случаях говорят о химическом недожоге. Потеря теплоты топлива равна теплоте сгорания этих веществ.
При избыточном количестве воздуха чаще всего достигается полное сгорание топлива, но часть теплоты топлива расходуется на бесполезный нагрев излишнего воздуха. Этот воздух нагревается до температуры факела, затем вместе с продуктами сгорания отдает часть полученной теплоты поверхностям нагрева котла. Таким образом, потеря теплоты за счет излишнего воздуха в конечном счете определяется его подогревом до температуры газов, уходящих из котельной установки.
121
Рис. 6.3. Зависимость потерь теплоты от расхода воздуха на горение
Зависимость основных балансовых потерь q2 и q2 от расхода воздуха на горение приведена на рис. 6.3. В качестве показателя расхода воздуха использовано давление воздуха перед горелками. На графике показано также соответствующее изменение а.
При последовательном снижении подачи воздуха при определенном значении Н1Р начинают появляться продукты неполного сгорания. Вблизи этого значения основные балансовые потери минимальны, что соответствует максимуму КПД
котла. Соответствующее критическому расходу воздуха акр > 1, причем в горении принимает участие количество воздуха, близкое к стехиометрическому (а= 1), а остальное — излишний дутьевой воздух и присосы. При уменьшении подачи воздуха (а<акр) КПД котла резко падает, так как из-за недостатка воздуха непосредственно в факеле топливо полностью не сгорает.
При а>акр из-за затрат теплоты топлива на подогрев излишнего воздуха до температуры уходящих газов КПД котла медленно падает. При сжигании мазута снижение расхода воздуха до значения, близкого к критическому, обычно приводит к появлению видимого дыма. При сжигании газа появление дыма отмечается обычно только при очень значительном недостатке воздуха (а«акр).
В случаях, когда имеет место интенсивный теплообмен небольшого по объему факела с холодной окружающей поверхностью, из-за относительно низкой температуры в факеле возможно неполное сгорание топлива при больших избытках воздуха. В этих случаях повышение коэффициента избытка воздуха может привести к дальнейшему разбавлению факела воздухом и снижению температуры горения, что ведет к росту химического недожога. Такое явление наиболее характерно для сжигания газа в относительно малых по размеру «холодных» (т. е. полностью экранированных) топках, например в жаровых трубах, в котлах паровозного типа, котлах ВГД, Шухова — Са-рафа и т. п.
Для исключения переохлаждения факела начальную часть жаровых труб при сжигании газа обычно футеруют. Появление 122
недожога при увеличении избытка воздуха в результате переохлаждения факела наиболее характерно для малых котлов, так как при уменьшении линейного определяющего размера х объем топки и количество находящихся в ней продуктов сгорания уменьшаются пропорционально х3, а площадь поверхности экранированных стен, принимающая участие в теплообмене, уменьшается пропорционально только х2. Для относительно больших топок химический недожог при значительных избытках воздуха возможен практически только при очень низких нагрузках котлов.
Для выбора оптимального избытка воздуха при данной нагрузке котла проводят серию опытов с определением а и полноты сгорания. Для промышленных котлов расход воздуха обычно фиксируют по давлению воздуха перед горелками. При наличии на котле воздухоподогревателя удобнее фиксировать расход воздуха по перепаду давления на воздухоподогревателе. Результаты такой серии опытов при одной нагрузке котла представляются на графике типа приведенного на рис. 6.3. Опыты начинают обычно при а, заведомо большем необходимого. При этом обычно можно рассчитывать на практически полное отсутствие химического недожога, что дает возможность определить действительное значение RO2aKC для сжигаемого в данной серии опытов газа (или мазута) по формуле (5.15а). При снижении давления воздуха у горелок постепенно снижаются а и q2, т. е. работа котла становится более экономичной. Однако с некоторого момента (критические значения а и рв) в дымовых газах начинают появляться продукты неполного сгорания. При дальнейшем снижении а потери теплоты q2 и сумма <72 + <7з быстро растут. Максимальное значение суммарных потерь <72 + <7з соответствует ос<оскр. На рис. 6.3 заштрихован диапазон давлений воздуха, при котором экономичность котла максимальна. Ширину интервала оптимальных давлений воздуха выбирают исходя из возможностей настройки имеющейся системы автоматизации соотношения «топливо — воздух» — обычно 20 — 40 Па (2 — 4 кгс/м2). Для ручной регулировки ширина интервала выбирается исходя из точности отсчета давления по измерительным приборам и по возможностям фиксации регулирующих органов воздуха в заданном положении.
Величина Q2 представляет собой потенциальную теплоту неполного сгорания продуктов химического недожога и одинакова по значению по всему газовому тракту котла начиная с участков с температурой ниже 400 — 500 °C, где уже невозможно догорание. Значение Q2 зависит от степени утилизации теплоты уходящих газов и поэтому Q2. например, за экономайзером значительно ниже, чем Q2 за котлом. В связи с этим наиболее правильно определять минимум суммы ^2 + ?з за последними поверхностями нагрева котла.
123
Рис. 6.4. Определение оптимального рас- Рис. 6.5. Результаты наладочных хода воздуха при помощи индикаторных опыюв трубок СО
Выполнение такой серии опытов с точным определением минимума потерь требует использования в котельной хроматографа или другого прибора, обеспечивающего определение концентраций важнейших продуктов неполного сгорания — СО и Н2. При невозможности использования хроматографа значение акр или />вР можно найти с применением индикаторных трубок на СО. Постепенно снижая расход воздуха, находят критическое значение /?вр и акр, при котором по индикаторной трубке отмечаются следы СО. Строить левую часть графиков типа приведенного на рис. 6.3 и определять по индикаторной трубке нецелесообразно из-за недостаточной точности определения СО и невозможности определения Н2. Поэтому результаты целесообразно представлять на упрощенных графиках (рис. 6.4). Действительный интервал значений расхода воздуха, при которых достигается максимальный КПД, по таким измерениям найти невозможно, и рекомендуемый интервал устанавливают обычно с некоторой перестраховкой при расходах воздуха, несколько больших критического значения. Легко видеть, что применение более точных приборов — хроматографов — позволяет выявить и рекомендовать более экономичные режимы работы котлов.
Результаты всех серий наладочных опытов при различных нагрузках котла могут быть представлены на графике, пример которого приведен на рис. 6.5, где даны значения коэффициента избытка воздуха за котлом при наладке котла ДКВр-10 на газе с горелками ГМГ-5,5/7. Наладка проведена с применением индикаторных трубок на СО, и нижнее значение а =1,16 соответствует режимам, близким к границе химического недожога, как показано на рис. 6.4. Режимный график для наладки 124
системы автоматизации «топливо — воздух» должен в соответствии с рис. 6.3 и 6.4 включать некоторый интервал для настройки. Пример такого графика (также для котла ДКВр-10, но при сжигании мазута) приведен на рис. 6.6. При наличии в системе автоматизации горения кислородо-меров с корректирующим импульсом по содержанию кис
Рис. 6.6. Режимный график «топливо — воздух»
лорода в продуктах сгорания необходимо определить оптимальное значение О2 для их настройки.
Учет влияния температуры дутьевого воздуха. Приведенное в режимном графике на рис. 6.6 давление воздуха перед горелкой Яв, Па, пропорционально динамическому давлению воздуха:
яв=г>'2/2,
где £ — коэффициент сопротивления; р — плотность воздуха, кг/м3; и’ — скорость воздуха, м/с.
Скорость воздуха можно представить через расход воздуха G, кг/с, и площадь проходного сечения горелки F, м2: w = G/(pF). После подстановки этого выражения в формулу для Нв, очевидно, что расход G пропорционален -JpHB.
Если в данной котельной температура дутьевого воздуха (непосредственно перед горелкой) существенно различна летом и зимой, то для достижения одинакового расхода воздуха через горелку необходимо поддерживать перед ней различное давление воздуха в зависимости от его плотности. Плотность воздуха образно пропорциональна его абсолютной температуре, и условием постоянства расхода является равенство отношений Н/Т для всех температур воздуха. Расчетная формула имеет вид
HpITv = HnIT„
где индексы «р» относятся к расчетному режиму, а «и» — к условиям испытаний.
Например, при наладке котла, работающего на мазуте, летом при температуре дутьевого воздуха 313 К (40 °C) было получено оптимальное значение давления воздуха перед горелкой Я” =1220 Па (124 кгс/м2). Зимой при температуре воздуха перед горелкой 276 К (3 °C) при той же нагрузке котла давление воздуха перед горелкой должно быть равно
Н2= 1220 -276/313 = 1076 Па (ПО кгс/м2).
125
Аналогичные зависимости имеют место и для сопротивления горелок по газовой стороне. В связи с этим на графиках рис. 6.6 следует указывать температуры газа и воздуха, при которых проводились наладочные работы с тем, чтобы при изменении температур можно было бы выполнить пересчет. При заметных сезонных изменениях температур может вообще оказаться целесообразным представлять результаты наладочных работ в координатах Нт)Тт и НЪ1ТЪ, которые инвариантны по отношению к изменению температуры.
При температуре наружного воздуха до 25 °C можно не учитывать зависимости плотности дутьевого воздуха от его влажности, если непосредственно в котельной воздух существенно не увлажняется.
Автоматизация соотношения «топливо — воздух». На промышленных котлах она обычно осуществляется путем регулирования подачи воздуха по давлению газа перед горелками. При сжигании мазута иногда используют в качестве импульса механическое перемещение исполнительного механизма регулятора топлива [79]. Система автоматизации поддерживает оптимальное соотношение подачи топлива и воздуха при всех нагрузках котла. При невозможности включения системы поддержание оптимальных режимов горения зависит от добросовестности обслуживающего персонала, и в обычных условиях котлы далеко не всегда работают в оптимальных режимах. Поэтому для практической реализации найденных при наладке
Рис. 6.7. Системы механической связи регулирующих органов газа и воздуха для котла типа ДКВр:
а — с непосредственным соединением воздушных заслонок; б— с промежуточным валом' 7 — фронт котла; 2 — газовый коллектор, 3 — заслонки вторичного воздуха у горелок, 4 — регулирующая газовая заслонка; 5 -штатный рычаг привода газовой заслонки, 6 — дополнительный рычаг, 7 — тяга, 8 — рычаг; 9 — приводной вал, 10 — приводной рычаг; 77 — тяга; 12 — рычаг привода воздушной заслонки
126
Рис. 6.8. Графики настройки системы механической связи оптимальных режимов необходимо одновременно с наладкой горения вести наладку системы автоматизации.
Многие эксплуатируемые в настоящее время котлы оборудованы системами автоматизации, которые практически неработоспособны из-за физического или морального износа. Для них необходимо заказывать проекты и оборудование для автоматизации, что часто требует нескольких лет. В качестве временной меры могут найти применение системы непосредственной механической связи регулирующих органов топлива и воздуха. За рубежом такие устройства традиционно широко используются. Для котлов типа ДКВр такие системы могут быть выполнены в различных исполнениях (рис. 6.7).
Схема рис. 6.7, а относительно проще в изготовлении, но изменение расхода воздуха осуществляется на две горелки от одного вала, что несколько усложняет настройку системы. Несколько более сложная система рис. 6.7, б допускает индивидуальную настройку горелок.
Принципиальная схема и графики соотношения углов поворота механически связанных рычагов 6 и 8 приведены на рис. 6.8. Через R обозначена длина рычага, через а — угол отклонения рычага от вертикали в крайнем верхнем положении, через 3 — рабочий угол поворота.
Соотношение углов поворота зависит от соотношения длин рычагов. Линия 1 на рис. 6.8, б соответствует условию Rr<R2, линия 2 — Rx=R2, линия 3 — RX>R2. Отклонения зависимости от прямой можно добиться за счет использования разных исходных углов с. Например, линия 4 на рис. 6.8, в соответствует условию о1<и2, линия 5 — условию и1>(У2. За счет использования более сложной схемы с кулисным механизмом [89] можно получить более сложную кривую 6, обеспечивающую, в частности, возможность настройки системы на минимальные нагрузки.
127
При настройке системы регулирования в соответствии с графиками настройки рис. 6.8 необходимо опытным путем подобрать оптимальные размеры рабочих длин рычагов 6 и 9 и исходных углов их поворота, а также подобрать соотношение степени открытия заслонок 3. Необходимо предусмотреть возможность изменения рабочей длины всех рычагов и штанг и фиксации их в заданном положении. Аналогично должна быть предусмотрена возможность поворота и фиксации оси заслонок 3 по отношению к приводу. Для надежной работы штанги 7, соединяющей рычаги, которые движутся в разных плоскостях, на ней должны быть шарниры карданного типа. В схеме рис. 6.7, а при смещении осей заслонок 3 для их соединения также необходимо устанавливать соединения типа карданного вала. Все сочленения должны быть выполнены с минимальными допусками (без люфтов), иначе будет отмечаться заметный гистерезис, т. е. положение воздушной заслонки 3 при одном и том же положении газовой заслонки 4 будет различным в зависимости от направления движения системы — на закрытие или открытие.
На рис. 6.9 приведены результаты испытаний котла ДКВр-10 с горелками ГМГ-5,5/7 с механической связью по рис. 6.7, б. Механическая система обеспечивает достаточно низкий коэффициент избытка воздуха (за котлом), близкий к критическим значениям оскр (рис. 6.5). Повышенный уровень а при низких нагрузках был установлен для поддержания положительного давления воздуха перед горелками по условиям работы технологической защиты (систем безопасности), поскольку горелка ГМГ-5,5/7 не обеспечивает избыточного давления воздуха при низких нагрузках.
Особенности наладки при сжигании мазута. Для котлов с несколькими горелками при их обычном включении с полностью открытыми запорными органами топлива и воздуха могут отмечаться существенные неравномерности в распределении топлива и воздуха по горелкам. В этом случае найденное по изложенной выше методике значение оскр будет определяться фактически условиями работы только одной наихудшей горелки, в то время как остальные могут работать с избытком воздуха. За счет подрегулировки горелок можно обычно достичь дальнейшего снижения оскр и соответствующего повышения экономичности котла. Для этого постепенно снижают расход воздуха до р**, а затем поочередно на всех горелках снижают расход воздуха с помощью отключающих шиберов до появления продуктов неполного сгорания, после чего воздушные заслонки горелок устанавливают в положение минимального открытия, при котором еще нет значительного недожога. После того как для всех горелок будут найдены оптимальные положения воздушных заслонок, они фиксируются так, чтобы 128
они имели два положения — ак «закрыто» для останова и рас- 1,5 топки котла и «открыто» в 1,ч установленном оптимальном 1,з положении для наиболее харак- 1,2 терной для данного котла на- 1,1 грузки. При других нагрузках щ следует проверить возможность достижения приемлемого зна
чения акр. По аналогичной ме- Рис 6 9 Результаты испытаний котла тодике МОЖНО вместо ПОДГОНКИ ДКВр-10 с механической связью регули-ВОЗДушных шиберов ВЫПОЛ- рующих органов топлива и воздуха нить подрегулировку газовых или мазутных регулирующих органов.
Найденные в процессе опытов коэффициенты избытка воздуха за котлом включают присосы воздуха в топку и газоходы до места отбора проб. При сжигании мазута присосы воздуха в топку почти не участвуют в горении, а при сжигании газа в горении может участвовать только некоторая доля присосанного в топку воздуха. Поэтому при высоких значениях акр, превышающих паспортные данные горелок, следует учесть присосы воздуха в топку и по газовому тракту.
Присосы зависят от разрежения в газоходе, поэтому разрежение в топке следует поддерживать на минимальном уровне, обеспечивающем отсутствие выбивания газов из верхней части топки, особенно при больших нагрузках. По этой причине нецелесообразно регулирование тяги в топке шибером за котлом, поскольку при этом экономайзер оказывается под значительным разрежением, что ведет к большим присосам воздуха и снижению эффективности экономайзера.
При излишне вдвинутых в топку мазутных . форсунках возможен проход части дутьевого воздуха из амбразуры горелки помимо конуса распыленного топлива; этот воздух или его часть в горении может не участвовать. Кроме того, излишне выдвинутая в топку головка форсунки перегревается, что ведет к ее быстрому коксованию и выходу из строя. Если же форсунка установлена слишком глубоко в амбразуре, то конус факела может касаться поверхности амбразуры, что приведет к образованию в ней наростов кокса и явному ухудшению горения.
Образование коксовых наростов в амбразуре возможно и при неправильной форме амбразур — овальности, наличии выгоревших мест, уступов, отличия конусности от рекомендованной и т. п. Часто имеет место установка форсунок со смещением от оси амбразур, что также может вести к их коксованию и ухудшению горения. При работе на газе форма и состояние амбразур также сказываются на оскр.
9-2154 129
При подборе оптимального избытка воздуха следует также обратить внимание на возможность поступления воздуха в топку через неработающие горелки из-за неплотности отключающих устройств, неправильной установки указателей их положения и т. п. В связи с этим наладка режимов горения топлива на действующих котлах требует в большинстве случаев не только подбора оптимальных режимов, но и ремонта и переделок амбразур, отключающих устройств горелок, правильного выбора и установки форсунок.
При наладке котлов на мазуте необходимо обращать особое внимание на качество работы форсунок, давление и температуру мазута, качество его очистки от твердых примесей, засоряющих форсунки. Размер ячейки фильтра тонкой очистки мазута для форсунок с диаметром сопла меньше 2,5 мм должен быть 0,5 х 0,5 мм, больше 2,5 мм — 1x1 мм.
Рекомендуемая температура подогрева мазута зависит от типа форсунок и марки мазута:
Тип форсунок
Механические, паромеханические Ротационные
Низконапорные и воздушные
Паровые
Температура подогрева, °C
Мазут 40 Мазут 100
100 110—120
Не более 90
70 — 90 90—110
75 — 85 90—105
Пределы снижения избыточного давления мазута для механических форсунок устанавливаются при наладке. Проектные значения: для форсунок производительностью до 500 кг/ч — 0,7 МПа, от 500 до 800 кг/ч — 0,8 МПа, более 1500 кг/ч — 1,0 МПа. Паромеханические форсунки должны обеспечивать надежную работу в диапазоне производительности от 10 до 100% номинальной. Паровые форсунки в паровых котлах наиболее рационально использовать с насадками, обеспечивающими увеличение угла разноса факела и уменьшение его длины. Недопустимо, однако, касание мазутным факелом экранных труб. Давление первичного воздуха при работе на мазуте обычно не регулируют и поддерживают максимально возможным при всех нагрузках. Давление мазута перед форсунками при отсутствии или неустойчивой работе клапана на линии рециркуляции мазута из котельной может самопроизвольно меняться, что сильно усложняет, в частности, испытания котлов на мазуте. Поэтому при подготовке наладочных работ необходимо обратить особое внимание на регулирование давления в главной мазутной магистрали котельной.
Важнейшей частью наладки котла на мазуте является проверка форсунок. При сборке необходимо тщательно осматривать форсунки с целью проверки чистоты поверхностей, отсутствия забоин, кокса и грязи; детали форсунок даже с незначительными дефектами к сборке не допускаются.
130
Рис. 6.10. Стенд для проверки форсунок:
1 — форсунка; 2 — экран; 3 — воронка для слива воды; 4—подвод воды; 5 — измерительная диафрагма;
6 — подвод сжатого воздуха; 7—мерный бак
Подбор форсунок по производительности должен обеспечить их работу в пределах рабочего диапазона при характерных нагрузках данного котла. При необходимости уменьшения производительности форсунок не следует уменьшать диаметр одного выходного сопла, это ведет к ухудшению качества распыла. Необходимо в соответствии с чертежом форсунки меньшей производительности уменьшать также сечение тангенциальных каналов завихрителя или их количество.
В принципе возможно также снять часть толщины штатного завихрителя до необходимого уменьшения общего проходного сечения тангенциальных каналов. Вообще же обеспечить требуемое качество изготовления шайб форсунок на неспециализированных предприятиях удается редко, и целесообразно заказать необходимые типоразмеры серийно выпускаемых форсунок.
Для контроля производительности и качества распыла форсунок необходимо иметь в котельной специальный стенд (рис. 6.10), к которому подводят воду из питательной линии паровых котлов или сетевую воду, если ее давление достаточно для проверки форсунок. Для проверки паровых или паромеханических форсунок к стенду подводят сжатый воздух. Все трубопроводы выполняют обычно из труб диаметром 20 мм, и для измерительной диафрагмы приходится делать вставку из трубы диаметром 50 мм (минимальной для стандартных диафрагм по [3]) либо, как показано на рис. 6.10, делают диафрагму диаметром 20 мм и тарируют ее с помощью мерного бака.
При проверке комплекта форсунок на стенде следует: проверять качество распыливания: конус распыленной воды должен иметь мелкодисперсную структуру без заметных отдельных капель, сплошных струй и легко различимых местных сгущений, полос;
проверять угол раскрытия факела: этот угол не должен отклоняться от паспортных данных более чем на 5°;
проверять разницу в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте; в случае отличия давления воды 131
во время тарировки от действительного давления мазута расчетные характеристики форсунок должны быть пересчитаны на действительное давление.
После проверки на стенде форсунки следует снабдить бирками с указанием производительности и диаметра распылителя. Запасные форсунки должны храниться на специально оборудованном стеллаже.
Срок службы форсунок на работающем котле зависит от места установки головки форсунки в амбразуре, от качества изготовления и сборки элементов, условий фильтрации топлива и т. п. При работе котла и его наладке необходимо постоянно контролировать качество распыливания топлива, следить за отсутствием в факеле дымных полос и летящих искр. В случаях, когда при оптимальной по условиям горения длине штанги форсунки ее головка перегревается и коксуется, иногда целесообразно приварить к штанге ребро высотой 100 мм, которое уменьшит крутку воздуха в районе головки и обеспечит подвод к ней дутьевого воздуха для охлаждения.
6.3. СНИЖЕНИЕ ВРЕДНЫХ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ
При горении углеводородных топлив в продуктах сгорания содержатся помимо практически безвредных диоксида углерода СО2 и водяного пара Н2О также токсичные вещества: оксид углерода СО, оксиды серы SO2 и SO3, оксиды азота NO и NO2, летучая зола, сажеобразные вещества, а также канцерогенные углеводороды. Оксид углерода СО образуется при неполном сгорании топлива, и при оптимальных режимах горения его концентрация в продуктах сгорания минимальна, но тем не менее составляет 50 — 350 миллионных частей по объему, т. е. 0,005 — 0,035%. Оксиды азота представляют собой смесь NO2 и NO, и их обычно не разделяют, обозначая NOX. Они образуются двумя путями — окислением химически связанного азота, входящего в состав горючей массы топлива, и частичным окислением азота воздуха, участвующего в горении. В природном газе связанный азот практически отсутствует, и топливная составляющая в NOX равна нулю. В мазуте содержание азота невелико, и при сжигании мазута содержание NOX значительно меньше, чем при сжигании угля. Количество образующихся оксидов азота возрастает с ростом температуры факела, концентрации свободного кислорода и времени пребывания реагирующих компонентов в зоне высоких температур. Эти факторы всегда взаимосвязаны, и предсказать заранее влияние различных мероприятий на выход оксидов азота не всегда возможно. Образование NOX при сжигании природного газа и мазута зависит от мощности котлов (чем больше котлы, тем больше NOJ и условий сжигания. Диоксид серы SO2 образуется 132
при горении содержащейся в топливе серы. Очень небольшая часть серы сгорает в SO3, но именно эта часть определяет коррозию поверхностей нагрева котлов. Для оценки вредных выбросов SO2 и SO3 обычно не разделяют. Некоторое количество оксидов серы может связываться основными оксидами, образующими минеральную часть топлива.
Сажеобразные вещества образуются при неполном сгорании топлива. При наличии в топливе серы образующийся при ее сгорании триоксид серы SO3 конденсируется в серную кислоту при температуре ниже 140° С и может склеивать частицы сажи в большие хлопья, которые могут заметно загрязнять окружающую территорию.
Летучая зола представляет собой минеральную часть топлива (мазута) и содержит оксиды ванадия, которые в промышленных котлах практически не опасны для самих котлов, но в виде выбросов в атмосферу токсичны, как и все соединения тяжелых металлов.
Из канцерогенных веществ в продуктах сгорания газа и мазута и природного газа главным является тяжелый углеводород бенз(а)пирен C20N12, который может являться составной частью сажи. Оптимальными температурными условиями образования бенз(а)пирена при пиролитических реакциях считаются 700 — 800 °C. Чем полнее осуществляется процесс горения, тем меньше содержание бенз(а)пирена.
При исследовании работы паровых котлов на мазуте [60] содержание бенз(а)пирена, мкг/100 м3 продуктов сгорания, колебалось от 5 до 90, а при работе на природном газе — от 1 до 3. Образование бенз(а)пирена уменьшается с увеличением нагрузки котлов. Для уменьшения вредного воздействия бензапирена необходимо сжигать топливо с минимальным образованием оксидов азота и серы, так как наличие их в продуктах сгорания усиливает воздействие бенз(а)пирена. Своеобразным индикатором наличия бенз(а)пирена в продуктах сгорания является сажа.
Нормативные методики расчета выбросов вредных веществ в атмосферу [55, 56] предусматривают расчет выброса СО, SO2, твердых частиц, оксидов азота и ванадия. Результаты этих расчетов используются для выбора высоты дымовых труб, определения концентраций вредностей в приземном слое, для установления норм предельно допустимых выбросов в атмосферу. Количество выбросов оксида углерода СО следует определять по результатам непосредственных измерений концентрации СО, выполняемых как в режиме «фотографий», так и в рекомендуемых режимах. Целесообразно также выполнять непосредственные измерения концентрации NOX. Методики измерений аналогичны обычно используемым в санитарной химии при наладке вентиляции.
Режимные мероприятия по снижению выбросов. Прежде всего следует рассмотреть возможности изменения коэффициента избытка воздуха. На рис. 6.11 представлена зависимость 133
Коэффициент избытка воздуха ос
Рис. 6.11. Концентрация оксидов азота в продуктах сгорания котла ДКВр-10 при работе на природном газе с нагрузкой 100% (/) и 75% (2) зации горения на режим со
концентрации оксидов азота в продуктах сгорания котла ДКВр-10 с горелками ГМГ-5,5/7 от коэффициента избытка воздуха при разных нагрузках [38]. Установлено, что значение коэффициента избытка воздуха в топке, соответствующее максимальному образованию NOX, зависит от типа горелок, и необходимо выявлять зависимость типа показанной на рис. 6.11 для условий работы каждого котла путем непосредственных измерений. Выявление такого рода зависимости и соответствующая корректировка режимных карт и систем автомати-иженным выбросом NOX при
минимальном снижении экономичности котла может являться одним из наиболее простых режимных мероприятий по снижению выбросов NOX.
Из простых режимных мероприятий можно рекомендовать также подачу непосредственно в факел пара или распыленной воды. При этом ожидаемая концентрация NOX уменьшится пропорционально коэффициенту g, определяемому по формуле [57]
^=1-уСвп/£п, где GBn — расход воды или пара, кг/с; у = 50 при подаче воды (GBn/Dn<0,006) в центральный воздушный канал горелок, у =10 при подаче воды или пара (<7ВП / £>п < 0,02) в воздух перед горелками; Dn—номинальная паропроизводительность котла, кг/с.
В общем случае подача пара в зону горения мазута или газа с целью снижения концентрации NOX в дымовых газах сопровождается повышением температуры уходящих газов и перерасходом топлива. Однако с учетом экономической эффективности снижения вредных выбросов в атмосферу подача пара в зону горения в размере 20 — 30% количества сжигаемого топлива считается оправданной [49].
К режимным мероприятиям можно отнести также рециркуляцию дымовых газов. Для этого часть продуктов сгорания подают в корень факела. Следует отметить, что наиболее простой путь — подача части продуктов сгорания из напорного патрубка дымососа на всасывающий патрубок дутьевого вен-134
тилятора — не всегда возможен по санитарным соображениям. Это связано с тем, что продукты сгорания, содержащие токсичные компоненты, будут подмешиваться к дутьевому воздуху, каналы для которого по типовым проектам паровых котельных выполняют обычно в бетонном полу. Гарантировать их герметичность нельзя, и возможно попадание продуктов сгорания из этих воздушных каналов в помещение котельной. Поэтому для осуществления рециркуляции в паровых котельных необходимо либо надежно уплотнять бетонные воздуховоды (внутренней металлической обшивкой, например), либо устанавливать отдельный дымосос рециркуляции и вести отдельные газоходы к горелкам. При рециркуляции до 30% дымовых газов можно обеспечить снижение выбросов NOX на 30 — 40% при номинальной нагрузке. При частичных нагрузках котла это снижение будет меньше.
На крупных энергетических котлах опробовано и широко внедряется снижение выбросов оксидов азота за счет двухступенчатого сжигания топлива. Топливо в основных горелках сжигается с недостатком воздуха, и полученные продукты неполного сгорания затем дожигаются за счет подачи дополнительного воздуха в зону над основными горелками. При подаче 20% воздуха помимо основных горелок возможно снижение выхода NOX на 40%.
Следует иметь в виду, что все режимные мероприятия по снижению выхода NOX ведут, как правило, к некоторому снижению экономичности котлов.
Сжигание водомазутных эмульсий является эффективным средством снижения вредных выбросов в атмосферу. Для относительно небольших котельных при недостаточно эффективном сжигании мазута таким путем можно достигнуть и повышения экономичности.
При сжигании водомазутной эмульсии достигается заметное улучшение сгорания мазута. Выходящие из форсунки капли эмульсии в факеле быстро нагреваются, содержащаяся в них вода вскипает и испаряется, что ведет в взрыву капли и дроблению ее на мельчайшие частицы мазута, которые мгновенно сгорают. Содержание сажи в продуктах сгорания резко падает. Полное сгорание водомазутной эмульсии достигается при меньшем избытке воздуха, чем сгорание мазута, а снижение сажеобразования позволяет улучшить условия работы хвостовых поверхностей нагрева котлов. Большое значение имеет качество перемешивания воды и мазута; следует исключить возможность существования крупных капель воды. Чем лучше качество перемешивания воды и мазута, тем меньше воды в эмульсии необходимо для получения того же эффекта улучшения горения.
135
Приготовление эмульсии осуществляется в специальных устройствах, в которых достигается тщательное перемешивание смеси. Используются ультразвуковые устройства, различные струйные смесители и механические устройства с кавитацией. В качестве водного компонента эмульсии могут использоваться нефтесодержащие сточные воды.
Имеющийся опыт сжигания водомазутной эмульсии на энергетическом котле производительностью 200 т/ч дал положительные результаты [78]. Приготовление эмульсии осуществлялось в многоступенчатых (22 ступени) центробежных насосах-эмульгаторах. Установлено, что с увеличением влажности эмульсии содержание NOX экспоненциально уменьшается с 300 — 400 до 120 — 220 мг/м3 до влажности 20%, после чего уменьшение NOX прекращается. Верхние значения относятся к большим нагрузкам и коэффициентам избытка воздуха. Одновременно с увеличением влажности водомазутной эмульсии от 0 до 20% содержание сажистых частиц в дымовых газах экспоненциально уменьшается со 120 до 20 — 30 мг/м3. Значительное уменьшение сажеобразо-вания при сжигании эмульсии указывает на возможность уменьшения выброса также канцерогенных веществ, и в первую очередь бенз(а)пирена.
Основную роль в уменьшении образования NOX при сжигании водомазутных эмульсий играют снижение уровня максимальных температур и повышение температурной однородности факела. Снижение сажеобразования является следствием улучшения процессов распыливания и смешения с воздухом, вызываемых эффектом микровзрывов капель эмульсии. В результате этого, в частности, возможно существенное снижение коэффициента избытка воздуха, что свидетельствует и о снижении образования серного ангидрида SO3, определяющего коррозию поверхностей нагрева котлов.
Перерасход топлива на дополнительное испарение воды, содержащейся в эмульсии, во многих случаях может быть перекрыт экономическим эффектом от утилизации нефтесодержащих сточных вод и от снижения вредных выбросов в атмосферу.
Аналогичные результаты получены при сжигании водомазутной эмульсии в котле производительностью 75 т/ч [37]. При сжигании мазута в продуктах сгорания содержалось 50 мг/м3 сажи, а при сжигании водомазутной эмульсии с влажностью 8% содержание сажи снизилось до 15 мг/м3. При влажности эмульсии до 22% концентрация NOX снизилась по сравнению с работой котла на мазуте на 30 — 35%, концентрация бенз(а)пире-на — на 70%. Экономический эффект за счет снижения затрат в народном хозяйстве на компенсацию последствий загрязнения воздушного бассейна выбросами значительно превысил перерасход топлива на испарение влаги из водомазутной эмульсии.
Для мелких котлов, где сжигание мазута осуществляется обычно с заметным сажеобразованием, использование водомазутной эмульсии часто дает и экономический эффект. Опыт использования водомазутной эмульсии для отопительных котлов описан в [31]. 136
Приготовление эмульсии осуществлялось путем подачи мазута и воды в емкость через перфорированные коллекторы с последующей циркуляцией смеси по замкнутому контуру. Для хорошего распределения воды в топливе оказалась достаточной трехкратная циркуляция смеси. При сжигании эмульсии с влажностью 10—12% сократилась длина факела, повысилась его светимость, резко снизился шум. Коэффициент избытка воздуха в топке удалось уменьшить с 1,25— 1,32 до 1,05 — 1,07, температура уходящих газов была снижена с 280 до 180—190° С, химический недожог отсутствовал. За счет этого достигнуто повышение КПД котлов. Выход оксидов азота снижался с увеличением влажности эмульсии по линейной зависимости. При влажности 10% содержание NOX в продуктах сгорания сократилось на 34, сажи и СО — на 50%.
Аналогичные результаты получены для котлов тепловой мощностью от 0,25 до 20 МВт при сжигании водомазутной эмульсии, полученной в струйных смесителях [93]. Число Бахараха снижалось при сжигании эмульсии с 7 — 9 до 1—2, температура уходящих газов снижалась на 10 — 30° С. Максимальное повышение КПД достигалось в мелких котлах, где сжигание мазута обычно неудовлетворительно.
В [75] описан опыт сжигания водомазутной эмульсии, приготовленной шестеренчатыми насосами путем рециркуляции. В результате достигнута работа котлов ТЭЦ сахарного завода без химического недожога с а= 1,05 ч-1,1, исключено оседание сажи на поверхностях нагрева. После работы котлов на водомазутной эмульсии в течение сезона сахароварения (4 мес) на поверхностях нагрева топки и газоходов не было обнаружено отложений.
Увлажнение дутьевого воздуха. Установлено, что ввод в дутьевой воздух влаги в любом виде (водяной пар, вода, пароводяная смесь) приводит к улучшению горения газа и мазута и сокращает выброс оксидов азота. На крупном энергетическом котле достигнуто снижение выбросов NOX на 20 — 25% при вводе в тракт горячего воздуха влаги в количестве 1,5 — 2% номинальной производительности котла [33]. Такие же результаты получены в [30]. Подача воды через специальные диспергаторы в количестве 6 — 8% расхода топлива обеспечивала снижение выбросов NOX на 30%. Дополнительные потери теплоты от ввода в топку воды не превышали 0,5%.
За рубежом начали находить применение увлажнители воздуха с минимальным расходом воды. Увлажнитель воздуха Vapormid [92] представляет собой небольшой закрытый сосуд, частично заполненный водой с тонкой масляной пленкой. Воздух вводится в сосуд, барботирует через воду и поступает в горелку. Для ротационных и мощных (более 2 МВт) горелок разработаны более сложные устройства. Предполагается, что молекулы воды в пламени расщепляются на атомарный водород и гидроксил, которые конвертируют кислород воздуха в активный атомарный, что обеспечивает повышение эффективности горения. Практический эффект установки увлажнителя был очевиден и выражался в более чистом и горячем пламени. Отмечалось уменьшение загрязнения поверхностей нагрева и снижение коэффициента избытка воздуха и выброса сажи, а также выгорание накопившихся ранее углеводородных отложений на поверхностях нагрева.
137
Имеются предложения использовать для увлажнения дутьевого воздуха выпар деаэратора, который можно подавать непосредственно на вход, дутьевого вентилятора.
Глава седьмая
НАЛАДКА ОБЩЕКОТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
7.1. НАЛАДКА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОВЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Паровые котельные вырабатывают теплоту в виде пара и горячей воды, для приготовления которой в котельной устанавливают пароводяные подогреватели (бойлеры). Редукционные установки для снижения давления пара до разрешенного для бойлеров часто проектами не предусмотрены, и котлы работают с пониженным давлением пара. При низких температурах подогрева сетевой воды давление пара в бойлерах может поддерживаться на уровне 0,1—0,2 МПа и котлы работают с давлением пара в барабане 0,2 — 0,3 МПа. Для повышения давления пара в таких случаях необходимо переходить на схему регулирования температуры подогреваемой воды перепуском (см. рис. 2.2) с подогревом в бойлерах только части сетевой воды, но до более высокой температуры.
В некоторых котельных паровые бойлеры эксплуатируются без регуляторов перелива (конденсатоотводчиков), а иногда и без охладителей конденсата. При этом возможны попадание пролетного пара с конденсатом непосредственно в деаэратор и срыв его работы. При наладке котельной необходимо установить регуляторы перелива и наладить их работу. Монтаж их должен быть выполнен в соответствии с требованиями завода-изготовителя.
При отсутствии в схеме конденсатоохладителей в деаэратор будет поступать перегретый конденсат повышенного давления. Если избыточная теплота этого конденсата будет расходоваться на подогрев относительно холодной химочищенной воды, поступающей в деаэратор, то можно обеспечить его надежную работу. Необходимо только правильно выбрать место ввода перегретого конденсата в деаэратор. Например, в струйно-барботажных деаэраторах типа ДСА, в которых пар подается в барботажный отсек в объеме бака-аккумулятора, можно подавать этот конденсат непосредственно в паровой объем бака над поверхностью воды. При вскипании перегретой воды избыточный пар вместе с основным потоком пара пойдет в колонку, а вода останется в баке. В связи с избыточным давлением этой воды ее дополнительная деаэрация не требуется. Если же химочищенной воды подается в деаэратор мало, что бывает в 138
чисто отопительных котельных, то возможен срыв работы деаэратора. Во всех таких случаях целесообразно составить тепловой баланс деаэратора и решить вопрос о возможности упорядочения его работы, например, за счет снижения температуры химочищенной воды в теплообменнике перед деаэратором. Уменьшать использование конденсата и заменять его холодной химочищенной водой нецелесообразно, и при невозможности наладки этой схемы необходимо устанавливать конденсатоохладители по схеме, приведенной на рис. 2.2.
Тепловой баланс деаэратора можно представить в виде
GK. о. в^х. о. в+GA+G„hn = (1 + 0,01/?) DJi 2+GJi*, (7.1)
а массовый баланс — в виде
^.о.в+^ + Сп = (1+0,01р)Л + Св, (7.2)
где GX 0 B, GK, G„ — расходы химочищенной воды, конденсата и пара, поступающих в деаэратор; Da — полная выработка пара котлами; р — процент продувки; (7В— расход выпара (2—10 кг на тонну деаэрируемой воды); hx о в, /гк, ha — удельные энтальпии химочищенной воды, конденсата и пара, поступающих в деаэратор; h в, h„— удельные энтальпии воды и пара в деаэраторе.
Во многих паровых котельных с закрытой схемой теплоснабжения подпитка теплосети невелика, и ее осуществляют из питательного деаэратора. В этом случае в тепловой и массовый балансы деаэратора входит расход воды на подпитку теплосети (7ут.
В действующих котельных часто приходится сталкиваться с серьезными трудностями при организации возврата конденсата из-за интенсивной коррозии конденсатопроводов. Она обычно связана с наличием в паре углекислого газа СО2, образующегося в котле при разложении карбонатных солей. В некоторых котельных приходится менять конденсатопроводы от бойлеров ежегодно, а обеспечить возврат конденсата от внешних потребителей вообще не удается из-за интенсивной коррозии трубопроводов и арматуры на конденсатных линиях.
Количество СО2 в паре при наладке действующих котельных следует определять путем непосредственных измерений. Допустимое содержание СО2 по [11] составляет 20 мг/кг. В случаях, когда схема конденсатопроводов неразветвленная, допускается содержание СО2 в паре до 100 мг/кг, но только с разрешения головной ведомственной энергетической организации.
Расчетным путем количество СО2 в паре, мг/кг, можно оценить по формулам:
для деаэраторов без барботажа или при отсутствии деаэрации
СО2 = 22Щхех(1 + ст); (7.3а)
139
для деаэраторов с барботажем
со^ггщ^^+а), (7.зб)
где ех — доля химочищенной воды в воде, уходящей из деаэратора, определяется из массового баланса деаэратора (7.2); ст — доля разложения Na2CO3 в котле (зависит от рабочего давления: при абсолютных давлениях 1,3; 1,0; 0,6 МПа составляет соответственно 0,72; 0,6 и 0,4); ст,—доля разложения NaHCO3 в котле, примерно равная 0,4 (принимается, что 60% NaHCO3 разлагается в барботажном деаэраторе).
При повышенной концентрации СО2 в паре и конденсате, что ведет к интенсивной коррозии конденсатных трактов, наиболее радикальной мерой является переход с Na-катиони-рования на схему обработки воды со снижением щелочности (т. е. карбонатов). Для промышленных котельных это может быть схема Н-катионирования с голодной регенерацией фильтров, которая снижает щелочность, но фильтрат и промывочные растворы остаются щелочными (не кислыми, как при полном Н-катионировании),. что обеспечивает упрощение обслуживания и оборудования по сравнению с полным Н-катионированием. Однако эта схема намного сложнее схемы с Na-катионирова-нием, требует дополнительных площадей и строительства склада кислоты, установки дополнительного оборудования — фильтров, баков, декарбонизатора, насосов и т. д. Для действующих котельных с химической водоподготовкой по схеме Na-катионирования более реально переходить на схему Na-С1-ионирования, которая требует минимума дополнительного оборудования, а регенерация фильтров осуществляется только поваренной солью. Однако и для этой схемы необходимы дополнительные оборудование и площади, остро дефицитные аниониты и др. В связи с этим до решения вопросов об изменении схемы подготовки воды целесообразно рассмотреть возможности реализации некоторых простых мероприятий, которые могут обеспечить определенное снижение содержания углекислоты в паре.
Во многих паровых котельных подпитка теплосети осуществляется из питательных деаэраторов, хотя зачастую работают параллельно два деаэратора. В этом случае часть возвращаемого в деаэратор конденсата уходит в теплосеть, а в пароводяной контур поступает соответствующее дополнительное количество химочищенной воды, несущей карбонаты. За счет исключения подпитки теплосети из питательного деаэратора доля химочищенной воды £х, определяющая содержание СО2 в паре, заметно уменьшается. Другой возможностью является наладка водно-химического режима котлов и сокращение за счет этого продувки котла. Из формулы (7.2) очевидно, что сокращение продувки ведет к соответствующему снижению подачи в пароводяной контур химочищенной воды.
140
Важнейшей мерой по борьбе с коррозией пароконденсатного тракта является вентиляция паровых полостей теплообменных аппаратов. При конденсации пара углекислота постепенно накапливается в газовой фазе, что, в частности, ухудшает условия теплообмена. Растворимость СО2 в конденсате по мере роста ее концентрации в газовой фазе возрастает, и постепенно устанавливается равновесие: сколько СО2 поступает с паром, столько же выходит с конденсатом. Поэтому вентиляция паровых пространств теплообменных аппаратов и удаление части СО2 может обеспечить снижение агрессивности конденсата. Для этого необходим отвод в атмосферу 1 — 3% поступающего в аппарат пара. В аппаратах различного типа концентрация СО2 в вентиляционном паре может колебаться от 10 до 10 000 мг/кг в зависимости не только от расхода пара и содержания в нем СО2, но и в наибольшей степени от того, как организовано концентрирование СО2 в самом аппарате. В паровых пространствах теплообменников устанавливают дополнительные перегородки, обеспечивающие образование зоны с максимальной концентрацией СО2 в верхней части аппарата (по возможности дальше от поверхности конденсата). Подробно этот вопрос рассмотрен в [24]. На практике необходимо сначала обеспечить непрерывное удаление пара от штатных вентиляционных устройств бойлеров и определить концентрацию СО2 в конденсате. При измерениях могут отмечаться существенные колебания концентрации, и содержание СО2 в конденсате может периодически намного превышать содержание ее в греющем паре. В такие периоды конденсат особенно агрессивен.
При наладке тепловых схем паровых котельных необходимо принимать меры по сокращению потерь теплоты с продувкой котлов. В первую очередь следует сократить до технически обоснованного минимума расход продувки.
Непрерывная продувка котла должна обеспечить приемлемый уровень солесодержания котловой воды, обеспечивающий надежную работу котла. Допустимое солесодержание обычно устанавливает завод-изготовитель (см. гл. 1), а проверяет наладочная организация при наладке водно-химического режима котла или при эксплуатации. При близком к максимально допустимому солесодержании котловой воды непрерывная продувка будет минимальной.
Периодическая продувка нижних точек выполняется для удаления шлама и должна производиться не менее 1 раза в смену до 30 с на каждую точку (при поочередном полном открытии клапанов). Это обеспечивает среднесуточную продувку в размере примерно 2% выработки пара. Более длительные и частые периодические продувки в обычных условиях нецелесообразны. Условия и режим продувок должны устанавливаться специалистами-химиками.
141
Типовая схема утилизации теплоты непрерывной продувки включает испарение ее в сепараторе с отводом пара вторичного вскипания в деаэратор. Вода из сепаратора отводится через теплообменник в канализацию. Нагреваемой средой в теплообменнике служит обычно вода, идущая на химводоочистку. При наладке сепаратора необходимо обеспечить регулирование и возможность контроля уровня воды в нем. При невозможности наладки сепаратора (когда он отсутствует или не может быть отремонтирован) можно установить дополнительный теплообменник для более полного охлаждения этой воды перед сбросом в барботер. Нагреваемой средой может быть, например, вода для горячего водоснабжения. Практикуется также использование воды из линии непрерывной продувки для отопления бытовок котельной.
Действующие нормы [6] допускают использование воды из линии непрерывной продувки котлов для подпитки закрытых систем теплоснабжения. При этом остаточная общая жесткость всей подпиточной воды не должна превышать 0,1 мг-экв/кг для тепловых сетей с температурой сетевой воды до 100° С и 0,05 мг-экв/кг для тепловых сетей с температурой свыше 100° С. Технически наиболее целесообразно направить воду непрерывной продувки в отдельный деаэратор подпитки теплосети. При необходимости можно организовать очистку этой воды на механических фильтрах.
При наладке схем централизованного горячего водоснабжения следует обращать внимание на способ подготовки воды. Иногда практикуемое в промышленных котельных умягчение воды путем Na-катионирования ведет к ухудшению органолептических свойств воды (вода становится мягкой на ощупь) и к росту ее коррозионной агрессивности.
Рациональные схемы подготовки воды для горячего водоснабжения должны подбираться на основе нормативных требований [6]. Опыт показывает, что надежность систем централизованного горячего водоснабжения на промышленных площадках намного ниже, чем систем теплоснабжения, и в связи с этим следует обращать особое внимание на подготовку воды для них.
При наладке действующих систем горячего водоснабжения следует исключить избыточный подогрев воды, что ведет к усилению коррозии и повышенному образованию накипи. Температурный уровень системы должен обеспечить подачу потребителям воды с температурой 50 — 60° С.
Применение баков-аккумуляторов в системах горячего водоснабжения позволяет сгладить пиковые нагрузки и улучшить работу деаэраторов. Однако в некоторых случаях баки-аккумуляторы оборудованы регуляторами уровня и используются нерационально. Эти регуляторы изменяют подачу воды в 142
баки-аккумуляторы в соответствии с режимом потребления воды, и аккумулирующая емкость баков практически не используется. В таких случаях при наладке необходимо выявить характерные суточные графики потребления горячей воды и установить оптимальные расходы воды в баки.
Пример суточного графика нагрузки системы горячего водоснабжения приведен на рис. 7.1, а. Производительность системы горячего водоснабжения котельной принята равной среднесуточному потреблению горячей воды, при этом количество воды в баках на каждый час суток показано на рис. 7.1, б.
Количество воды в баках вычисляется на каждый час путем уменьшения или увеличения имеющегося на начало часа запаса в зависимости от того, насколько
Рис. 7.1. Выбор производительности установки горячего водоснабжения:
а — суточный график потребления горячей воды; б — запас воды в аккумуляторных баках
потребление горячей воды в течение этого часа соответственно больше или меньше производительности установки горячего водоснабжения. Максимальный запас следует подготовить к утреннему пику. В приведенном примере вместимость баков позволяет обеспечить постоянную производительность установки в течение суток. При недостаточной вместимости баков может потребоваться увеличение производительности в дневное время. Работа установки с постоянной нагрузкой дает возможность обеспечить устойчивую деаэрацию воды, чего обычно невозможно добиться при работе по графику потребления.
За рубежом нашли применение в схемах производственных паровых котельных и паровые аккумуляторы [95]. Их применение целесообразно при наличии периодических кратковременных максимумов паровой нагрузки. При использовании паровых аккумуляторов повышается надежность пароснабжения, снижается унос котловой воды с паром, достигается стабильная и более экономичная работа котлов. Количество теплоты, аккумулированное в водяном объеме парового аккумулятора, зависит от разности давлений поступающего и 143
отбираемого пара, и необходимый размер аккумулятора тем больше, чем меньше эта разность. Обычно паровой аккумулятор представляет собой горизонтальный сосуд, заполненный на 80% водой. Для первоначального заполнения используют конденсат. Подпитка аккумулятора водой может требоваться только при использовании перегретого пара, при использовании насыщенного пара предусматривается слив избыточной воды, образующейся при конденсации пара за счет тепловых потерь, через конденсатоотводчик с верхнего уровня. Предусматривают также сепарацию выходящего из аккумулятора пара от влаги.
7.2. НАЛАДКА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЕЛЬНЫХ
Принципиальная тепловая схема котельной с двумя водогрейными котлами приведена на рис. 7.2. Вода из теплосети сетевым насосом подается в два котла, где нагревается и подается в теплосеть. Общий расход воды в теплосети обычно больше, чем расчетный расход воды через котлы (GC>^GK). Избыточный расход G„ проходит через клапан перепуска. Температура воды на входе в котел при работе на газе и малосернистом мазуте должна поддерживаться не ниже 70 °C. При работе на высокосернистом мазуте (S>2%) температура воды на выходе из котла должна поддерживаться не ниже 150 °C на всех нагрузках и режимах. Это требование установлено [9] для всех водогрейных котлов с номинальной тепловой мощностью от 4,5 до 36 МВт включительно.
Работа с перепуском, т. е. с пропуском части сетевой воды помимо котлов, требует, чтобы температура воды на выходе из котлов t'k была выше, чем температура в прямой магистрали теплосети Температуры воды в котлах и теплосети связаны уравнением теплового баланса
= (7.4)
В теплосеть
Рис. 7.2. Принципиальная расчетная схема водогрейной котельной: ВК—водогрейные котлы; СН — сетевой насос, PH — рециркуляционный насос
144
Выработка теплоты котельной, определенная по расходу и температурам сетевой воды, должна быть равна сумме тепловых мощностей отдельных котлов, определенных по расходу воды через них и по перепаду температур. Температура обратной сетевой воды t2 должна быть измерена после ввода подпитки. В уравнении (7.4) принято, что теплоемкость воды не зависит от температуры. При температуре t* выше 120° С для точных расчетов зависимость теплоемкости воды от ее температуры следует учитывать.
Повышение температуры на входе в котлы по условиям их надежности требует рециркуляции части горячей воды, уходящей из котла, обратно на его вход. Расход воды на рециркуляцию можно определить по уравнению теплового баланса точки A Gpt’^+(GK + Gp)t2 = Gllt'K, отсюда
(7.5)
G —
Совершенно очевидно, что при переходе с одного котла на два и обратно температуры воды в котлах и расходы воды на рециркуляцию должны меняться скачком.
Все изложенное выше характерно для условий работы всех водогрейных котельных — как городских, так и промышленных. Для городских котельных, предназначенных для отопления и горячего водоснабжения жилых и гражданских зданий, характерна работа по отопительному температурному графику, рассчитываемому по условиям теплоотдачи конвективно-излу-чающих отопительных приборов с дополнительным снижением температуры обратной воды в теплообменниках горячего водоснабжения. Температурные графики и условия работы таких систем теплоснабжения подробно рассмотрены в специальных руководствах, например в [22]. Для промышленных предприятий наиболее характерна отопительно-вентиляционная нагрузка, для которой температура воды определяется по формулам [22 ]:
в подающей линии
G ^в.р Gip ^2р)? р > ‘в. р *н. р
в обратной линии
Z2 - G — (11 р — Z2p ) В Р_ ' р fH.
(7.6а)
(7.66)
где ZBJ)— расчетная температура воздуха внутри отапливаемых здании, принимается равной 18 °C для жилых помещений и 16 °C в промышленных зданиях; /1р, /2р —расчетные температу-10-2154 145
ры в тепловой сети; /н, /н р — температуры наружного воздуха— текущая и расчетная для отопления соответственно.
Полученные по формулам (7.6) значения температур прямой воды для промежуточных температур наружного воздуха заметно ниже, чем для общепринятых температурных графиков для конвективно-излучающих приборов. Кроме того, для общеобменной вентиляции в соответствии с [4] установлена более высокая расчетная температура наружного воздуха, чем для отопления, так что на промышленных предприятиях нагрузки котельных при низких температурах наружного воздуха должны расти незначительно.
Для большинства действующих предприятий характерна более высокая температура обратной воды, чем получается по (7.66). Это связано с условиями регулировки и наладки тепловых сетей площадки и внутренних систем теплоснабжения, а также с режимом систем вентиляции. При отключении приточных вентиляционных систем калориферы по теплоносителю часто не отключают как из опасений их размораживания, так и из-за необходимости использования дефицитных автоматических клапанов, что ведет к протоку через калориферы прямой сетевой воды без охлаждения. В результате расход сетевой воды по системе также значительно выше расчетного. Наладка тепловых сетей позволяет значительно снизить расход воды и температуру в обратной линии, но обычно они все же остаются выше расчетных. Это ведет иногда к ограничению тепловой мощности водогрейных котлов, которые должны работать с пониженным по сравнению с расчетным перепадом температур воды.
С другой стороны, на многих действующих котельных имеет место постепенный занос трубок конвективной части водогрейных котлов железистыми отложениями, вымываемыми из теплосети, что ведет к росту гидравлического сопротивления котлов. Удаление этих отложений возможно кислотной промывкой, но пользоваться таким средством необходимо с крайней осторожностью. Для снижения скорости роста отложений необходимо проводить в летние периоды гидропневматические промывки тепловых сетей и систем теплоснабжения в зданиях, а также контролировать работу грязевиков на входе в котельную, организовать надлежащий водный режим в соответствии с действующими требованиями [18], в частности по деаэрации воды. Вообще даже небольшой рост гидравлического сопротивления котла затрудняет работу рециркуляционных насосов. Например, при повышении гидравлического сопротивления котла КВ-ГМ-20 всего на 30% (до 300 кПа) по сравнению с расчетным (230 кПа) практически полностью исключается возможность использования обычно применяемых для рециркуляции насосов типа НКУ-250 с расчетным давлением 320 кПа. 146
На работу рециркуляционных насосов влияет также расход воды через котел. При повышенных расходах воды в сетях через котлы нередко прокачивают большие количества воды, чем необходимо по условиям их надежной работы. В некоторых случаях это приходится делать для достижения необходимой производительности при сниженных перепадах температур. При этом также значительно возрастает гидравлическое сопротивление котла (пропорционально квадрату расхода), что затрудняет или полностью исключает возможность использования рециркуляционных насосов.
По изложенным выше причинам наладка водогрейных котельных жестко связана с наладкой систем теплоснабжения, и наиболее целесообразно вести эти работы совместно. В объем работ по такой комплексной наладке необходимо включать также работы по наладке водно-химического режима котлов и тепловых сетей, по наладке систем автоматизации котельной, тепловых узлов и приточных камер вентиляции, центральных кондиционеров. При необходимости следует провести техническое руководство гидропневматической промывкой систем теплоснабжения и кислотной промывкой котлов.
После уточнения реального температурного графика тепловой сети необходимо проработать условия работы водогрейных котлов и системы рециркуляции.
На рис. 7.3 приведены результаты расчетов температур и расходов воды для водогрейной котельной с двумя котлами КВ-ГМ-30. Расчетная тепловая нагрузка отопления и вентиляции 53,5 МВт, основные потребители теплоты — калориферные установки приточных вентиляционных систем и отопительных вентиляционных агрегатов. Расчетная температура отопления /нр = — 37 °C (для г. Омска), средняя температура отопительного сезона —7,7 °C. Уточненный по результатам наладочных работ температурный график 140— 80 °C соответствует несколько завышенному расходу теплоносителя (7с = 850 т/ч. Расчетная схема котельной приведена на рис. 7.2. Расход воды через котел <7К = 375 т/ч. До температуры наружного воздуха гн= —10 °C в работе один котел, при более низких температурах включаются два котла. Избыточный расход теплоносителя проходит по линии перепуска.
На рис. 7.3 приведены результаты расчета для условия поддержания температуры воды на входе в котлы не ниже 70 °C. Температура воды на выходе из котлов t" в соответствии с уравнением (7.5) намного выше температуры воды в подающей магистрали, что связано с повышенной температурой воды на входе в котел и с необходимостью выработки расчетного количества теплоты при расходе водь^ через котлы, меньшем, чем расход воды в теплосети (GK = 375<Gc = 850 или 2GK = 750<Gc = 850). После перехода на два котла температура Z" снижается из-за увеличения расхода воды через котлы. С понижением температуры наружного воздуха расход воды в линии рециркуляции в соответствии с уравнением (7.5) постепенно снижается из-за роста температуры Z" и уменьшения разности температур (t'K —t2). После перехода на два котла необходимый расход воды на рециркуляцию Gp резко 147
Рис. 7.3. Температуры и расходы воды на рециркуляцию при постоянной температуре на входе в котлы
Рис. 7.4. Температуры и расходы воды на рециркуляцию при постоянной температуре на выходе из котлов
возрастает из-за снижения температуры t" и увеличения количества воды, подлежащей подогреву до 70 °C. При tH = — 29 °C температура обратной воды становится равной 70 °C и расход воды на рециркуляцию <7р = 0. При tH < — 29 °C из-за повышения температуры воды на входе в котел t'K в соответствии с ростом t2 температура воды на выходе из котла растет более круто.
Требуемый расход воды на рециркуляцию Gp достаточно велик и при относительно высоких температурах наружного воздуха достигает 30 — 35% Gc. Максимальное значение Gp имеет место в точке перехода на два котла. Можно отметить, что расход Gp мог бы быть меньше, если бы эту же максимальную расчетную нагрузку распределить не на два котла, как на рис. 7.2, а на четыре-пять, которые бы постепенно включались в работу при снижении tR. Однако для промышленных котельных характерно использование небольшого числа котлов.
Результаты расчета этой же котельной для условия /" = 150 °C по [9] для сжигания сернистого мазута приведены на рис. 7.4. Температура воды на входе в котлы в соответствии с уравнением (7.5) максимальна при высоких температурах наружного воздуха, и при переходе с одного котла на два отмечается резкий скачок Gp. Расход воды на рециркуляцию в этой схеме значительно больше, чем для условия /* = 70 °C и достигает 60% Gc. При большем количестве котлов расход Gp мог бы быть меньше.
При поддержании температуры воды на выходе из котла на уровне /" = 120 °C (например, для технологических целей), расход Gp будет меньше, чем на рис. 7.4, но достаточно большим, особенно при высоких температурах наружного воздуха. 148
В действительных условиях работы промышленных котельных режимы с рециркуляцией, как уже указывалось, не всегда могут быть реализованы. В связи с этим рассматривают некоторые другие возможности повышения температуры воды на входе в водогрейные котлы. Например, при наличии запаса сетевого насоса по подаче можно использовать для рециркуляции перемычку на его всасывающей стороне.
На рис. 7.2 расход через нее обозначен через G'p. Такие перемычки всегда имеются в водогрейных котельных и предназначены для организации предпусковых промывок. В эту перемычку при работе ее на рециркуляцию поступает вода при температуре tt, которая ниже температуры /" (Рис- 7.3 и 7.4) из-за подмешивания обратной воды теплосети по линии перепуска G„. За счет этого расход воды G'p должен быть больше расхода Gp, так как на рециркуляцию с помощью рециркуляционных насосов подается вода с более высокой температурой t".
Для сокращения расхода рециркуляции с помощью сетевого насоса (при наличии у него запаса по подаче) целесообразно выполнить перемычку для подачи на вход сетевого насоса воды от котлов, как показано на рис. 7.2 штриховой линией. При этом температура воды на входе сетевого насоса не должна быть выше допустимой по паспорту данной машины. Это ограничивает возможность использования этих схем только для условия t'K = const, поскольку для реализации схемы z" = 15O°C необходимо поддерживать температуру воды на входе в котлы выше 90 °C в течение почти всего отопительного сезона. Возможность поддержания технологического условия z" = const (например, /"=120°С) должна проверяться расчетом. При разработке тепловых режимов водогрейных котельных (без пара) следует учитывать также необходимость поддержания требуемых температур теплоносителя для подогрева мазута и деаэрации воды.
В некоторых котельных, имеющих паровые и водогрейные котлы, возможна организация двухступенчатого подогрева сетевой воды — сначала паром в бойлерах, затем в водогрейных котлах. Это обеспечивает возможность подачи в водогрейные котлы воды с необходимой температурой, но ограничивает их производительность. В этих случаях иногда рассматривают и возможность перевода водогрейных котлов на пиковый режим работы (т. е. в температурном графике НО—150 °C с удвоенным расходом воды через котел), что требует переделки схем включения элементов котла.
Рассматриваются и варианты работы водогрейных котельных с температурным графиком НО —150 °C по условиям надежности при сжигании мазута. Однако такие режимы без предварительного подогрева паром требуют очень большого 149
расхода воды на рециркуляцию. Кроме того, для всех пиковых режимов работы водогрейных котлов следует иметь в виду, что на температуру стенки 120—130 °C может приходиться второй максимум коррозии (см. рис. 6.1), что требует дополнительного обоснования такого режима по условиям надежности.
Учитывая большие расходы воды на рециркуляцию, требуемые для повышения температурного уровня воды в котлах, часто принимают, что при вводе обратной сетевой воды в топочные экраны достаточно повышения ее температуры на входе в котел до 70 °C при сжигании мазута [27]. При этом можно ожидать не очень большого ухудшения условий работы котлов по сравнению с требованиями [9] поддержания t* = — 150 °C, поскольку именно при высоких температурах наружного воздуха, когда не выполняются требования по рециркуляции, нагрузки котлов минимальны, а при этом коррозионная агрессивность продуктов сгорания значительно меньше, чем при расчетных нагрузках котлов [29].
Для конкретных условий данной котельной целесообразно подбирать оптимальные условия эксплуатации исходя из действительных возможностей имеющихся насосов (сетевых и рециркуляционных), действительных расходов и температур в тепловой сети, схем включения котлов и т. п. Целесообразно уточнить температуры стенок разных элементов котлов при характерных наружных температурах для всех возможных режимов работы и определить на основании измерений скорости коррозии (см. § 4.5 и § 6.1) расчетный срок службы элементов котла для всех режимов.
При наладке тепловых схем водогрейных котельных часто возникают трудности с наладкой вакуумных деаэраторов, используемых в водогрейных котельных для обработки воды подпитки теплосети и для централизованного горячего водоснабжения. Подробные описания конструкции и схем включения этих аппаратов приведены в [27].
Трудности в наладке вакуумных деаэраторов в первую очередь связаны с недоработками проектов при выборе схем и оборудования. В связи с этим индивидуальные проектные решения целесообразно проверять по типовым решениям, разработанным ведущими институтами (Латгипропромом, Сан-техпроектом). Очень часто трудности в наладке вакуумных деаэраторов связаны с неправильным подбором их производительности, т. е. с неудовлетворительной привязкой типового проекта. Деаэраторы могут обеспечить деаэрацию воды при нагрузках не ниже 30% расчетной, а новые котельные включаются в работу часто при значительно меньших нагрузках, и обеспечить работу установленных деаэраторов часто вообще не удается.
В действующих котельных трудности при наладке вакуумных деаэраторов часто связаны с отсутствием греющей воды 150
необходимой температуры. Расчетный режим работы вакуумного деаэратора обеспечивается при подаче в него пара или перегретой воды. Вода вскипает в нижней части, и полученный пар омывает струи воды в объеме колонки. При низких температурах греющей воды приходится подавать ее слишком много, это приводит к срыву работы аппарата и сливу воды из сети. Подогрев же воды до высокой температуры (130—150 °C) в относительно теплое время требует большого расхода воды на рециркуляцию, что связано с определенными трудностями. Организация температурного режима водогрейной котельной в течение всего года должна в связи с этим учитывать и необходимость подогрева воды для деаэрации. Необходимые температуры и расходы следует определять опытным путем при наладке деаэраторов, котлов и
Рис. 7.5. Вакуумная деаэраторная установка:
1 — деаэратор; 2 — водо-водяной подогреватель; 3— насосы; 4 — бак рабочей воды; 5 — бак обработанной воды; 6 — подвод исходной воды
схем котельной.
В связи с изложенными выше проблемами особый интерес
могут представлять вакуумные деаэрационные установки, работающие по принципу перегретой воды, для которых не требуется подача пара или воды высокой температуры.
На рис. 7.5 приведена принципиальная схема вакуумной деаэраторной установки [88], в которой деаэрация осуществляется за счет выделения парогазовой фазы из жидкости в сопле специальной формы и последующего разделения фаз в центробежном сепараторе. Такая установка успешно работает в течение двух лет в новой водогрейной котельной, где по типовому проекту был установлен вакуумный деаэратор ДСВ-25 производительностью 25 т/ч, в то время как расход подпиточной воды в первый период эксплуатации котельной не превышал 2 т/ч, а температура воды за котлами 60 — 80 °C. Наладить вакуумный деаэратор ДСВ-25 для работы в таких
условиях не представлялось возможным.
Для вакуумной деаэраторной установки по [88] были использованы бак-газоотделитель и насосы рабочей воды деаэратора ДСВ-25, а сам деаэратор (диаметром 76 и высотой 350 мм) был установлен дополнительно.
Эксплуатация установки в течение двух отопительных сезонов показала ее надежную работу практически без дополнительного обслуживания и регулирования при температуре воды,
151
поступающей на деаэрацию, в пределах 55 — 75 °C.
Содержание кислорода в обработанной воде составляло 50 — 80 мкг/кг, показатель pH 7 — 7,5, что соответствует требованиям [15] к качеству воды. Регулирования расхода не требовалось из-за наличия больших аккумулирующих емкостей. Для исключения повторного насыщения воды кислородом воздуха ее поверхность покрывалась слоем герметика АГ-4. В результате удалось достичь необходимой деаэрации воды без повышения температурного уровня воды в котлах, что необходимо по всем типовым решениям.
7.3. НАЛАДКА ГАЗОВОЗДУШНЫХ ТРАКТОВ И МАЗУТНОГО ХОЗЯЙСТВА
В большинстве старых котельных применялись общие газовоздуховоды, которые соединяли группы котлов по газу и воздуху. На все котлы группы устанавливали два вентилятора и два дымососа, один из которых был резервным. Часто в таких схемах устанавливались групповые экономайзеры. Главный недостаток такой схемы — большой присос воздуха через неплотности сборных газоходов и через неработающие котлы. Во многих действующих котельных из-за этих присосов воздуха установленные по проекту дымососы не обеспечивают работу котельной даже при неполных нагрузках. При необходимости наладки такой котельной (обычно на определенный период времени до реконструкции) следует выявить и уплотнить места основных присосов — обычно инспекционные люки сборных газоходов, шиберы, явные дефекты кирпичной кладки. Может оказаться полезной также газоуплотнительная обмазка наружной поверхности кирпичного газохода и всасывающей камеры дымососов.
Устанавливаемые на сборных газоходах групповые экономайзеры работают обычно неэффективно из-за низких температур газов, обусловленных присосами через неработающие котлы. При наличии индивидуальных экономайзеров регулирование тяги в топках осуществляют иногда шиберами, установленными в газоходе между котлом и экономайзером. При этом экономайзер оказывается под полным разрежением сборного газохода, что ведет к большим присосам воздуха в экономайзер и снижению его эффективности по подогреву воды. В таких случаях целесообразно перейти на регулирование тяги шиберами после экономайзеров или направляющими аппаратами дымососов.
Такие устаревшие котельные в настоящее время подлежат реконструкции, при которой котлы заменяют на современные с индивидуальными экономайзерами и дымососами. В некоторых случаях старые котлы с общими газоходами сохраняют, например, для покрытия небольших паровых нагрузок в водогрей-152
ных котельных. Для этого целесообразно выделить один-два котла из всей группы, работавшей ранее на общий газоход, и установить в газоходе кирпичную разделительную стенку. Рабочую часть газохода необходимо максимально уплотнить, провести тщательную ревизию и ремонт обмуровки и гарнитуры выбранных рабочих котлов.
Необходимо устранять неоправданные утечки теплого воздуха из котельной и через неработающие котлы с индивидуальными газоходами. В топках и газоходах этих котлов должно поддерживаться минимальное разрежение за счет неплотности направляющего аппарата дымососа, а в отключающих шиберах должны быть отверстия диаметром 50 мм [2]. Однако излишние утечки воздуха через неработающие котлы ведут к значительным потерям теплоты, и необходимо устранять их путем тщательного уплотнения и закрытия люков, лазов, гляделок, замены прорванных мембран предохранительных клапанов топки и газоходов, заделки трещин и неплотностей в обмуровке.
Воздух за пределы котельной может уходить не только через присосы в топки и газоходы котлов, но и через дефлекторы и разбитые окна в верхней части здания котельной. В любой котельной всегда имеет место интенсивная естественная вентиляция (аэрация) из-за движения воздуха вдоль нагретых поверхностей — ограждений котлов, наружных поверхностей изоляции баков, оборудования и трубопроводов. Этот нагретый (иногда до 40 — 50 °C) воздух может либо уходить за пределы здания через окна и дефлекторы, либо частично поступать на вход дутьевых вентиляторов. Однако поскольку выход из здания котельной определенного количества теплого воздуха должен компенсироваться поступлением такого же количества холодного воздуха снаружи, то возможны сильные сквозняки и недостаточные температуры на рабочих местах обслуживающего персонала. В любом случае разбитые окна в верхней части здания необходимо закрывать, а вытяжку через аэрационные отверстия (дефлекторы) регулировать по санитарным нормам. В ряде случаев механическая вытяжка из верхней зоны на вход дутьевых вентиляторов может полностью обеспечить необходимую вентиляцию котельной и при полностью закрытых дефлекторах.
Действующие правила безопасности [2] не устанавливают никаких дополнительных требований по вентиляции здания котельной по сравнению с обычными санитарными нормами. С другой стороны, в зимнее время забор воздуха на вход дутьевых вентиляторов из верхней зоны котельной, особенно водогрейной, может привести к ее полному замораживанию. Поэтому при наладке котельной необходимо опытным путем подобрать рациональный режим ее вентиляции для летнего и зимнего периодов и определить степень открытия перекидных 153
д* м о2[ °з( ф ф ф Ai Az Аз
Рис. 7.6. План верхней зоны котельной:
Д1, Д2, Д3— дефлекторы диаметром 700 мм над котлами; Д4 — дефлектор диаметром 700 мм над бойлерной установкой; €>j, О2, О3— окна фонаря деаэраторного отделения
шиберов во всасывающих шахтах дутьевых вентиляторов и в дефлекторах, размещенных над котлами и вспомогательным оборудованием.
Расход воздуха, уходящего из верхней зоны котельной за пределы здания, определяет потери теплоты топлива, которые могут быть довольно значительны (табл. 7.1). В качестве примера в табл. 7.1 приведены результаты натурных измерений количества воздуха, уходящего из верхней зоны котельной с тремя котлами ДКВр-10. План верхней зоны котельной показан на рис. 7.6.
В конце сентября 1985 г. в фонаре над деаэраторами были застеклены окна, но неплотности в одном из окон остались. Дефлекторы закрыты не были. Полные результаты определения потерь теплоты с аэрационным воздухом приведены ниже:
12.09.85 1.10.85
Температура наружного воздуха, °C................. 10 10
Расход топлива (газа) В, м3/ч.................... 450 830
Теплота топлива BQ^ МВт....................... 4,23 7,82
Суммарные потери теплоты с аэрационным воздухом ба, МВт........................................ 0,20 0,12
То же, % BQ*................................... 4,6 1,6
Потери теплоты с аэрационным воздухом в первом случае достигали 4,6% BQ JJ. За счет устранения небольшой части утечек воздуха расход теплоты с аэрационным воздухом удалось снизить на 80 кВт. Снижение относительной потери теплоты qa с 4,6 до 1,6% связано в первую очередь с общим ростом нагрузки котельной.
В водогрейных котельных, в которых тепловыделение с наружной поверхности очень мало, в зимнее время практически невозможно подогреть дутьевой воздух за счет внутреннего
Таблица 7.1. Результаты измерений количества воздуха, уходящего из верхней зоны котельной
Показатель Места утечек воздуха
4. Дз Дз Л О, О2 Оз
Опыт 12.09.85 г.
Расход воздуха, м3/ч 2563 2563 2675 1940 3888 4752 4428
Температура воздуха, °C 34 37 34 31 33 34 34
Потери теплоты, кВт 22,2 25,0 23,1 14,7 32,2 41,1 38,3
Опыт 1.10.85 г.
Расход воздуха, м3/ч 2660 2400 3400 3270 — 920 —
Температура воздуха, °C 36 37 38 35 — 42 —
Потери теплоты, кВт 24,9 23,4 34,3 29,5 — 10,6 —
154
выделения теплоты в здании и приходится забирать его снаружи.
Серьезным фактором экономии топлива может явиться наладка мазутного хозяйства. Для котельных, в которых мазут является резервным топливом, следует в первую очередь рассмотреть возможность холодного хранения всего мазута с организацией его быстрого разогрева в зоне всасывающего патрубка струей горячего мазута [39]. Хранение мазута в застывшем состоянии помимо существенной экономии теплоты на поддержание его при необходимой температуре практически исключает также утечки топлива из железобетонных подземных емкостей. Такой способ хранения мазута можно использовать и для резервных емкостей. Для снижения потерь теплоты наземные стальные резервуары необходимо изолировать. Разогрев мазута наиболее рационально вести по циркуляционной схеме с выносными подогревателями.
Для обеспечения нормальной работы насосов, подогревателей и форсунок необходимо очищать мазут от механических примесей. Перед насосами перекачки устанавливают фильтры грубой очистки, а после подогревателей — фильтры тонкой очистки. Контроль за работой фильтров осуществляют по перепаду давлений на них. Очистка сетки фильтра без его разборки может быть выполнена путем продувки его паром при закрытых клапанах подвода и отвода мазута и открытом клапане отвода загрязненного мазута.
Серьезной проблемой обычно является нагарообразование на поверхности нагрева мазутных подогревателей, при этом возрастает их сопротивление и снижается тепловая мощность. Для снижения скорости образования отложений и увеличения срока службы подогревателей между чистками целесообразно повышение скорости мазута в подогревателе до 1 —1,5 м/с. Такую скорость следует поддерживать при всех режимах работы котельной, и для периодов работы с низкой нагрузкой может оказаться целесообразной установка отдельных небольших подогревателей. При температуре стенки выше 150 °C коксование подогревателей резко возрастает, поэтому нецелесообразно использовать для подогрева мазута пар давлением выше 0,5 МПа. Значительно увеличить срок службы подогревателей до остановки можно и путем установки в них ультразвуковых генераторов [75]. Для очистки подогревателей можно использовать простые механические средства (скребки, ерши и т. п.), выжигать отложения, использовать химическую очистку щелочными растворами едкого натра (15 — 20 г/л) или кальцинированной соды (25 — 30 г/л); возможна также очистка на ходу — путем кратковременного увеличения скорости мазута в подогревателе до 3 м/с.
155
Значительное количество теплоты расходуется в промышленных котельных на слив мазута (28 — 40 ГДж на слив одной цистерны вместимостью 50 т). Кроме того, при обычно применяемом подогреве мазута для слива свежим паром мазут сильно обводняется — иногда до 15%. За счет рационального слива мазута, использования конденсата паровых спутников, обогреваемых лотков, устранения парения штанг можно существенно сократить расход теплоты на слив мазута [75]. На электростанциях начинают использовать и более прогрессивные методы разогрева мазута в цистернах — подогрев горячим мазутом, паром через паровые рубашки, электроиндукционным способом, тепловым излучением, виброподогревателями и т. п.
Для повышения эффективности использования мазута можно использовать присадки типа ВНИИНП, из которых для обработки мазута на местах потребления рекомендуется присадка ВНИИНП-106. Она обеспечивает улучшение горения мазута, снижает скорость роста отложений в мазутоподогрева-телях. Результаты сравнительных испытаний [66] условий сжигания мазута в котлах ДКВр-10 с присадкой и без присадки дали следующие результаты:
Без присадки С присадкой
Содержание сажистых частиц, мг/м3............... 53 21
Механический недожог <?4, %..................... 0,07 0,03
Содержание оксидов железа, %, в золовых отложениях на трубах экономайзера..................... 27,3 16,6
Коррозионная агрессивность продуктов сгорания, г/ (м2 • ч), при температуре второго максимума коррозии (120 °C)............................... 7,5 6,5
Концентрация оксидов азота в продуктах сгорания, мг/м3........................................... 389 373
Присадка должна храниться и дозироваться в точном соответствии с руководящими указаниями [69], иначе возможно ухудшение условий эксплуатации мазутного хозяйства.
Для энергетических котлов разработана также присадка ВТИ-4ст [70], представляющая собой 10—15%-ный раствор оксида магния MgO, с дозировкой до 1 кг на тонну мазута. При воздействии соединений магния на низкотемпературные поверхности нагрева, смоченные серной кислотой, происходит ее нейтрализация, отложения становятся рыхлыми и сыпучими. При использовании этой присадки необходима очистка конвективных поверхностей котла дробью не реже 1 раза в смену при расходе дроби 150 — 200 кг/м2 сечения газохода за разовую очистку.
7.4. ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ УТИЛИЗАЦИЯ ТЕПЛОТЫ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ КОТЛОВ
Современные промышленные и паровые котлы оборудованы хвостовыми поверхностями, обеспечивающими снижение темпе-156
ратуры продуктов сгорания до 140—180 °C. Дальнейшего снижения заводы-изготовители не предусматривают, однако техническая возможность дополнительной утилизации теплоты продуктов сгорания имеется, особенно при сжигании газа. Необходимость рассмотрения этой проблемы связана также с тем, что в настоящее время на всех промышленных предприятиях остро стоит вопрос о необходимости использования вторичных энергоресурсов вплоть до теплоты вытяжного вентиляционного воздуха, что не всегда экономически оправдано из-за его низкой температуры [85 ]. В связи с этим детальная проработка возможностей утилизации теплоты уходящих газов с относительно высокой температурой представляет особый интерес.
В [40] описан опыт установки за чугунным экономайзером с поверхностью нагрева 720 м2 котла ДКВр-20 гладкотрубных пакетов поверхностью нагрева 103 м2 из труб диаметром 25 х 3 мм. Дополнительный пакет был выполнен по схеме кипящего не отключаемого по воде и газам экономайзера. При сжигании газа в чугунный экономайзер направляется непосредственно из обратного трубопровода сетевая вода и нагревается до 100—ПО °C, а в стальной пакет — питательная вода, которая нагревается со 100 до 130—135 °C. При сжигании мазута сетевая вода отключается от экономайзера, а питательная вода направляется последовательно через чугунный экономайзер и стальной пакет. В чугунном экономайзере вода нагревается до 130—135 °C, в стальном пакете — до 160—170 °C. При этом исключается выпадение сернокислотной росы в стальном пакете при сжигании мазута.
Одним из средств повышения эффективности тепловых схем паровых котельных является перевод питательных экономайзеров котлов на теплофикационный режим. В этом режиме температура поступающей в экономайзер воды ниже, а расход ее больше, чем при подогреве питательной воды.
Действующие нормы [5] допускают и переключение экономайзеров с подогрева питательной воды на подогрев сетевой воды закрытых систем теплоснабжения. В частности, такое переключение целесообразно при переводе котлов с газа на мазут и обратно.
При работе на газе экономайзеры должны работать в теплофикационном режиме, а на мазуте — в питательном. Кроме того, летом при отключении отопления следует переводить экономайзеры на подогрев питательной воды. Для возможности таких переключений необходимо смонтировать дополнительные трубопроводы и арматуру, разработать инструкцию для эксплуатационного персонала. Следует иметь в виду, что перевод питательных экономайзеров на теплофикационный режим ухудшает условия работы дымовой трубы по условиям конденсации влаги в ней [83].
Повышения экономичности котельных можно достигнуть за счет установки после деаэратора водо-водяного теплообмен-157
ника, снижающего температуру питательной воды до 70 °C. За счет снижения температуры поступающей воды утилизация теплоты продуктов сгорания увеличивается, но при этом также ухудшаются условия работы дымовой трубы. Аналогичные результаты и проблемы имеют место при переходе с атмосферной деаэрации питательной воды на вакуумную.
Для утилизации теплоты продуктов сгорания газожаротрубных котлов, распространенных за рубежом, вместо обычных экономайзеров предложено использовать простейшие теплообменники типа «труба в трубе» [97]. Наружная труба имеет диаметр 159, внутренняя 133 мм. Экономайзер размещается рядом с котлом или над ним и набирается из нескольких (до 10 штук) таких модулей. Гладкая поверхность труб и относительно высокая скорость дымовых газов способствуют самоочистке труб от наружных отложений. Дымовые газы проходят по внутренним трубам.
Опыт работы котлов производительностью 6—12 т/ч, оборудованных такими экономайзерами, показал их надежную работу при сжигании газа и мазута даже с использованием горелок, при работе которых отмечалось образование сажи. Температура уходящих газов снижалась до 140—150 °C, аэродинамическое сопротивление первых образцов составляло 500 Па, в новых конструкциях оно снижено до 300 — 350 Па за счет рационального выполнения газовых каналов. При возможности выпадения из дымовых газов росы, например при частичных нагрузках котла, дополнительно устанавливают паровой подогреватель питательной воды. В некоторых случаях холодную половину экономайзера изготовляют из нержавеющей стали.
Имеется также опыт использования в качестве экономайзеров промышленных котлов теплообменников на тепловых трубах [94]. В отличие от трубчатых экономайзеров температура стенки тепловых труб, расположенной в газоходе, находится выше точки росы, поэтому тепловые трубы не подвержены коррозии. Отложения на стенках рыхлые и легко удаляются обдувкой. Тепловые трубы оребрены, могут свободно выниматься для ремонта и замены.
Теплообменники этих типов можно использовать не только в качестве экономайзеров для охлаждения продуктов сгорания с 250 — 300 до 120— 140 °C, но и для более глубокой утилизации теплоты газов после существующих экономайзеров, особенно при недостаточной эффективности последних.
Для дополнительного снижения температуры уходящих газов можно использовать и упрощенные системы с промежуточным теплоносителем по схеме проф. М. М. Щеголева [26].
Принципиальная схема устройства приведена на рис. 7.7. Тепловоспринимающая поверхность нагрева из стальных труб размещена в газоходе и связана с межтрубным пространством водо-водяного теплообменника, расположенного в верхней зоне котельной. Вся система заполняется водой, которая циркулирует в трубах вследствие разности температур.
В качестве нагреваемой среды в теплообменнике можно использовать и холодную воду, так как с продуктами сгорания 158
Рис. 7.7. Упрощенный утилизатор с промежуточным теплоносителем:
1 — поверхность нагрева в газоходе; 2 — водо-водяной теплообменник в верхней зоне котельной; 3 — расширительный бачок
Рис. 7.8. Воздухоподогреватель с промежуточным теплоносителем:
1 — калорифер в газоходе; 2 — калорифер в воздуховоде; 3 — циркуляционный насос; 4 — расширительный бачок
соприкасаются только трубы, в которых циркулирует вода более высокой температуры, и вероятность выпадения конденсата на трубах при работе на газе маловероятна.
Возможно использование и других схем с промежуточным теплоносителем, например для подогрева дутьевого воздуха (рис. 7.8). В газоходе и воздуховоде устанавливают сантехнические калориферы, связанные контуром промежуточного теплоносителя. В качестве теплоносителя можно использовать обычную воду, однако необходимо подобрать температурные режимы установки так, чтобы исключить вероятность замораживания калориферов при низких температурах наружного воздуха. Тепловой расчет таких схем обычно выполняют по методикам, принятым при проектировании систем вентиляции с утилизацией теплоты вытяжки. Этот метод достаточно сложен, и его практическое применение требует специальной подготовки. Для систем рис. 7.8 можно использовать более простой метод расчета.
Среднюю температуру промежуточного теплоносителя можно определить по формуле
Q ____ 1 1 ^х
ср МА
причем
Ьт = -г G,
кг FrV gTm
bK = 1 — exp
159
где t — температура газов и воздуха; G — расход; к — коэффициент теплопередачи; F—площадь поверхности нагрева; с — теплоемкость; Э — температура промежуточного теплоносителя; индексы «г» и «х» относятся соответственно к горячему и холодному теплообменникам, 1 и 2 — к входу и выходу среды.
Входящие в формулы значения экспонент легко могут быть определены с помощью обычных микрокалькуляторов. Единицы величин должны быть подобраны так, чтобы выражение в круглых скобках было безразмерным.
Конечная температура сред может быть определена по формулам
'х2 = 9ср- (Эср-?х1)ехр (-
2 ^ср 4“ (^г 1 ^ср) eXp G *
Разность конечных температур промежуточного теплоносителя ДЭ можно определить по его расходу дт и теплоемкости ст:
ДЗ _ _ Gr(frl-frz)
GT ст GT cT ’
а сами конечные температуры теплоносителя — по формуле
Э1,2 = 9сР+А»/2.
Если нижняя температура промежуточного теплоносителя заведомо положительна при всех опасных режимах работы, то в качестве теплоносителя можно использовать воду. Если при низких температурах воздуха температура промежуточного теплоносителя приближается к нулю, можно либо увеличить площадь поверхности нагрева горячего теплообменника (в газоходе), либо уменьшить площадь поверхности нагрева холодного теплообменника в воздуховоде.
При температуре промежуточного теплоносителя ниже 55 — 60 °C действительный коэффициент теплопередачи горячего теплообменника, размещенного в продуктах сгорания газового топлива, будет выше расчетного из-за конденсации из них влаги. Это приведет к повышению средней температуры теплоносителя по сравнению с рассчитанной по предложенным формулам.
В последние годы за рубежом начали широко применяться отопительные котлы малой мощности с использованием теплоты конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Для этого в котлах выделяют специальную низкотемпературную поверхность нагрева, выполненную обычно из алюминиевых труб [96]. Образующийся на этой поверхности конденсат из-за растворения СО2 и, возможно, оксидов азота из 160
продуктов сгорания имеет кислую реакцию (pH = 3,5-?-4,3) и после разбавления водой, а иногда и после нейтрализации сливается в канализацию. Выход конденсата зависит от температуры воды в теплообменнике и составляет 0,05 — 0,34 л на 1 м3 продуктов сгорания. КПД котлов за счет утилизации теплоты конденсации водяных паров значительно повышается.
Аналогичная схема предложена для котельной с котлами ДЕ-10 [64]. В качестве дополнительной поверхности нагрева предложено использовать серийно выпускаемые в СССР калориферы типа КСк, выполненные из биметаллических трубок (внутри сталь, снаружи — алюминий) и со спиральным оребрением из алюминиевой ленты. Эти калориферы не должны быть подвержены коррозии при выпадении конденсата из продуктов сгорания. Калориферы устанавливают между экономайзером и дымососом, часть продуктов сгорания (около 30%) направляется в обвод калорифера для обеспечения безопасных условий работы дымовой трубы.
В качестве охлаждающей среды в калорифере можно использовать воду, идущую на химводоочистку котельной или в систему горячего водоснабжения. Предусматривается байпас установки по газам на время работы котла на мазуте, а также сетчатый фильтр, предназначенный для очистки газов от загрязнений после работы котла на мазуте. Собранный конденсат можно направить, например, в деаэратор подпитки теплосети. Расчетный расход конденсата в среднем за год 470 л. В некоторых случаях работа дополнительного теплообменника может быть обеспечена без увеличения мощности дымососа из-за уменьшения объема и температуры продуктов сгорания.
Для глубокой утилизации теплоты продуктов сгорания нашли распространение контактные экономайзеры [23]. Они чаще применяются на предприятиях текстильной промышленности, где требуется большое количество теплой воды для технологических целей. Применение контактных экономайзеров для подогрева воды, идущей в систему горячего водоснабжения для бытовых целей, связано с санитарными ограничениями [36], так как вода из контактных экономайзеров может содержать канцерогенные вещества, имеющиеся в продуктах сгорания [60]. Найти в котельных другую воду с достаточным расходом не всегда возможно, и это сдерживает практическое внедрение этих высокоэффективных аппаратов. Кроме того, из-за санитарных ограничений для использования контактных экономайзеров при сжигании мазута для них разрабатываются схемы с промежуточным теплообменником [76], в которых контактная вода находится в замкнутом контуре и отдает теплоту другой воде в дополнительном теплообменнике.
В настоящее время серийно выпускаются контактные экономайзеры ЭК-БМ, разработаны типовые проекты установок с промежуточным теплообменником.
К особой группе можно отнести контактные теплообменники с орошаемой активной насадкой (КТ АН), схемы включения которых для котельных 11-2154 161
разрабатываются Латгипропромом [27]. Принципиальной особенностью КТ АН является наличие в аппарате орошаемых труб поверхности нагрева. Нагретая орошающая вода вместе с конденсатом водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания, является промежуточным теплоносителем при передаче теплоты от дымовых газов к нагреваемой воде, циркулирующей в трубном пучке. Конденсат продуктов сгорания газа может использоваться в качестве питательной или подпиточной воды.
Контактные аппараты с орошаемой насадкой могут использоваться и для подогрева воздуха, поступающего на дутье, а также для контактного подогрева воздуха в приточных системах вентиляции предприятия.
Глава восьмая
ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ИЗ КОТЕЛЬНОЙ
8.1. СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА КОТЕЛЬНОЙ
В условиях наладочных работ определение действительной экономичности котельной целесообразно вести по обратному балансу — путем непосредственного измерения и оценки тепловых потерь и расходов, как это делается при испытаниях котлов. Кроме того, при выявлении и оценке потерь тепловой энергии можно в ряде случаев принять меры по их сокращению и оценить эффективность необходимых для этого затрат.
За определенный период времени алгебраическая сумма всех потоков теплоты (точнее, энтальпии), выходящих и входящих в определенный объем, должна быть равна нулю. В данном случае за балансовый объем естественно принять здание котельной. Схема теплового баланса типичной производственно-отопительной котельной с указанием всех входящих и выходящих потоков энтальпии приведена на рис. 8.1.
Важнейшей величиной в приходной части теплового баланса котельной является теплота сожженного за расчетный период топлива BQ%. Для сжигания этого топлива в котельную подается воздух. При балансовых испытаниях котлов энтальпию дутьевого воздуха Н определяют при температуре, измеренной на входе в котельную установку, а эта температура может быть значительно выше температуры наружного воздуха за счет подогрева его при контакте с наружными ограждениями котлов и горячего оборудования внутри котельной. Для теплового баланса котельной (рис. 8.1) энтальпию всего входящего воздуха следует определять по температуре наружного воздуха.
Если весь воздух для горения забирается снаружи, то в самой котельной, как правило, идет интенсивная естественная вентиляция (аэрация) здания за счет движения поступающего в 162
помещение воздуха вдоль нагретых наружных ограждений котлов и вспомогательного оборудования. Расход и температуру этого воздуха в процессе наладочных работ можно измерить (см. гл. 6). Балансовые потери теплоты котлами в окружающую среду при наличии интенсивной аэрации практически не используются.
Если весь воздух на дутье (или его часть) забирается из верхней зоны котельной, то
аг-Н!и Нел
Рис. 8.1. Тепловой баланс котельной
этот воздух, проходя вдоль наружных ограждений котлов, нагревается, и балансовая потеря теплоты q5 в окружающую среду в значительной мере используется—до 60 — 80% [62]. Таким образом, если воздух из верхней зоны котельной уходит
наружу и не попадает на вход дутьевых вентиляторов, то в тепловой баланс котельной следует включить и энтальпию этого аэрационного воздуха На, в том числе и на входе в котельную (Яа):
Я'=(7аси/Н, (8.1)
где Ga — расход аэрационного воздуха; свх — теплоемкость воздуха; /н — температура наружного воздуха.
Расход аэрационного воздуха Ga может быть измерен на выходе из дефлекторов и окон в верхней зоне котельной. При движении воздуха в этих отверстиях снаружи внутрь котельной 6а = 0.
В приходную часть теплового баланса должны быть также включены энтальпии поступающих в котельную исходной воды Яс в, возвращаемого извне конденсата Нк, обратной воды теплосети Ноб, а также физическая теплота топлива.
В расходной части теплового баланса важнейшими величинами являются подача пара Нп и горячей сетевой воды Нпр потребителям. Важнейшей балансовой потерей теплоты является обычно энтальпия Яу г уходящих из котельной продуктов сгорания, а также их потенциальная теплота сгорания в виде продуктов химического (Q3) и механического недожога топлива. Балансовую потерю с физической теплотой уходящих газов Q2 определяют как разность энтальпий уходящих газов Ну т и воздуха Н'ах.
Определяемые при испытаниях котлов значения тепловых потерь q2, q3, q4 выражены в процентах BQ?, и по загрузке данного котла нетрудно их определить за расчетный период 163
времени. Для всей котельной потери будут равны сумме потерь для отдельных котлов. Определенные при испытаниях котлов потери теплоты с уходящими газами должны быть пересчитаны на температуру наружного воздуха.
В продуктах сгорания может содержаться пар, который подавался в топку для распыливания мазута. При определении КПД котла энтальпию этого пара Ярп обычно не включают в q2 и учитывают в общем балансе котельной, как и расход пара на обдувку.
Расход теплоты на мазутное хозяйство QM должен учитывать расход пара на слив мазута, на поддержание необходимой температуры в емкостях хранения, на подогрев поступающего в котельную мазута. Проще всего его определить путем непосредственного измерения расхода пара на мазутное хозяйство. В случае трудностей с измерениями QM можно оценить по [59]. Следует иметь в виду, что пар может расходоваться на мазутное хозяйство и при работе котельной на газе. Энтальпия входящего в котельную мазута в приходную часть баланса не включена, поскольку по методике [59 ] она вычитается из полного расхода теплоты на мазутное хозяйство.
Потери теплоты через наружные ограждения здания котельной gH 0 следует учитывать не только зимой, но и летом, поскольку температура воздуха в котельных летом выше, чем снаружи.
В расходную часть теплового баланса котельной входит также энтальпия сбрасываемой из котельной продувочной воды ^прод-
Полный тепловой баланс котельной можно представить в виде
^Сн + ^вх + ^с. в + ^к + ^об+ ^а = ^пр ++62+ 63 + 64+ бм + + 6н.о + Н а + #прод + #р.п + Нх + Ябг • (8.2)
Целесообразно сгруппировать входящие в уравнение энтальпии пара, конденсата, сетевой воды. Сюда же следует включить соответствующую часть энтальпии входящей воды, что обеспечит уравнивание входящих и выходящих потоков по массе. Получим, что отпущенная котельной тепловая энергия может быть выражена следующим образом:
еот=(Н„-Нв-Пк сл te.в) + (Япр-Яоб-Gyr св te.в), (8.3) где — — потери конденсата вне котельной; (7ут— утечка воды из теплосети вне котельной; св — теплоемкость воды; Гс в — температура исходной воды на входе в котельную; Z)OT— количество отпускаемого потребителям пара; G*— количество возвращаемого извне конденсата.
Отпускаемая тепловая энергия определяется как разность энтальпий входящих и выходящих потоков основных теплоно-164
сителей. Можно отметить, что расходы теплоты на возмещение потерь пара и конденсата и утечек воды из тепловой сети входят в отпускаемую котельной тепловую энергию. Они должны быть отнесены к потерям в распределительных сетях, поскольку имеют место за пределами котельной.
Преобразование отдельных членов формулы (8.3) дает следующие выражения для отпущенной тепловой энергии: с паром
Got = ^от (^п Zc. в £в) “ (^к ~ ^с. в) ? (^*4)
с водой тепловой сети
2отс = Gc (tn - /об) св+GyT (/об- /с. в) с„. (8.5)
Аналогично нетрудно получить выражение для отпуска тепловой энергии с водой централизованного горячего водоснабжения:
&тв=|А.в(Ав-'р) + (<?г.в-Ср)(/р-/с.в)]св, (8.6)
где ha — удельная энтальпия пара; /к — температура возвращаемого извне конденсата; /п, — температуры прямой и
обратной воды теплосети; Gc — расход воды в прямой магистрали тепловой сети; 6Г В — расход горячей воды в подающей линии; Gp — расход возвращаемой в котельную горячей воды по линии рециркуляции; /гв, /р — температуры горячей воды в подающей линии и линии рециркуляции соответственно. Группировка членов, относящихся к тепловому балансу отдельных котлов, позволяет получить показатель, характеризующий их экономичность. Обозначим
BQ*-Q2-Q3-Q4 = BQ*p, (8.7)
тогда р=100-q'2 —q3 —q4- (8.8)
В отличие от обычно определяемого КПД котлов Г] показатель р не включает потерь теплоты в окружающую среду q5, поскольку для котельной в целом эта теплота может частично утилизироваться, что учитывается в полном тепловом балансе (8.2). Кроме того, потеря теплоты с уходящими газами определяется по испытаниям котлов по температуре воздуха перед котельной установкой, а в формулу (8.8) входит величина q'2, определенная по температуре наружного воздуха. Целесообразно назвать р коэффициентом использования топлива (КИТ) по предложению М. Б. Равича [65]. На целесообразность использования КИТ вместо КПД при сведении полного баланса котельной указано также в [81].
С учетом (8.3) и (8.7) тепловой баланс (8.2) принимает вид еот-веЕР-яр.п-ем-ен.о- <я;-я;) -
-Япрод-Ях-Я6.г-Яс.в, (8.9)
165
или
Sot--®ShP Sm Sh.o Sm Sp.n Snp Sa Q&- г Sx • (8.10) Уравнение (8.10) позволяет найти £)от по обратному балансу — через значения общекотельных потерь и расходов теплоты.
Расчетные формулы для балансовых потерь теплоты с распыливающим паром 0рп, с продувочной водой (?пр, водой для бытового горячего водоснабжения g6r, используемой внутри котельной, и сливаемой из химводоочистки водой Qx получаются как разность энтальпий соответствующих выходных потоков и энтальпии соответствующего по массе количества холодной исходной воды, поступающей в котельную. Полная энтальпия входящей воды Ясв в уравнении (8.10) в связи с этим распределена по соответствующим выходящим потокам.
При наличии в котельной других потерь и расходов теплоты с потоками, уходящими за пределы котельной,— с выпаром деаэраторов и предохранительных клапанов, с паром от питательных насосов при их работе и опробовании, со сливом горячей воды из различных баков и т. п.— эти расходы и потери следует включать в расчетную формулу (8.10) дополнительно. В формулу (8.10) следует включать также расход тепловой энергии на растопку котлов и на поддержание их в горячем резерве.
8.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ КОТЕЛЬНОЙ
Общекотельные потери и расходы теплоты Qa зависят от времени года, от условий загрузки котлов, условий работы котельной. В связи с этим экономичность котельной и потери Q„ наиболее правильно было бы определять для всех ступеней каждого расчетного суточного графика по результатам непосредственных измерений. Практически это едва ли возможно, и для некоторых ступеней или некоторых суточных графиков в целом потери определяют по оценкам на основе измерений, выполненных при других условиях.
Потери теплоты с распыливающим или обдувочным паром определяют по удельной энтальпии этого пара:
SP.n = ZB"(/zn-cBZc.B). (8.11)
Удельный расход пара на распыливание мазута должен определяться по паспортным данным форсунок: для паровых /=0,4-? 0,7, для паромеханических 1=0,03 -? 0,05, причем независимо от действительной производительности форсунок в формулу следует подставлять их номинальную производительность по мазуту В*. Расход пара на обдувку одного котла, если она действительно производится ежесменно, можно оценить сле-166
дующими значениями, кг:
ДКВр-2,5 60
ДКВр-4 96
ДКВр-6,5 156
ДКВр-10 240
ДКВр-20 480
Для определения потерь теплоты с обдувочным паром приведенные цифры следует подставлять в формулу (8.11) вместо 1В*.
Потери теплоты с аэрацией котельной Q.d определяются по данным непосредственных измерений расхода аэрационного воздуха Ga, уходящего из верхней зоны котельной наружу. Если воздух в верхнюю зону котельной поступает извне, то Q.d следует принимать равным нулю. Необходимо измерять также температуру уходящего из котельной аэрационного воздуха га и температуру наружного воздуха /н. Расчетная формула имеет вид
ба = ^а(?а-?н)- (8-12)
Пример таких измерений приведен в гл. 7.
Потери теплоты через наружные ограждения здания котельной можно оценить по отопительной характеристике аналогичных зданий а по формуле
= (8.13)
Характеристика а зависит от объема V здания котельной:
V, тыс. м3 а, Вт/(м3К) а, ккал/(ч м3 оС)
До 10 0,47 — 0,35 0,4 —0,3
10 — 30 0,35 — 0,29 0,3 — 0,25
30 — 75 0,29 — 0,23 0,25 — 0,20
Потери теплоты QH о следует учитывать не только зимой, но и летом, поскольку теплота уходит наружу через ограждения и летом.
Потери теплоты со сбрасываемой из котельной продувочной водой определяются по разности энтальпий сбрасываемой и поступающей воды:
2пр = ^прод- ^pDBte.BcB, (8.14)
где DB — расход вырабатываемого пара, т/ч; р — продувка, %.
Если теплота непрерывной продувки в схеме котельной не используется, ее энтальпия определяется по формуле
Япрод=10рРД.в. (8.15)
Если теплота непрерывной продувки частично используется по типовой схеме с сепаратором, то ее энтальпию определяют по формуле
Япроя = 20Г>А.в+е (Юр - 20) DBtncB, (8.16)
167
где t„ — температура воды из линии непрерывной продувки на сливе из котельной после утилизации; /гкв— удельная энтальпия кипящей воды в котле; е— коэффициент, учитывающий уменьшение расхода сбрасываемой воды на количество, соответствующее количеству отсепарированного в расширителе пара, определяется из теплового баланса расширителя непрерывной продувки:
здесь Лс в, йп — энтальпии отсепарированной воды и пара. Для схем без сепаратора 8=1; р — процент продувки, определяется по солевому балансу — см. (5.31).
При полной утилизации непрерывной продувки (без слива за пределы котельной), например для подпитки теплосети, формула (8.16) принимает вид
Япрод=202>Л.в, (8.18)
т. е. учитывает только потери с периодической продувкой нижних точек, которая составляет примерно 2% DB [50].
При расчетах по формулам (8.14) следует иметь в виду, что по солевому балансу (5.31) определяется общая продувка, включающая помимо специально организованной продувки также и так называемую самопродувку через неплотную арматуру нижних точек и унос котловой воды с паром.
Расход теплоты на бытовое горячее водоснабжение Q6 г оценивается по реальным условиям потребления горячей воды для этих целей. Нормативная оценка 22,6 МДж в сутки на каждую единицу штатной численности персонала котельной.
Потери теплоты с водой, сливаемой из химводоочистки, О* (на взрыхление, отмывку фильтров) определяются по формуле ex = [PB(l+0,01/>)(l-₽) + GyT] yOx-^c.b)103, (8.19)
где Р — общая доля конденсата в питательной воде; tx— температура воды после подогрева перед химической водоочисткой; у — доля воды, идущей на собственные нужды химической водоочистки, определяемая по результатам наладочных работ по химической водоочистке. Для оценок можно принимать у = 0,15-?-0,25. При отсутствии подогрева перед химической водоочисткой можно принимать эту потерю равной нулю.
Расход теплоты на мазутное хозяйство лучше всего определять по непосредственному измерению расхода пара Ьм, идущего на мазутное хозяйство.
Расход пара можно определить с помощью диафрагмы и переносного дифманометра ДТ-50. Расход пара Du можно также косвенно оценить по изменению показаний расходомера выработки (или отпуска) пара при отключении на короткое 168
время пара, расходуемого на мазутное хозяйство. По измеренному расходу пара DM расход теплоты на мазутное хозяйство определяется по формуле
QM = DM(h„ — cBtc — (8.20)
где Вм — расход мазута на котлы без учета рециркуляции; tM — температура мазута на входе в котельную; ha — удельная энтальпия пара, идущего на мазутное хозяйство. Теплоемкость мазута М-100 в зависимости от его влажности можно принимать равной 1,8; 1,97 и 2,09 МДж/(т К) [0,43; 0,47; 0,50 ккал/(кг°С)] при влажности соответственно 0, 2 и 5%.
Расход пара Рм должен быть измерен для нескольких характерных температур наружного воздуха. Необходимо также определить дополнительный расход пара на слив мазута. В формуле (8.20) принято, что конденсат от мазутного хозяйства не используется.
Расчет расхода теплоты на мазутное хозяйство по нормативному методу [59] может потребоваться при невозможности организации измерений. Полный расход теплоты за расчетный период (час, сутки, квартал, год) определяется как сумма расходов теплоты при сливе мазута £сл, при его подогреве 2ПОД, при транспортировке 2тр, при хранении его в резервуарах gxp, при поддержании мазутного хозяйства в резерве 2рез.
Расход теплоты при сливе мазута определяется по формуле
есл=<7слСсл> (8.21)
где qCJl — удельный расход теплоты на слив (рис. 8.2); 6СЛ— количество мазута, поступившего на слив за расчетный период времени.
Расход теплоты при подогреве мазута определяется по формуле
2под = см*мЯм- (8-22)
Теплоемкость мазута М-100 можно принимать равной 1,57 МДж/(т-К), или 375 ккал/(т °С), мазута М-40—1,8 МДж/(т-К), или 430 ккал/(т ° С).
Расход теплоты при транспортировке пара и мазута по трубопроводам зависит от состояния теплоизоляции трубопроводов, наличия воды в каналах и т. п. Нормативный расход теплоты определяется по формулам:
при определении 2тр в мегаджоулях
етр=(18 855—478zH) BML-10~6; (8.23)
при определении 2тр в гигакалориях
2тр=(4,5 —0,114zH)BML10“6, где L — длина трассы паромазутопроводов от мазутонасосной до котельной плюс длина трассы паропроводов до фронта слива, м.
Нормативный расход теплоты при хранении мазута в железобетонных резервуарах, ГДж, определяется по формуле
exp=l,352d?MGxptlO-6, (8.24)
169
Рис. 8.2. Расход теплоты на разогрев мазута
где (7хр— количество мазута в емкостях, т; Д/м — разность температур мазута и наружного воздуха, °C; т — время хранения мазута в расчетном периоде, ч.
Нормативный расход теплоты, ГДж, при хранении мазута в металлических резервуарах определяется по аналогичной формуле:
2хр= 1,079 Д/м(7хрт210-6.
Действительный расход gxp может намного превышать нормативный, если емкости не имеют тепловой изоляции или она находится в неудовлетворительном состоянии. В этих случаях действительные потери теплоты через наружные поверхности резервуаров следует определять расчетом по методам § 5.4.
Расход теплоты при поддержании в резерве приемно-сливного устройства, МДж, определяется по формуле
6п.с.у=(25—4,6/м)т3я, (8.25)
где т3 — время поддержания слива в резерве, ч; п — количество установленных на сливном устройстве «гусаков», предназначенных для разогрева мазута паром в цистернах.
При подвозе мазута автотранспортом его обычно сливают без разогрева, и бп.с.у можно не учитывать.
кроме рассмотренных выше, в котельной обычно имеют место и другие потери и расходы теплоты. Так, с выпаром деаэраторов может уходить в атмосферу 5—10 кг пара на каждую тонну деаэрированной воды. Возможно значительное парение предохранительных клапанов, сброс отработанного пара питательных паровых насосов. Иногда идет слив горячей воды из гидрозатворов деаэраторов, из перелива различных баков. Все это должно быть выявлено и оценено при наладке общекотельного оборудования.
Определение общекотельных потерь и расходов теплоты по приведенным формулам и методам требует выполнения различно
ных измерений, расчетов и оценок при всех возможных условиях работы котельной. Поскольку это невозможно, то целесообразно ограничиться характерными суточными графиками нагрузок. Результаты выполненных измерений заносятся в табл. 8.1.
Показателем экономичности котлов при сведении теплового баланса котельной является коэффициент использования топлива, %:
р= 100-(?2 + ?3 + ?4), (8.26)
где потери q выражены в процентах BQ%. Потеря q'2 определяется по температуре наружного воздуха. Расчет значений q'2 и р для каждого котла в зависимости от нагрузки должен производиться по результатам испытаний всех котлов для нескольких характерных температур наружного воздуха. Результаты должны быть нанесены на график в виде семейства кривых для разных температур наружного воздуха.
Среднее значение коэффициента использования топлива р по котельной должно учитывать расход воздуха через неработающие котлы и присосы воздуха в сборных боровах. Для этого в выражении (8.7) разделим величину Q2 на две части: потери теплоты с физической теплотой уходящих газов работающих котлов и потери теплоты с воздухом, проходящим через неработающие котлы.
Таблица 8.1. Исходные данные для определения общекотельных потерь и расходов теплоты
Показатель Способ получения Номера опытов
1 2
Дата измерения Время измерения Выработка теплоты котельной Температура наружного воздуха Давление пара Доля конденсата в питательной воде Расход воды на подпитку теплосети Расход пара на мазутное хозяйство Температура воздуха: аэрационного внутри котельной Температура воды: поступающей в котельную непрерывной продувки на выходе после подогрева перед ХВО Расход аэрационного воздуха Расход воздуха через неработающие котлы
171
Расчетная формула для среднего по котельной коэффициента рср примет вид
п С#1Р1 “Ь^2Р2“Ь”-) бн“(^3“Ь^4“Ь---)(^в —^н)Свх /О 97\
рср---------------, (8-27)
где Въ В2 — расходы топлива на каждый из работающих котлов № 1 и 2; р15 р2 — КИТ каждого работающего котла, определяется для каждой ступени суточного графика по нагрузке котла и наружной температуре; G3, G4 — расходы воздуха через неработающие котлы (№ 3 и 4).
Расчет среднего значения рср выполняется по формуле (8.27) для каждой ступени каждого суточного графика. Расходы воздуха через неработающие котлы должны находиться путем непосредственного измерения, например анемометрами или пневмометрическими трубками в газоходах на выходе из котельной. Для котельных с общими боровами действительную величину рср можно найти по результатам газового анализа и температуре газов на выходе из общего газохода.
Количество отпущенной из котельной тепловой энергии определяется по формуле
С0Т = ВДрср-еп. (8.28)
Значения всех величин в эту формулу должны подставляться для одного периода времени.
Показатель экономичности котельной — удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии Ьу — определяется по формуле
by = By/QOT. (8.29)
Результаты расчетов для всех суточных графиков заносят в табл. 8.2.
Конечным результатом наладки котельной должно явиться снижение удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии. Все результаты целесообразно свести в табл. 8.3. Все показатели в этой таблице получаются суммированием соответствующих значений по суточным графикам с учетом их длительности. Такая таблица должна быть составлена отдельно для последнего отчетного года до наладки и для ближайшего планируемого года.
8.3. УЧЕТ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ В КОТЕЛЬНЫХ
Основная отчетность по работе котельной (форма статистической отчетности 11-сн) требует организации учета расхода топлива, количества отпущенной тепловой энергии и контроля экономичности котельной, показателем которой является удельный расход условного топлива на единицу отпущенной тепловой энергии. Кроме того, необходимо дополнительно учитывать количество тепловой энергии, отпускаемой другим предприятиям.
172
Таблица 8.2. Расчетные суточные графики нагрузок за 19
Показатель Обозначение Единица Суточный график
1 2
Квартал Средняя температура наружного воздуха Расчетная длительность графика Выработка теплоты Теплота топлива Расход условного топлива Вид топлива В работе котлы Средний коэффициент использования топлива Общекотельные расходы и потери теплоты В том числе: с распыливающим паром с аэрационным воздухом через наружные ограждения с продувочной водой с водой, сливаемой из ХВО на мазутное хозяйство на бытовое горячее водоснабжение прочие Отпуск теплоты Удельный расход условного топлива п Q. т Рср еп £ а, & бдр а£от °C сут ГДж ГДж т № % ГДж ГДж ГДж ГДж ГДж ГДж ГДж ГДж ГДж ГДж кг/ГДж
Таблица 8.3. Основные показатели котельной
Показатель 19_г. В том числе по кварталам 19_г. В том числе по кварталам
I II III IV I II III IV
Выработка тепловой энергии, ГДж (Гкал) Расход условного топлива, т Расход натурального топлива: мазута, т газа, млн м3 Общекотельные потери и расходы тепловой энергии, ГДж (Гкал) То же в процентах выработки тепловой энергии, % Отпуск тепловой энергии из котельной, ГДж (Гкал) Удельный расход условного топлива на единицу отпущенной тепловой энергии, кг/ГДж (кг/Гкал)
173
Нормативные требования к количеству и типу средств измерений в котельных регламентированы [5] и приведены в гл. 2. В последнее время контролирующие органы устанавливают и дополнительные требования к поагрегатному учету расхода газа и выработки тепловой энергии отдельными котлами. В большинстве котельных учет организован неудовлетворительно, и практическая помощь предприятию в этом вопросе должна входить в объем работ по наладке котельных.
Организация достоверного учета в котельных является технически сложной задачей как из-за проблем с организацией измерений, так и из-за недостаточной точности применяемых приборов.
Например, при суточном отпуске тепловой энергии 2345 Г Дж (560 Гкал) и при удельном расходе условного топлива 38 кг/ГДж (159,2 кг/Гкал) расход условного топлива составляет 89,1 т. При измерении отпуска тепловой энергии и расхода топлива обычными расходомерами с точностью 1% действительное значение Ьу может быть получено в пределах от 88,3/2368,5 = 37,3 до 90/2321,6 = 38,8 кг/ГДж (от 156,0 до 162,3 кг/Гкал).
В действительности ошибки могут быть больше из-за трудно поддающегося учету изменения состава газа, необходимости измерения расхода газа несколькими параллельно включенными расходомерами, возможности перехода расхода ниже 30% максимума шкалы расходомера в течение части- суток й других факторов.
Имеющийся опыт длительной эксплуатации систем учета в котельных [41 ] также указывает, что выполнение плановых заданий по экономичности котельных и экономии топлива за счет сокращения норм расхода не может быть подтверждено такими измерениями. Большая погрешность измерений и сложность получения стабильных ежесуточных данных не обеспечивают необходимой достоверности приборного учета.
По этим причинам действительная экономичность котельных должна определяться по результатам наладочных работ, т. е. по анализу и учету отдельных потерь теплоты (обратный баланс), а к данным прямого приборного учета следует вводить соответствующие поправки. Совершенно необходимо также контролировать и учитывать показатели, определяющие основные балансовые потери теплоты (состав и температуру уходящих газов котлов, степень утилизации теплоты непрерывной продувки, расход теплоты на мазутное хозяйство, аэрацию и т. п.), и при отклонении этих показателей от режимных и технологических карт необходимо вводить соответствующие поправки.
При организации учета топливно-энергетических ресурсов должны быть в первую очередь сформулированы общие задачи, 174
для решения которых необходим учет, и рассмотрены все вопросы, в том числе и не связанные с организацией измерений.
Коммерческий учет необходим для расчетов с другими . предприятиями и включает учет количества (и качества) получаемого топлива и отпускаемой тепловой энергии. Для большинства промышленных котельных в европейской части СССР основным топливом является природный газ, и поэтому прежде всего необходимо организовать учет его расхода. На предприятии газ может расходоваться не только на котельную, коммерческий же учет требует учета расхода всего получаемого предприятием газа. Вопрос об учете расхода газа на котельную должен в таких случаях ставиться как самостоятельная задача, не связанная с коммерческим учетом, если узел учета расхода газа на котельную не включен в общую систему учета расхода газа предприятием. В случаях отпуска тепловой энергии из котельной другим предприятиям необходимо организовать учет отпуска ее каждому предприятию, что особенно важно (и сложно) для групповых котельных.
Основной задачей учета топливно-энергетических ресурсов в котельной является определение основных технико-экономических показателей котельной — расхода топлива и отпуска тепловой энергии, а также контроль экономичности котельной в целом в сочетании с текущим контролем экономичности котлов и котельной по показателям, определяющим основные потери теплоты. Измерение количества отпущенной из котельной тепловой энергии следует вести по результатам непосредственных измерений расходов и температур пара, сетевой воды и воды централизованного горячего водоснабжения по всем без исключения трубопроводам, уходящим из котельной. Необходимо также измерять расход и температуру поступающих в котельную воды и конденсата. Измерение расхода газа требует одновременного учета его температуры, давления, состава, плотности и теплоты сгорания.
В котельной должен быть установлен узел (узлы) учета с регистрирующими приборами на расход, давление и температуру газа. В полной мере самостоятельный учет расхода газа предприятия, как правило, организовать не могут, так как данные по теплоте сгорания, плотности и составе газа они все равно должны получать в газоснабжающей организации. Расход мазута должен учитываться по измерению уровня в емкостях хранения и (при наличии приборов) специальными расходомерами.
Контроль экономичности отдельных котлов или групп котлов является задачей более высокого уровня, и его следует организовывать после организации контроля экономичности котельной в целом. Для контроля текущей экономичности отдельных котлов по данным прямого учета необходима организация учета выработки теплоты этими котлами и расхода топлива.
175
Для учета выработки теплоты паровыми котлами необходимо измерять расход, давление и температуру пара, а также расход и температуру питательной воды. Вместо одного из расходов можно учесть расход продувочной воды, который можно определять по солевому балансу. Расход теплоты с продувочной водой входит в выработку тепловой энергии. Для водогрейного котла выработку теплоты можно определить по расходу воды через котел и перепаду температур.
Метрологическое обеспечение учета топлива и теплоты для решения поставленных задач требует наличия соответствующих узлов учета, оборудованных необходимым комплектом средств измерений (датчики, коммутация, регистрирующие приборы). Дроссельные устройства расходомеров должны соответствовать требованиям [3] по длине прямых участков трубопроводов. Все расчеты диафрагм и длины прямых участков должны быть согласованы с территориальным центром метрологии и стандартизации. Для измерения расхода мазута для всех емкостей хранения должны быть составлены калибровочные таблицы и также согласованы с метрологическим центром.
Качество мазута при невозможности его полного анализа следует учитывать по сертификатам поставщика, но с учетом действительной влажности. Для расчета суточного расхода по всем диаграммам учета в соответствии с [3 ] необходима обработка диаграмм планиметрами и ввод коррекции на изменение числа Рейнольдса, на изменение содержания N2 и СО2 в газе, на изменение коэффициентов сжимаемости и расширения. Все это достаточно трудоемко, и для обработки этих данных целесообразно использовать ЭВМ [32].
На действующих предприятиях необходимо пересчитывать все диафрагмы по [3 ], а в ряде случаев и переделывать трубопроводы для обеспечения необходимой длины прямых участков. Значительные затраты на установку и приобретение приборов, а также затраты труда и средств на поддержание их в рабочем состоянии и на обсчет диаграмм с необходимой коррекцией делает метрологическое обеспечение учета дорогостоящим и сложным. Особенно сложна эта проблема для предприятий, у которых по основному производству нет высоких требований к метрологии и отсутствуют хорошо организованные метрологические службы.
В связи с этим для каждой конкретной котельной необходимо разрабатывать функциональную схему учета, исходя из поставленных задач, возможностей метрологического обеспечения и возможностей организации текущего учета (наличие подготовленного персонала для контроля и анализа полученных данных). Пример функциональной схемы учета для паровой котельной приведен на рис. 8.3.
176
Рис. 8.3. Функциональная схема учета топливно-энергетических ресурсов для • паровой котельной:
К—котел; П—пар; Г—газ; М—мазут; СВ — сетевая вода; Б—бойлер; Д— деаэратор; ПТС—подпитка теплосети; СН—коллектор собственных нужд; номера узлов учета соответствуют табл. 8.4
Схема предусматривает учет расхода топлива и отпуска тепловой энергии из котельной и текущий контроль экономичности котельной по прямому балансу. Измерение расхода газа может служить также для коммерческого учета. Перечень узлов учета и измерений приведен в табл. 8.4. Для обработки результатов измерений расходов необходимо разработать бланк по типу табл. 8.5, а для организации суточного учета расхода топлива и отпуска теплоты, а также текущей экономичности — бланк по типу табл. 8.6.
Бланки должны заполняться для каждых суток, а результаты определения расходов топлива (натурального и условного), данные об отпуске тепловой энергии следует записывать в специальном журнале, по которому должны заполняться отчетные данные о работе котельной по форме 11-сн. Для автоматизированного учета на ЭВМ должны разрабатываться специальные бланки учета (исходные данные). Данные по экономичности котельной должны ежесуточно анализироваться, по всем случаям ухудшения экономичности следует выяснять причины и принимал, соответствующие меры. В этом же журнале или на суточном бланке учета должны записываться также данные, определяющие основные потери теплоты,— состав и температура уходящих газов работающих котлов, расход пара на мазутное хозяйство и т. п.
В более сложных случаях, когда из паровой котельной пар уходит по нескольким паропроводам и измерить общий расход одним узлом учета невозможно, функциональная схема будет более сложной. При централизованном горячем водоснабжении необходим учет отпуска теплоты также с горячей водой, для 12-2154 177
Таблица 8.4. Спецификация измерений
Номер узла учета по схеме Вид энергоносителя Регистрируемый параметр Обозначение Примечание
1 Природный газ Расход Давление Температура В; Рг tT Состав, плотность, теплота сгорания (по данным Горга-за)
2 Мазут Уровень в резервуаре Нм Теплота сгорания (по сертифика-ту)
3 Сетевая вода Расход прямой воды Температуры прямой и обратной воды Gc ta 'об Температура обратной воды — до смешения с подпиткой
4 Подпитка тепловой сети Расход Температура Gyr 'n.
5 Насыщенный пар Расход Давление Я © Влажность принимается 2% (по испытаниям)
6 Конденсат Расход Температура G, ^К Пролетный пар отсутствует
7 Сырая вода Температура ^с.в Запись 1 раз в смену
чего необходимо выполнить соответствующие измерения расходов (рециркуляции и подачи).
Функциональная схема учета для водогрейной котельной (рис. 8.4) также должна предусматривать учет расхода топлива и отпуска теплоты. В крупных котельных при отсутствии измерительной диафрагмы на прямой сетевой воде целесообразно рассмотреть возможность измерения расхода в одной точке трубы [13]. Для всех функциональных схем должны быть разработаны перечни измеряемых параметров, бланки обработки результатов по типу табл. 8.4 — 8.6.
Для некоторых действующих промышленных котельных из-за множества уходящих из котельной трубопроводов метрологическое обеспечение таких функциональных схем учета может оказаться невозможным для данного предприятия. В этих случаях целесообразно рассмотреть вопрос о переделке трубопроводов и организации одного-двух узлов учета.
178
Таблица 8.5. Обработка показаний приборов на узлах учета
Среднесуточное значение измеренного параметра Дополнительные величины
Величина Значение Единица Величина Единица Значение Способ определения
г?» ев *1 м3/сут кПа °C Плотность газа рг кг/м3 По данным Горгаза
Ям ]^р м м % Количество мазу-та Км То же Г" Расход мазута фактический В'м Влажность т т т/сут % По калибровочной таблице Г'м-Г" По сертификату
G' tn т/сут °C Плотность воды рв кг/м3 По таблице
Уточнение расходов
Величина Расчетная формула Значение Единица
Расход газа Вг По [3] м3/сут
Расход мазута, приведенный к влажности поставки (по сертификату) вм 100— м100-^ т
Расход сетевой воды Gq VWP. т
Таблица 8.6. Суточный учет экономичности котельной
Расход газа Вг, м3 Теплота сгорания gJJ, МДж/м3 Расход мазута Вм, т Теплота сгорания gj, МДж/кг
Расход условного топлива 5y = (BrgP + 5Mgj)/29,3, т
Расход сетевой воды (7С, т Температура сетевой воды tn, °C 'об, °C Расход подпиточной воды GyT, т
Отпуск тепловой энергии с сетевой водой
Q от = [ Gc ('п - ) + бут ('об - 'с.. )] Г Дж
Отпуск пара D0T, т Энтальпия пара Лп, кДж/кг
Возврат конденсата GK, т Температура конденсата tK, °C
Отпуск тепловой энергии в паре
б от = Дот (*п - Св'е.,) - G.C, (/, -/„.,), ГДж
Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты by=By/(Q‘r+Q°r), кг/ГДж
В случаях, когда в существующей котельной практически невозможно и нецелесообразно организовывать учет отпускаемой тепловой энергии (из-за сложности схем трубопроводов, слабости метрологической службы, намечаемой реконструкции котельной и т. п.), можно рассмотреть возможность организации текущего контроля экономичности котельной и определения необходимых данных по отпуску теплоты по результатам выполненных наладочных работ в соответствии с предложением [41 ].
Функциональная схема такого упрощенного учета приведена на рис. 8.5. Непосредственно измеряется количество вырабатываемого пара, температура питательной воды, расход топлива. Учитывается солесодержание (или щелочность) питательной и котловой воды для определения процента продувки. В бланках учета следует предусмотреть определение полной выработки тепловой энергии по формуле
ев = Лв(йп-йп.в)+рЛ(Лк.в-Лп.в), (8.30)
где Ап, hK в, h„ в — удельные энтальпии пара, котловой и питательной воды. Количество отпускаемой тепловой энергии определяется по коэффициенту собственных нужд Ке н, определенному при наладке:
Ac.„=(e.-eOT)/c.=c„/e.. (8.зп
180
Рис. 8.4. Функциональная схема учета водогрейной котельной: ВК—водогрейный котел; Р— рециркуляция
Рис. 8.5. Упрощенная схема учета паровой котельной:
ПК—паровой котел; СИ—коллектор собственных нужд; ПКП—паровой коллектор потребителей; ПВ—питательная вода
Коэффициент Кс н определен по результатам наладочных работ при условиях, которые имели место при наладке, и их следует указывать в примечаниях на бланках учета. Для наиболее существенных факторов, влияющих на Кс н, но которые могут и не иметь места в течение учетных суток (например, слив мазута, поддержание в резерве мазутного хозяйства при работе на газе и т. п.) в бланках учета следует указать соответствующее изменение Кс н.
В старых паровых котельных, где из-за неудачной схемы трубопроводов и отсутствия метрологической службы трудно организовать учет выработанной тепловой энергии, по согласованию с контролирующими органами можно временно, на период до намечающейся реконструкции котельной, организовать учет потребления газа и мазута, а учет отпуска тепловой энергии вести по коэффициенту, найденному по результатам наладочных работ для данного квартала и условий работы котельной. Все функциональные схемы учета с перечнем измерений должны быть утверждены руководством предприятия, а схемы упрощенного учета целесообразно дополнительно согласовать с Госгазнадзором.
В заключение отметим, что в результате наладки всего комплекса котельной и определения ее важнейших показателей наладочные бригады получают данные, которые могут оказать предприятию серьезную помощь в организации учета расходов топлива и теплоэнергии. Именно по этой причине разработка функциональных схем учета и суточных бланков с указанием необходимых поправочных коэффициентов должна включаться в объем наладочных работ по котельным. Это позволит организовать на предприятиях учет действительных расходов 13-2154 181
топлива и тепловой энергии и вести контроль текущей экономичности котельной и отдельных котлов после окончания наладочных работ.
Глава девятая
ОПТИМАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК МЕЖДУ КОТЛАМИ
9.1. ВЫБОР ВКЛЮЧАЕМЫХ КОТЛОВ
Проблема оптимального распределения нагрузок между котлами имеет две стороны. Во-первых, необходимо рассмотреть практически важный вопрос, какие именно котлы следует включать для покрытия имеющейся нагрузки, поскольку в большинстве случаев нагрузка промышленных котельных может быть обеспечена при работе части имеющихся котлов. Во-вторых, для уже включенных в работу котлов следует решить вопрос об их оптимальной загрузке.
Сначала рассмотрим первую задачу — сколько котлов и каких именно следует включать в работу для достижения минимального расхода топлива при данной загрузке котельной. Следует отметить, что для многих промышленных котельных важнейшим потребителем тепловой энергии являются системы отопления и вентиляции, для которых действительная нагрузка близка к расчетной практически только несколько недель в году. Кроме того, промышленные котельные часто строят с учетом дальних перспектив расширения предприятий, и даже максимальные нагрузки настоящего времени могут быть значительно ниже номинальной тепловой мощности котельной.
Для выбора включаемых котлов (на данный квартал, месяц, сутки) следует учесть их производительность, экономичность, условия работы на резервном топливе, необходимость планового ремонта и другие условия эксплуатации. Эта работа должна проводиться наладчиками объективно, без оглядки на сложившуюся в данной котельной практику. Возможны случаи, когда старые неэкономичные котлы эксплуатируются вместо новых, более экономичных, но к которым эксплуатационный персонал пока не привык.
В некоторых пароводогрейных котельных одной из причин, по которой значительная часть отопительно-вентиляционной нагрузки остается на старых паровых котлах, является работа калориферов приточных систем на паре. Перевод систем вентиляции на перегретую воду позволяет в этих случаях повысить экономичность теплоснабжения не только за счет передачи тепловой нагрузки котельной на более экономичные 182
водогрейные котлы, но и за счет более эффективного регулирования систем теплоснабжения. Иногда для работы на мазуте выделяют самые неэкономичные котлы, которые подлежат демонтажу, и при значительной доле мазута в годовом расходе топлива это может привести к заметному снижению экономичности котельной.
При наличии в котельной групп котлов условия их включения в работу зависят прежде всего от нагрузки котельной.
Например, в котельной имеются три старых котла ДКВ-6,5 с общим газоходом и групповым экономайзером и три более новых котла ДКВр-10 с индивидуальными дымососами и экономайзерами. Суммарная производительность котлов типа ДКВ 20 т/ч, КПД — 82 — 84%. Более современные котлы типа ДКВр имеют суммарную производительность до 40 — 45 т/ч, КПД—89 — 91%. Совершенно очевидно, что для суммарных нагрузок котельной до 40 — 45 т/ч целесообразно использовать только котлы типа ДКВр. Вообще при такой явной разнице в экономичности между группами котлов следует по возможности не включать в работу котлы типа ДКВ и рассмотреть вопрос об их списании и демонтаже, если в зимнее время нагрузка котельной не превышает 40 т/ч. Если обойтись без них нельзя, надо ставить вопрос об их замене на современное котельное оборудование. В таких случаях целесообразно рассматривать вопрос о реконструкции котельной с заменой устаревшего оборудования— деаэраторов с плоскими днищами, питательных и других насосов, химводоочистки.
Выбор оптимальных условий сжигания резервного топлива (мазута) в газовых котельных является весьма ответственной наладочной рекомендацией, так как включение для работы на мазуте котлов, работавших ранее только на газе, приведет к практически необратимому снижению их экономичности при последующей работе на газе.
Степень загрязнения поверхностей нагрева при работе на мазуте может устанавливаться довольно быстро и при последующей работе котлов на мазуте увеличивается медленно. Степень загрязнения определяется наличием в продуктах сгорания золы и особенно сажевых частиц, и в связи с этим она сильно зависит от качества сжигания. Кроме того, загрязнение поверхностей нагрева зависит от температуры стенки поверхности нагрева. При наличии сернокислотной росы на стенке к ней прилипают все твердые частицы, находящиеся в продуктах сгорания, и степень загрязнения поверхностей нагрева может быстро прогрессировать, вплоть до выхода котла из строя (см. гл. 2). В дальнейшем при работе котла на газе за счет подсушивания отложений начинается их постепенное разрушение, и степень загрязнения может постепенно уменьшаться.
При работе котельной в течение практически всего отопительного сезона на мазуте степень загрязнения отдельных котлов может меняться в разной степени, так что экономичность котлов может сильно зависеть от длительности их 183
работы на мазуте. В летний период при работе на газе и после чистки (обмывки) их экономичность может быть повышена до исходного уровня. По имеющимся данным эксплуатационного учета и специальных испытаний можно построить зависимость КПД котлов от длительности их работы на мазуте и на основе этих зависимостей выявить оптимальные условия их загрузки.
В зависимости от условий загрузки котельной, доли мазута в годовом расходе топлива, условий газоснабжения могут быть выбраны различные варианты работы на газе и мазуте. При малой загрузке котельной, когда максимальное теплопотребле-ние может быть обеспечено работой части котлов, можно рассмотреть вариант, когда на мазуте работают только специально выделенные для этого котлы, а остальные — только на газе. В зависимости от годового расхода мазута для этого можно выбрать либо более экономичные котлы (при значительном расходе мазута), либо менее экономичные (при малом расходе мазута). При малом расходе мазута может оказаться целесообразным сжигать мазут и в устаревших малоэкономичных котлах. В этом случае снижение экономичности котельной при работе на мазуте может быть с избытком перекрыто повышенной экономичностью при сжигании газа в чистых экономичных котлах.
Для повышения экономичности котлов, специально выделенных для сжигания мазута, следует предусмотреть мероприятия по повышению экономичности котлов на мазуте. Эти мероприятия могут включать реконструкцию горелок, замену и переделку форсунок, переделку амбразур, реконструкцию мазутного хозяйства, организацию периодических обмывок или наладку дробеочистки и т. п. (см. гл. 3). Целесообразность и эффективность таких мероприятий необходимо оценивать для каждой конкретной котельной. Эти мероприятия наиболее эффективны в случаях, когда доля мазута в годовом расходе топлива велика и экономичность котлов на мазуте заметно сказывается на среднегодовой экономичности котельной в целом.
Выбор условий оптимальной загрузки котлов на газе и мазуте зависит также и от условий газоснабжения. В наиболее холодный период, когда нагрузки котельных максимальны, подача газа может отключаться полностью. В этом случае необходимо предусматривать работу котельной на одном мазуте и учитывать загрязнение котлов при последующей работе на газе. Если в холодный период газ в котельную все же будет подаваться хотя бы частично, то следует решать вопрос о целесообразности работы либо части котлов на мазуте, либо всех работающих в этот период котлов при совместном сжигании газа и мазута, что дает возможность снизить загрязнение работающих на мазуте котлов.
184
Выбор оптимальных условий работы котлов на газе и мазуте, как и любой выбор котлов по любым другим условиям, должен быть обоснован расчетом расхода топлива по всем суточным графикам нагрузки для планируемого года для различных вариантов загрузки. При этом для котлов, не работавших ранее на мазуте, оценку снижения КПД при работе на мазуте и при последующей работе на газе следует проводить по имеющимся материалам испытаний котлов в данной и других котельных. Для предварительных оценок можно использовать паспортные данные котлов, приведенные, в частности, в гл. 1.
Для водогрейных котлов, у которых КПД имеет максимальное значение при нагрузке 40 — 50% номинальной и при увеличении нагрузки заметно падает, вообще может быть целесообразно распределить нагрузку на большее число котлов, что по расчетам [80], выполненным для водогрейных теплофикационных котельных с 3 — 6 котлами, дает экономию топлива до 3%. Для промышленных котельных, в которых обычно не бывает больше двух-трех водогрейных котлов, возможности такого распределения практически ограничены, но и для них целесообразно рассмотреть возможность включения в параллельную работу нескольких водогрейных котлов хотя бы на ограниченный период времени.
Техническим обоснованием оптимального выбора количества и типа включаемых котлов является расчет расхода топлива для различных вариантов.
В качестве примера приводится расчет для относительно простого случая, когда имеются три однотипных котла ДКВр-10 с практически одинаковой зависимостью КПД от нагрузки, приведенной на рис. 9.1.
Расчетный суточный график нагрузки котельной, например, для рабочих дней четвертого квартала, приведен на рис. 9.2.
Рассмотрим два варианта выбора включаемых котлов: 1) в работе постоянно два котла, нагрузка между ними распределена поровну; 2) в работе одновременно три котла, но с 22 до 7 ч один из них выводится в горячий резерв.
Для удобства расчета зависимость экономичности котла от нагрузки представляется в виде графика зависимости Ьу от количества выработанной котлом тепловой энергии QB, которая определяется по формуле (8.30). Удельный расход условного топлива Ьу, кг/ГДж, находим по формуле
&у = 3412/т|. (9.1)
Зависимость Ьу от QB представлена на рис. 9.3, где помимо основных шкал для бв, МВт, и Ьу, кг/ГДж, даны дополнительные шкалы QB, Гкал/ч, и Ьу, кг/Гкал. Расчет сведен в табл. 9.1. Выработанная за сутки котлами тепловая энергия суммируется по ступеням:
2®ут=(7-7 + 8-2+14-4+ 10-3-Ь 12-6 + 9-2)3600 = 867 000 МДж (867 ГДж), что соответствует 207,1 Гкал. Удельный расход условного топлива по варианту 1:
185
Таблица 9.1. Результаты расчета удельного расхода условного топлива для котельной с котлами ДКВр-10
1 —1а 3,5 3,5 — 7 38,03 38,03 — 7 33,54 33,54 — 6708
2 4 4 8 37,87 37,87 — 2 1090 1090 — 2180
3 7 7 — 14 37,58 37,58 — 4 3788 3788 — 7576
4 5 5 — 10 37.61 37,61 — 3 2031 2031 — 4062
5 6 6 — 12 37.54 37,54 — 6 4865 4865 — 9730
6 4,5 4,5 — 9 37.71 37,71 — 2 1222 1222 — 2444
Итого 32 700
Вариант 2
1 —1а 3,5 3,5 7 38,03 38,03 — 7 3354 3354 6708
2 4 4 8 37,87 37,87 — 2 1090 1090 430* 2610
3 4,67 4.67 4.67 14 37,71 37,71 37,71 4 2536 2536 2530 7602
4 3,33 З.В 3.34 10 38,09 38,09 38,09 3 1370 1370 1374 4114
5 4 4 4 12 37,87 37,87 37,87 6 3272 3272 3272 9816
6 3 3 3 9 38,27 38,27 38,27 2 827 827 827 2481
Итого 33 331
* Расход топлива на
растопку из горячего резерва.
b > = 32 700/867 = 37,72 кг/ГДж (157,9) кг/ГДж);
по варианту 2:
Z>y2 = 33 331/867 = 38,44 кг/ГДж (160,9 кг/Гкал).
По второму варианту суточный расход топлива больше, чем по первому, на (33 331-32 700) 100/32 700=1,92%, т. е. почти на 2%.
Необходимо отметить, что для других суточных графиков и другого вида зависимости рис. 9.1 результат может получиться иным. Заранее, т. е. без такого расчета, определить, какой из вариантов включения котлов является оптимальным, во многих случаях очень трудно. Аналогичные вариантные расчеты должны быть выполнены и для других суточных графиков. Для более сложных вариантов расчеты выполняются аналогично и также могут быть сведены в табл. 9.1. В расчетах для вариантов с остановами котлов в течение суток (как в приведенном примере) следует учитывать расход топлива на растопку котлов после останова.
186
Рис. 9.1. Зависимость КПД котла ДКВр-10 от нагрузки
Рис. 9.2. Суточный график нагрузки котельной
На основе расчетов оптимального выбора котлов для всех суточных графиков планируемого года составляется технологическая карта загрузки котлов (табл. 9.2). Приведенная в технологической карте загрузка котлов должна учитывать не только их экономичность, но и условия эксплуатации — планово-предупредительные ремонты, работу на газе и мазуте и др.
При определении расхода топлива за квартал и год следует учитывать расход топлива на растопки из холодного состояния, количество которых указано в технологической карте. Необходимо учитывать также расход электроэнергии в различных вариантах загрузки котельной.
9.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК МЕЖДУ РАБОТАЮЩИМИ КОТЛАМИ
Оптимальное распределение нагрузок между работающими котлами достигается при условии, когда относительные приросты расхода топлива всех работающих котлов равны между собой [82]. Относительным приростом называют первую производную dBy / dQB расхода условного топлива данным котлом Ву по его тепловой мощности QB.
Таблица 9.2. Технологическая карта загрузки котлов на 19_г.
№ котла Типоразмер Длительность работы котла, сут Количество растолок из холодного состояния
Всего за год В том числе по кварталам Всего за год В том числе по кварталам
I И III IV I II III IV
187
3 4 5 6 7 8 9
Нагрузка., МВт
Рис. 9.3. Удельный расход топлива котлом ДКВр-10 в зависимости от нагрузки
Общий вид зависимости By=/(gB) приведен на рис. 9.4. Легко видеть, что приведенный здесь график отражает зависимость КПД котла от нагрузки (см., например, рис. 9.1). Если бы максимальное значение КПД, достигаемое при нагрузке бвпт, имело бы место и при других нагрузках, то зависимость Ву=/(0в) имела бы вид прямой, проходящей через начало координат (показана штриховой линией). В действительности, как известно, КПД котла при других нагрузках котла меньше и расход топлива соответственно больше, чем он был бы при г) = т|011Т. Именно этим и определяется вогнутый вид зависимости 5у=/(2в). Можно отметить также, что прямая, соответствующая работе котла при всех нагрузках с одинаковым КПД, должна проходить через начало координат, так как расход топлива при нагрузке, приближающейся к нулю, также должен при постоянном КПД котла стремиться к нулю.
Действительная зависимость из-за ухудшения КПД котла при других нагрузках отклоняется от прямой в сторону большего расхода топлива. При нагрузке, стремящейся к нулю, расход топлива должен приближаться к некоторому значению Ву р, соответствующему расходу топлива на поддержание котла в горячем резерве. Касательная, проведенная к кривой ВХ=/(С„) через начало координат, касается ее в точке, где КПД имеет максимальное значение.
Зависимость Ву=/(0в) можно построить по результатам испытаний котлов. Относительный прирост при произвольной нагрузке Q™ представляет собой тангенс угла MNL наклона касательной MN, проведенной к кривой при данной нагрузке, и численно равен отношению длины отрезка ML в единицах расхода топлива (например, в СИ — кг/с) к длине отрезка LN, выраженной в соответствующих единицах (в СИ — МВт, причем 1 МВт=1 МДж/с); нахождение относительного прироста 6ОТН расхода топлива таким путем (графическое дифференцирование) не представляет принципиальных трудностей. Единица Ьот в СИ находится как отношение (кг/с)/МВт = (кг/с)/(МДж/с) = =кг/МДж; обычно используют единицу кг/ГДж.
188
Рис. 9.4. Зависимость расхода топлива котлом от нагрузки
Рис. 9.5. Распределение нагрузок по относительным приростам
В применяемой ранее технической системе единиц единица относительного прироста Ьотя находилась как отношение расхода топлива, кг/ч, к тепловой мощности котла, Гкал/ч, т. е. кг/Гкал. Значения удельного расхода топлива Ьу и относительного прироста расхода топлива Z>0TH близки по значению. При нагрузке 2впт, при которой КПД котла имеет максимальное значение, относительный прирост Ьогя точно совпадает с удельным расходом Ьу по значению.
По изложенному здесь методу можно практически построить зависимость относительного прироста Ьотя от нагрузки котла по результатам его испытаний.
Относительный прирост показывает, насколько возрастает (уменьшается) расход топлива при повышении (снижении) нагрузки котла на одну единицу. При повышении нагрузки в первую очередь должны загружаться котлы с низким относительным приростом, а при снижении нагрузки должны разгружаться в первую очередь котлы с максимальным относительным приростом — независимо от абсолютного уровня их КПД.
Напомним, что эти соображения относятся только к распределению нагрузок между уже включенными в работу котлами. Вопрос о выборе котлов, которые должны быть включены в работу для данных условий, рассмотрен в предыдущем параграфе.
189
Для нахождения оптимального распределения нагрузок между включенными в работу котлами строят в одном масштабе рядом их зависимости 60ТН = ф(2в), как показано на рис. 9.5. Затем проводят горизонтальные линии, соответствующие нескольким значениям относительного прироста, и строят суммарную зависимость йОтн = ф(бв) Для котельной в целом. Суммарная нагрузка котельной при данном относительном приросте, например, по горизонтальной линии а равна сумме нагрузок Qa и Qa всех работающих котлов при данном значении относительного прироста />отн. Построив заранее такую зависимость, можно для любой суммарной производительности котельной найти оптимальное распределение нагрузок между котлами. Аналогично вместо относительного прироста расхода топлива можно использовать и относительный прирост тепловых потерь [44].
В настоящее время для оптимизации распределения нагрузок между котлами начинают использовать ЭВМ. Это дает возможность выполнения оперативных расчетов и использования результатов в любой момент времени для всех возможных условий как в режиме совета оператору, так и для непосредственного управления загрузкой котлов. Кроме того, использование ЭВМ позволяет учесть не только зависимость общего расхода топлива от нагрузки, но и изменение ее по времени между ремонтами (чистками, обмывками) котла, а также расчет или измерение отдельных потерь теплоты. Такие расчеты выполняют для городских [21] и промышленных [48] ТЭЦ, а также и для промышленных котельных [98]. При этом выбор наивыгоднейшего числа работающих котлов выполняется путем прямого просчета и сравнения различных вариантов [21].
При отсутствии ЭВМ для условий наладки промышленных котельных расчеты, необходимые для оптимального распределения нагрузок по относительным приростам, moiут быть выполнены и без использования ЭВМ.
На рис 9.6 приведены полученные в результате испытаний зависимости КПД двух котлов ДКВр-К) от нагрузки. Пересчет этой зависимости по формуле (9.1) позволяет перейти к зависимости by=f(QB), приведенной на рис. 9.7. Для дальнейших расчетов удобно аппроксимировать экспериментальные кривые достаточно простыми аналитическими зависимостями, в качестве которых наиболее естественно использовать полиномы. Зависимость by=f(QB) с достаточной точностью можно аппроксимировать полиномами вида
by = AQi + BQB+C. (9.2)
Коэффициенты А, В и С полинома (9.2) находятся подстановкой известных значений Ьу и QB для трех точек. Точки лучше брать на краях и в середине рабочего диапазона нагрузок. В результате подстановок известных значений QB и Ьу из полинома (9.2) получается система из трех линейных уравнений с тремя неизвестными А, В, С. Решение этих систем с применением определителей или 190
Рис. 9.6. Зависимости КПД котлов (7 и 2) от паропроизводительности по результатам испытаний
Рис. 9.7. Удельный расход топлива в зависимости от нагрузки
просто последовательных подстановок дает для двух графиков рис. 9.7 значения коэффициентов, при которых полином (9.2) принимает вид
b j = 0,0641Q1 - 0,891Q+40,59;
b2 = 0,0272g2 - 0,336g + 38,82.
Полный расход условного топлива на котел By = byQB. Умножая полученные выражения на g и дифференцируя, получим аналитическое выражение для относительного прироста Ьотн:
b°w=0,1923g2 - 1,782g+40,59;
= 0,0816g2 - 0,672g + 38,82.
Графики зависимости относительного прироста расхода топлива от нагрузки для каждого котла, построенные по этим аналитическим выражениям, приведены на рис. 9.8.
Оптимальному распределению нагрузок отвечает равенство относительных приростов. Горизонтальной линии, проведенной на рис. 9.8 при некотором значении относительного прироста, соответствуют показанные на рисунке значения нагрузок, при которых суммарный расход топлива минимален. Равенство относительных приростов возможно только при нагрузке котла № I, большей 7 МВт. При меньших нагрузках котла № 1 равенство />отн невозможно, и работа котла № 1 с нагрузкой менее 7 МВт в паре с котлом № 2 будет неизбежно вести к общему перерасходу топлива.
В зоне минимального относительного прироста котла № 2 при нагрузках 4 — 5 МВт величина Ьотн имеет практически стационарное значение, и изменение нагрузки котла № 2 в этих пределах (при нагрузке котла № 1, близкой к 7 МВт) практически не влияет на КПД котельной в целом.
Для суммарных нагрузок котельной до 18 МВт оптимальное распределение нагрузок можно получить, используя одинаковые значения /?о|н для обоих котлов. Окончательный график, представляющий собой диаграмму на1руюк, показан на рис. 9.9. Аналогичные диаграммы можно посiроить и для нескольких котлов.
По диаграмме рис. 9.9 для суммарной нагрузки, например 12 МВт. можно определить оптимальное распределение нагрузок между котлами koi ел
191
Рис. 9.8. Относительные приросты расхода топлива в зависимости от нагрузки
Рис. 9.10. Расход топлива котельной при Рис. 9.9. Диаграмма на-нагрузке 12 МВт с разным распределе- грузок нием нагрузок между котлами
№ 1—7 и котел №2 — 5 МВт. Элементарная проверка показывает, что это распределение действительно является оптимальным. Суммарный расход условного топлива котельной можно определить по формуле
by oL+b" q"==в?*, (9.3)
где удельный расход топлива Ьу для каждого котла в зависимости от нагрузки QB определяется по графику рис. 9.7. Результаты расчетов Ьур по формуле (9.3) для суммарной нагрузки котельной 12 МВт при разном распределении нагрузок между котлами приведены на рис. 9.10.
Из рис. 9.10 очевидно, что полученное по равенству относительных приростов распределение нагрузок (7 и 5 МВт) действительно является оптимальным. Однако при сдвиге распределения нагрузок в сторону увеличения нагрузки котла № 1 (вправо на рис. 9.10) суммарный расход топлива возрастает очень незначительно. Этот дополнительный результат, который нельзя непосредственно получить по методу относительных приростов, может быть очень полезен для практических целей. В связи с этим, учитывая также большую трудоемка
кость расчетов по методу относительных приростов (подбор коэффициентов полинома, вычисления значений полиномов), в ряде случаев целесообразно выполнить вместо расчетов по относительным приростам элементарные вычисления по (9.3), которые могут дать и дополнительную полезную информацию.
В реальных условиях работы промышленных котельных действительные возможности распределения нагрузки между работающими котлами часто весьма ограничены. Можно отметить, что для котлов с очень близкими характеристиками (например, в случае рис. 9.1) оптимальным всегда является равное распределение нагрузок. Например, если принять для этого случая нагрузку одного из котлов близкой к минимальной, а второй котел по возможности загружать, то это приведет к суммарному перерасходу топлива. Расчет суточного расхода топлива котельной для этого варианта приведен в табл. 9.3. Легко видеть, что по сравнению с равной загрузкой котлов (вариант 1 табл. 9.2) перерасход топлива составляет
(32 827-32 700)400/32 700 = 0,4%.
Такая система расчета вариантов загрузки котлов по (9.3), очевидно, может быть применена и для котлов с различными характеристиками. Во многих практически важных случаях расчет вариантов загрузки котлов как по их выбору, так и по распределению нагрузок для характерных суточных графиков может быть выполнен по приведенной здесь методике, которая значительно менее трудоемка по сравнению с методикой расчета по относительным приростам.
Общая методика выбора оптимальных условий загрузки котлов для практических потребностей наладки промышленных котлов состоит в следующем.
Таблица 9.3. Результаты расчета расхода топлива для котельной
№ ступени Вырабатываемая тепловая мощность, МВт Удельный расход условного топлива котлами, кг/ГДж Время, ч Полный расход условного топлива за период, кг
Всего В том числе котлами 1 2 Котлами Всего
1 2 1 2
1-1а 7 3 4 38,27 37,87 7 2893 3817 6710
2 8 3 5 38,27 37,61 2 827 1354 2181
3 14 6 8 37,54 37,82 4 3243 4357 7600
4 10 3 7 38,24 37,58 3 1239 2841 4080
5 12 4 8 37,87 37,82 6 3272 6535 9807
6 9 3 6 38,27 37,35 2 827 1622 Ито- 2449
го: 32 827
193
1. По результатам анализа работы котельной выбирают для данного суточного графика возможные варианты загрузки котлов как по выбору, так и по распределению нагрузок между работающими котлами.
2. Для данного суточного графика для каждого из вариантов выполняют расчеты по формуле (9.3), которые оформляют по типу табл. 9.1 и 9.3. Основанием для выбора оптимального варианта является минимальный суточный расход топлива котельной.
3. В случаях, когда выбор вариантов распределения нагрузок между работающими котлами затруднителен (например, когда в работе одновременно находятся несколько котлов, зависимости КПД которых от нагрузки существенно различаются) целесообразно использовать для нахождения оптимального распределения нагрузок метод относительных приростов. Графики относительных приростов могут быть построены либо путем дифференцирования аппроксимирующих полиномов (9.2), либо непосредственным графическим дифференцированием зависимости By=f{Q^. Эту работу наиболее целесообразно выполнять с использованием ЭВМ.
Глава десятая
ЭФФЕКТИВНОСТЬ НАЛАДОЧНЫХ РАБОТ
10.1. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ
Под эффективностью наладочных работ следует понимать их конечный результат. Для наладочных работ по котельным эффективность может представлять собой реально достигнутую на предприятии экономию топлива, электроэнергии, воды, реагентов, повышение надежности оборудования котельной и систем теплоснабжения и связанное с этим сокращение затрат на ремонты, высвобождение эксплуатационного персонала в результате автоматизации и рациональной организации эксплуатации оборудования, достижение необходимой производительности котельной и обеспечение необходимых гигиенических условий на рабочих местах, сокращение брака продукции в основном производстве предприятия.
Необходимо различать реально достигнутую и условную эффективности. Если мероприятие действительно реализовано, т. е. полностью выполнены ремонтно-монтажные работы, подготовлена и согласована необходимая техническая документация (паспорта, инструкции, режимные карты и т. п.) и, самое главное, организована и начата эксплуатация по этой документации, то мероприятие можно считать действительно выполненным. Достигнутая в результате внедрения мероприятия эффек-194
тивность по экономии топлива и других затрат за определенный период (обычно год) определится по действительно достигнутой за данный период экономии по сравнению с предыдущим периодом. При этом по экономии топлива, например, следует учитывать соответствующим расчетом изменение нагрузок котельной в данном периоде по сравнению с предыдущим из-за возможного подключения дополнительных потребностей, разного отклонения действительной средней температуры наружного воздуха от расчетного значения и т. п. Аналогично следует уточнять достигнутую эффективность и по другим показателям.
По действующим нормативным документам расчет годового экономического эффекта может быть выполнен и до окончания расчетного годичного срока после внедрения мероприятия. Основным требованием является начало действительной эксплуатации.
Достигнутая в результате внедрения мероприятия эффективность зависит от объема внедрения. Если какое-то мероприятие разработано для нескольких единиц оборудования, а реально внедрено только на одной, то действительная эффективность определяется результатом, достигаемым только по одной единице оборудования.
Многие наладочные организации определяют так называемую условную эффективность. Эта эффективность могла бы быть реализована на предприятиях при выполнении мероприятий, предложенных наладчиками. Иногда говорят, что в результате наладочных работ созданы предпосылки для получения на предприятиях определенной эффективности. Ориентирование только на условную эффективность представляется неверным, поскольку она не учитывает реального объема внедрения рекомендаций и, кроме того, оставляет возможность выдачи недостаточно проработанных, а иногда и безответственных технических решений, и вообще не стимулирует реального внедрения наладочных мероприятий. Только учет действительной эффективности, т. е. результатов внедренных предложений (по актам внедрения), может стимулировать достижение конечных результатов работ. Для внедрения мероприятий следует разрабатывать необходимые для данного предприятия технические решения и предложения, а также заранее учитывать возможности предприятия по их реализации. Технические решения и предложения должны быть проработаны наладчиками в объеме, достаточном для их реализации на данном предприятии.
Например, для повышения степени утилизации теплоты продуктов сгорания можно рассмотреть следующие варианты: увеличение поверхности нагрева экономайзеров;
переход на вакуумную деаэрацию питательной воды;
195
установку водо-водяного теплообменника на линии деаэрированной воды перед питательными насосами;
перевод питательного экономайзера на теплофикационный режим в отопительном сезоне с работой в летнее время по существующей схеме;
установку дополнительного теплообменника за экономайзером, например, по типу рис. 7.8.
При подготовке технических решений следует обосновать: выбор варианта (и для принятого варианта проработать принципиальные схемы); выбор оборудования, планировки и компоновки для установки дополнительного оборудования в действующей котельной; трассировку трубопроводов и размещение арматуры, схемы контроля и регулирования. По таким техническим решениям определяют капитальные затраты на внедрение, уточняют возможность приобретения необходимого оборудования и материалов. Следует детально проработать и оценить возможные нежелательные результаты — ухудшение условий работы дымовой трубы из-за снижения температуры газов на входе, усложнение схем при сжигании мазута [40], необходимость увеличения давления дымососа, пониженную эффективность и более сложную схему вакуумной деаэрации и др.
Важно отметить необходимость реалистических оценок действительной ожидаемой эффективности мероприятий и различных нежелательных последствий, а также возможность усложнения эксплуатации.
Например, широко рекламировавшийся в 60-х годах способ снижения сернокислотной коррозии вдувом в газоходы порошкообразных щелочных реагентов (извести-пушонки, доломита) оказался не столь эффективным, как предполагалось, но потребовал значительного усложнения эксплуатации котлов и не получил практического распространения.
Другой пример: дробеочистка поверхностей нагрева как эффективное средство повышения надежности котлов при работе на мазуте нашла применение на котлах электростанций и в некоторых промышленных котельных. Однако следует иметь в виду, что возможны повреждения верхних труб из-за наклепа, отложений дроби на различных горизонтальных и слабонаклонных поверхностях, потери дроби и т. п.
Для реального внедрения дробеочистки следует на основе имеющегося опыта предусмотреть необходимые меры по устранению всех возможных нежелательных последствий (см., например, [71]) и сделать это с учетом всех характерных особенностей данной котельной. На практике же наладчики иногда ограничиваются рекомендацией включить в работу дробеочистку, что обычно едва ли возможно без детальной подготовки.
При невозможности выполнения такой подготовки силами наладочных бригад необходимо выполнить ее силами проектно-конструкторских бюро предприятий или проектных организаций. При этом основные технические решения должны быть 196
согласованы с наладчиками, которые должны правильно учесть все возможные нежелательные последствия и реальные возможности предприятия по приобретению необходимого оборудования и материалов, по выполнению ремонтно-монтажных работ, а также по организации дальнейшей эксплуатации оборудования с учетом возникающих после внедрения мероприятия дополнительных требований.
Можно отметить, что даже наиболее бесспорная рекомендация наладочных организаций — режимная карта — часто требует для своего внедрения замены и ремонта контрольно-измерительных приборов, ломки сложившихся традиций и эксплуатации, а также организации контроля за работой котельной со стороны администрации предприятия.
Для реализации предложений часто необходимо непосредственное техническое руководство со стороны наладчиков выполнением ремонтно-монтажных работ, пуск и опробование, разработка необходимой технической документации (паспорта, инструкции и т. п.), а в первое время после освоения — и техническая помощь в эксплуатации. В силу специфики промышленных котельных в ряде случаев от наладчиков может потребоваться также участие в согласовании предложенных технических решений с проектными организациями, с инспекциями Госгазнадзора, Госгортехнадзора СССР и т. п.
10.2. РАСЧЕТЫ ОЖИДАЕМОЙ ЭКОНОМИИ РЕСУРСОВ
Важнейшим фактором эффективности работ по наладке котельной является экономия топлива. Определение экономии топлива и других ресурсов (воды, электроэнергии, соли, кислоты) наиболее целесообразно проводить не по отдельным мероприятиям, а по результатам всего комплекса выполненных наладочных работ по котельной.
Экономия топлива по результатам всех наладочных работ— наладки котлов, водно-химического режима котельной, средств автоматизации, переделки схем трубопроводов и газоходов, замены оборудования, перераспределения нагрузок, сокращения общекотельных потерь — определяется снижением удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии из котельной. Это снижение должно быть подтверждено результатами непосредственных измерений и испытаний оборудования, окончательные результаты должны быть представлены в таблице типа табл. 8.3.
Экономия условного топлива ЭВу по результатам наладочных работ определяется по формуле
ЭВу = А6у2от> гДе бот — плановый отпуск тепловой энергии от данной котельной на ближайший планируемый год; AZ>y — разность 197
удельных расходов условного топлива на отпуск тепловой энергии по результатам испытаний (см. гл. 5 и 8) до и после выполнения предложений наладчиков соответственно.
Если по результатам наладочных работ установлен и снижен удельный расход других ресурсов, например электроэнергии на единицу отпущенной тепловой энергии, то сокращение этого расхода также может быть определено по отпуску тепловой энергии в планируемом году.
Часто по результатам наладочных работ определяется удельный расход ресурсов не на единицу отпускаемой тепловой энергии, а на какой-то промежуточный показатель. Например, при наладке химводоочистки обычно определяют удельный расход воды на собственные нужды химводоочистки в долях количества обработанной воды. В этом случае для расчета годовой экономии воды за счет снижения ее удельного расхода необходимо сначала определить годовую производительность химводоочистки:
г е”(1+0,01р)а G-=^V^J~ + G"’
где а — доля химочищенной воды в питательной; Q" — выработка тепловой энергии паровыми котлами; р — процент продувки паровых котлов; (7ут — расход воды на подпитку теплосетей; h„, h„„ — энтальпии пара и питательной воды.
Годовая выработка теплоты Q" и годовой расход воды на подпитку теплосетей GyT должны быть определены суммированием по всем суточным графикам с учетом их расчетной длительности. Годовую экономию воды за счет снижения ее удельного расхода на собственные нужды химводоочистки с у' до у" можно определить по формуле
3GB=(y'-y")Gx.
Аналогично можно определить достигнутую в результате наладочных работ по химводоочистке экономию соли или кислоты.
Наиболее целесообразно все удельные расходы ресурсов относить к единице отпускаемой тепловой энергии. В частности, вода в котельной расходуется не только на химводоочистку, но и на разбавление продувочной воды котлов до допустимой температуры, на охлаждение оборудования, на нерегулируемый перелив из различных баков, гидрозатворов деаэраторов и т. д. Снижение расхода воды в котельных может быть достигнуто не только в результате наладки химводоочистки, но и за счет автоматизации разбавления продувочных вод котлов в барботере [54], за счет организации водооборота, за счет установки сигнализаторов уровня в баках и исключения нерегулируемого перелива.
198
Расчеты экономии ресурсов от внедрения отдельных мероприятий могут потребоваться для оценки ожидаемой эффективности, например, при разработке плана-графика совместных работ по наладке котельных. На основе таких расчетов можно помимо оценки общей эффективности установить и приоритеты отдельных мероприятий. Расчеты экономии ресурсов от внедрения отдельных мероприятий могут потребоваться также в случае выполнения таких мероприятий не в связи с комплексной наладкой котельной.
Для учета экономии топлива от наладки одного котла следует пользоваться общей методикой расчета по суточным графикам. Для всех суточных графиков, разработанных для планируемого года, следует определить экономию топлива при работе данного котла за счет повышения его КПД после наладки по сравнению с эксплуатационными условиями. Полная годовая экономия топлива получается суммированием полученной экономии по всем графикам с учетом их длительности. При этом наиболее полно учитывается зависимость КПД котлов от нагрузки.
В случаях, когда экономичность котлов до и после наладки можно представить одним значением Ьу, экономию топлива от наладки котла можно приближенно оценить по значениям Ь'у и Ьу до и после наладки и по количеству теплоты, которое должно быть выработано данным котлом в планируемом году Q’B:
ЭВу = (Ь'у-Ь’^в.
Очевидно, что для котлов, значительная часть нагрузки которых должна быть перераспределена на более экономичные котлы, эффективность наладочных работ будет минимальной.
При непосредственном сокращении каких-либо потерь экономия топлива может быть определена непосредственно по разности полных энтальпий сбросных потоков до и после внедрения мероприятия.
Например, за счет застекления окон в верхней части здания и прикрытия заслонок дефлекторов, а также за счет забора теплого воздуха из верхней зоны котельной на вход дутьевых вентиляторов общий расход аэрационного воздуха снизился с 25 до 8 тыс. м3/ч, но температура его повысилась с 31 до 34° С. Экономия топлива для этих условий (т. е. для данной ступени суточного графика) составит
[25 000 (31 - 2)- 8000 (34 — 2) ] 1,3-38,2-10"6 = 23,3 кг/ч,
где 1,3 кДж/(м3-К)— теплоемкость воздуха; 2° С — температура наружного воздуха; 38,2 кг/ГДж — удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии для данной ступени суточного графика.
При разных температурах наружного воздуха и разных условиях загрузки котельной количество аэрационного воздуха может быть существенно различным. Полная экономия топлива
199
за год получится путем суммирования полученных таким образом для всех ступеней всех суточных графиков с учетом расчетной длительности каждого графика. Для приближенных оценок можно принимать, что измерения при средней расчетной температуре отопительного и летнего сезонов могут характеризовать общую достигнутую экономию топлива:
ЭВУ = (ЭВУГ X. с + (ЭВУУпл, (10.1)
где (ЭВУ)°с — экономия топлива, полученная по измерениям при температуре наружного воздуха, близкой к средней расчетной температуре отопительного сезона; (Э5У)Л— то же по измерениям при средней температуре летнего времени; ио с, пл— длительности работы котельной в отопительном сезоне и в летний период.
Вообще для мероприятий, эффективность которых зависит от температуры наружного воздуха, целесообразно использовать для приближенных оценок экономии топлива и тепловой энергии средние расчетные температуры.
Например, в результате внедрения некоторых технических (установки дополнительных регистров в местах отбора мазута) и организационных (согласования более длительного срока перевода котельной на резервное топливо) мероприятий была обеспечена работа мазутного хозяйства только в период работы котельной на мазуте — 50 сут при пониженной температуре наружного воздуха со средним расходом пара на мазутное хозяйство 820 кг/ч. В отчетном году при той же длительности работы на мазуте мазутное хозяйство поддерживалось в резерве в течение всего отопительного сезона — 208 сут. Расход пара на мазутное хозяйство при температуре наружного воздуха —4° С, близкой к средней температуре отопительного сезона, составил по измерениям 610 кг/ч. Все расходы указаны без учета слива мазута из цистерн. Абсолютное давление пара, идущего на мазутное хозяйство 0,6 МПа, удельная энтальпия 2257 кДж/кг. Суммарный расход тепловой энергии на мазутное хозяйство по формуле (8.20) для отчетного года составит
2'м = 610(2757 —27)-24-208-10"6 = 8193 ГДж, ' а для планируемого года
б" = 820 (2757 - 27)-24-50-10~ 6 = 2686 ГДж.
Экономия тепловой энергии на поддержание мазутного хозяйства в резерве составит 8193 — 2686 = 5507 ГДж. Входящая в формулу (8.20) полная энтальпия используемого в котлах мазута (BMcMtM) одинакова для расчетного и планируемого года, так как расход и температура подогрева мазута не меняются. Поэтому в расчете по разности расходов эта величина не используется (сокращается).
Экономия условного топлива в рассмотренном здесь случае может быть определена по среднему за отопительный сезон удельному расходу условного топлива на выработку тепловой энергии котельной — 38,00 кг/ГДж:
ЭВ“ = 38,00 • 5507 • 10"3 = 209 т.
200
При годовом расходе условного топлива 8820 т и отпуске тепловой энергии 215 970 ГДж это обеспечит снижение удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии с 8 820 000/215 970 = 40,84 до (8820 — 209) х х 103/215 970 = 39,87 кг/ГДж (или со 171 до 166,9 кг/Гкал).
Экономия топлива от сокращения потерь теплоты с продувочной водой также определяется по разности энтальпий сбросных потоков.
Например, до наладки расход воды в линии непрерывной продувки составлял 2,4 т/ч. Вода сбрасывалась в барботер при температуре насыщения 179 °C с энтальпией 763 кДж/кг. В результате наладки водно-химического режима котлов расход воды в линии непрерывной продувки был снижен до 1,1 т/ч, включена типовая схема утилизации теплоты с расширителем и теплообменником. В результате утилизации теплоты продувочной воды ее температура снижена до 52 °C.
Доля отсепарированного в расширителе пара по (8.17):
£ = (763 - 439) / (2683 - 439) = 0,144.
Количество сбрасываемой в барботер воды будет меньше расхода воды в линии непрерывной продувки на количество отсепарированного пара. Общая экономия условного топлива за счет утилизации теплоты непрерывной продувки составит
ЭВпур = [2400 (763 - 8 • 4,19) - 1100 • 4,19 (1 - 0,144) (52 - 8)] 10 “ 6 • 38,00 = 60 кг/ч, где 38,00 кг/ГДж -удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии (средний по котельной для данной ступени данного суточного графика). Экономия топлива за год определяется последовательно по ступеням суточного графика, затем для всех суточных графиков, затем для квартала и года. Можно также определить по всем суточным графикам годовой расход сбрасываемой воды для каждого из вариантов и затем по их разности определить годовую экономию топлива. Приближенный расчет годовой экономии может быть выполнен по (10.1).
Ожидаемую экономию топлива за счет снижения температуры питательной воды на входе в питательный экономайзер (например, при переходе на вакуумную деаэрацию воды или при установке теплоообменника между атмосферным деаэратором и питательным насосом) можно определить по так называемой температурной эффективности экономайзера:
Э = (/'г-/")/(/'-/п.в), (10.2)
где t'r и t” — температуры продуктов сгорания на входе и выходе; Zn.B — температура питательной воды до экономайзера.
Например, для существующих условий /^ = 250 °C, /"=153 °C и ta в= 100 С температурная эффективность экономайзера 3 = 0,647. При неизменных расходах обоих теплоносителей и при изменении температур входящих в экономайзер потоков в небольших пределах (не влияющих существенно на коэффициент теплопередачи) можно принимать, что значение 3 остается постоянным. При температуре питательной воды на входе /пв = 78"С из (10.2) получим
/" = 250 -(250-78)/0,647 =139 С,
14-2154
201
откуда можно определить ожидаемые потери теплоты q2 и КПД котла при понижении температуры воды на входе в экономайзер. Расчет годовой экономии выполняется по суточным графикам, для приближенных оценок можно использовать (10.1).
Расчет экономии топлива от сокращения потерь энергоносителей в распределительных сетях выполняется по соответствующему сокращению отпуска теплоты.
Например, при дополнительном возврате в котельную 12 120 т/год конденсата (в результате прокладки конденсатопровода от одного из потребителей пара, ревизии и ремонта конденсатоотводчиков) экономия топлива при температуре конденсата на входе в кегельную 80 °C определится путем умножения экономии в отпуске тепловой энергии на удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии, например 38 кг/ГДж:
Э= 12 120 000 • 4,19 (80 - 8) • 38,00 • 10'3 = 13 9 т/год.
Аналогично можно определить экономию условного топлива за счет сокращения утечки воды в тепловых сетях — расчетом уменьшения отпуска тепловой энергии по (8.5) и умножением на 6ут. Следует иметь в виду, что (8.5) предполагает наличие утечек воды из обратной линии. При сокращении утечки воды из прямой магистрали экономия топлива может быть больше рассчитанной по (8.5), так как для этого случая в формулу надо вместо tob подставлять температуру прямой воды t„. Это связано с тем, что при неизменном потреблении тепловой энергии часть его будет покрываться горячей водой, уходившей ранее на слив из прямой магистрали, а это позволит соответственно уменьшить в ней расход воды.
10.3. РАСЧЕТЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
Экономическая эффективность какого-либо мероприятия предполагает, что связанные с внедрением этого мероприятия дополнительные единовременные капитальные затраты окупятся в дальнейшем за счет сокращения текущих затрат, определяющих себестоимость продукции. При этом необходимо учитывать, что внедрение мероприятий по экономии топлива и других ресурсов приведет к некоторому, иногда существенному, росту и текущих затрат — на дополнительное обслуживание и текущий ремонт дополнительного оборудования и арматуры, а также на амортизацию. Амортизация включает ежегодные отчисления на реновацию (постепенное накопление средств на приобретение нового оборудования после окончания расчетного срока службы действующего) и на капитальный ремонт. Для выполнения таких расчетов необходимо иметь данные о балансовой стоимости оборудования, затратах на его монтаж и подключение. Необходимы также данные о затратах на 202
дополнительное обслуживание и текущий ремонт нового оборудования. Все эти данные должны быть обоснованы соответствующими сметами, счетами, прейскурантами, ценниками, в некоторых случаях экспертными оценками, и поэтому в практике наладочных работ по котельным выполнение таких технико-экономических расчетов обычно представляет значительные трудности.
Технико-экономические расчеты должны выполняться путем сравнения вариантов по так называемым приведенным затратам, которые включают сумму себестоимости и нормативной прибыли:
3=С+ЕаК, (10.3)
где 3 — приведенные затраты; С—себестоимость (текущие затраты); К—капитальные вложения; Е„— нормативный коэффициент окупаемости капитальных вложений.
При сравнении вариантов необходимо обеспечить их сопоставимость по производительности, качественным параметрам, фактору времени и социальным факторам, включая влияние на окружающую среду. Такая сопоставимость обычно требует включения в расчеты дополнительного оборудования. Например, при обосновании экономической эффективности возврата конденсата от крупного потребителя пара необходимо в варианте без возврата конденсата предусмотреть соответствующее повышение отпуска тепловой энергии котельной (что иногда может потребовать установки дополнительного оборудования), включения в расчет более сложной и дорогой схемы водоподготовки, обеспечивающей получение питательной воды такого же качества, как и в варианте с возвратом конденсата.
Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений Еа установлен равным 0,12. Это означает, что дополнительные капитальные вложения &К в новом варианте должны окупаться за счет экономии текущих затрат АС, причем срок окупаемости Т должен быть меньше нормативного Тя=1/Еи, т. е.
Т= Тя = \)ЕЯ. (10.4)
При внедрении новой техники, изобретений и рационализаторских предложений нормативный коэффициент окупаемости капитальных затрат установлен более высоким (0,15).
Рассмотрим для примера наиболее простой случай, когда в результате наладочных работ по всему комплексу котельной для предприятия достигнута экономия топлива, воды, электроэнергии, соли без дополнительных капитальных вложений, т. е. с использованием в основном существующего оборудования, в том числе КИПиА.
Экономия ресурсов обеспечена внедрением соответствующих организационно-технических мероприятий, включены в работу все необходимые автоматические регуляторы, организован контроль за качеством сжигания топлива и 203
работой химводоочистки, начат учет расхода топлива и отпуска тепловой энергии.
Путем сопоставления данных по отчетному и планируемому годам определена достигнутая экономия условного топлива 650 т, в том числе газа — 420, мазута — 230, воды—18 тыс. м3. Отметим, что для технико-экономических расчетов следует указывать только те ресурсы, которые приобретаются предприятием за соответствующую плату — в данном случае топливо и воду. Стоимость этих ресурсов определяется по действующим с 1982 г. ценам: 28 руб. за 1000 м3 газа при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20 °C соответствует примерно 24 руб. за 1 т условного топлива, 38 руб/т мазута — около 27 руб. за 1 т условного топлива. Стоимость воды 0,15 руб/м3, с учетом сокращения сброса воды в городской коллектор канализации общая экономия затрат за 1 м3 воды составит 0,3 руб. Общая экономия затрат предприятия на покупные энергоресурсы составит 21 690 руб/год.
Единовременные затраты на наладочные работы по исполнительным сметам составили 29 тыс. руб. Кроме того, наладочная организация по просьбе предприятия будет вести постоянный инженерный надзор за эксплуатацией, оказывать помощь в ведении учета и т. п.— всего в объеме 4520 руб/год. Таким образом, суммарное сокращение текущих затрат предприятия составит
АС=21 690-4520=17 170 руб/год.
Если в результате наладочных работ по котлам, химводо-очистке, средствам автоматизации предприятию удалось высвободить в котельной одного или нескольких работников и перевести их в другие подразделения, то в суммарное сокращение затрат следует включить дополнительно их заработную плату с начислениями на социальное страхование и с накладными расходами. Высвобождение персонала может быть достигнуто за счет сокращения числа рабочих мест и расширения зон обслуживания в результате обеспечения надежной работы дистанционных приборов и систем автоматического регулирования, защиты и сигнализации, за счет рациональной организации технологического процесса, сокращения ремонтов оборудования и улучшения водно-химического режима котельной. Даже при увеличении штата метрологической службы за счет сокращения числа рабочих на других участках может быть достигнута суммарная экономия заработной платы.
Нормативный коэффициент окупаемости единовременных затрат должен быть определен в данном случае по длительности периода между наладочными работами. Учитывая действующие требования Госгазнадзора о проведении наладочных работ по котельным 1 раз в 3 года, нормативный коэффициент Еи следует принять равным 0,33. При использовании этого значения коэффициента при расчетах по (8.3) и (8.4) затраты на наладку распределяются на весь период между очередными наладочными работами. Если этот период больше (меньше), то коэффициент Ен должен быть соответственно меньше (больше). 204
Иначе говоря, в (8.3) должен входить средний за год объем наладочных работ, определенный по достаточно длительному промежутку времени, например за 5 — 6 лет. Средний годовой объем наладочных работ за весь этот период определяется делением полного объема работ за период на его длительность.
Принимая для приведенного примера £н = О,33, получаем экономию приведенных затрат для предприятия:
Э = АС-£Н/С=17 170—0,33 • 29 000 = 7600 руб/год.
Срок окупаемости единичных затрат на наладочные работы
Т=А/С/АС=29 000/17 170= 1,69< Гн = 3, т. е. в данном случае наладочные работы окупаются намного быстрее нормативного срока и дают экономию приведенных затрат для предприятия 7,6 тыс. руб/год.
При необходимости установки дополнительного оборудования (утилизаторов теплоты, оборудования автоматизации, фильтров и др.) следует включить в приведенные затраты его стоимость и объем работ по его монтажу и подключению, а в текущие затраты включить амортизационные отчисления и затраты на обслуживание и текущий ремонт оборудования. Нормативный коэффициент Еи в зависимости от стоимости оборудования и его установки должен приниматься 0,12 — 0,15.
В качестве примера технико-экономического расчета рассмотрим экономическую эффективность системы утилизации теплоты продуктов сгорания с подогревом дутьевого воздуха по схеме с промежуточным теплоносителем (см. рис. 7.8) для котла КВ-ГМ-20.
Основные результаты выполненной проработки: экономия условного топлива 240 т, экономия затрат на топливо 5760 руб/год. Капитальные затраты — стоимости калориферов и насосов, монтажа оборудования, трубопроводов, арматуры, подключения электродвигателей насосов, замены электродвигателей дымососа и вентилятора — определены в сумме 13,3 тыс. руб. Дополнительные текущие затраты включают амортизационные отчисления и затраты на текущие ремонты и межремонтное обслуживание, а также затраты на дополнительную электроэнергию — всего 3470 руб/год. Экономия текущих затрат 5760—3470 = 2290 руб/год, а экономия приведенных затрат по формуле (8.3) составит
9 = 2290-0,12 • 13 300 = 694 руб/год.
Срок окупаемости составляет
Т= 13 300/2290 = 5,8 <1/0,12 = 8,3, т. е. система (см. рис. 8.3) для данного предприятия экономически эффективна и срок окупаемости капитальных затрат меньше нормативного.
Установленная действующими прейскурантами цена на топливо, на основе которой определяется экономическая эффективность для каждого конкретного предприятия, не отражает в полной мере всей народнохозяйственной эффективности эконо-205
мии топлива. По этой причине Госстроем СССР в 1984 г. для технико-экономических расчетов были предложены значительно более высокие стоимостные показатели, в несколько раз превышающие действующие цены. Например, для природного газа в европейской части СССР стоимость условного топлива предложено принимать 60 руб/т, мазута — 50 руб/т. Эти показатели помимо роста себестоимости добычи газа и нефти в отдаленных районах учитывают также экономическую целесообразность увеличения затрат на экономию топлива по сравнению с его добычей, поскольку запасы топлива не восстанавливаются.
В условиях наладочных работ затраты на топливо по рекомендациям Госстроя целесообразно использовать прежде всего для расчетов общей экономической эффективности наладочных работ по группе предприятий. Их можно также использовать и для оценки народнохозяйственной эффективности мероприятий по экономии топлива и тепловой энергии на предприятиях, в частности, когда в результате внедрения мероприятий не достигается экономии приведенных затрат для данного конкретного предприятия.
Общее повышение уровня экономического анализа результатов наладочных работ и рекомендаций, в частности освоение методов оценки их технико-экономической и народнохозяйственной эффективности, является требованием времени и создаст предпосылки для существенного повышения технического уровня и эффективности наладочных работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов / Госгортехнадзор СССР. М.: Недра, 1976.
2. Правила безопасности в газовом хозяйстве / Госгортехнадзор СССР. М.: Недра, 1982.
3. РД-50-219-80. Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами / Госстандарт СССР. М.: Изд-во стандартов, 1983.
4. СНиП П-33-75*. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нормы проектирования / Госстрой СССР. М.: Стройиздат, 1982.
5. СНиП П-35-76. Котельные установки. Нормы проектирования. М.: Стройиздат, 1977.
6. СНиП П-Г.10-73* П-36-73*. Тепловые сети. Нормы проектирования. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985.
7. ГОСТ 3619-82. Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры. М.: Изд-во стандартов, 1983.
8. ГОСТ 10062-75. Газы природные горючие. Метод определения удельной теплоты сгорания. М.: Изд-во стандартов, 1983.
9. ГОСТ 21563-82. Котлы водогрейные стационарные. Основные параметры. М.: Изд-во стандартов, 1983.
10. ГОСТ 24005-80. Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией. Общие технические требования. М.: Изд-во стандартов, 1980.
И. ГОСТ 20995-75*. Котлы паровые стационарные давлением до 4 МПа. Показатели качества питательной воды и пара. М.: Изд-во стандартов, 1981.
12. ГОСТ 8.439-81. Расход воды в напорных трубопроводах. Методика выполнения измерений методом площадь — скорость. М.: Изд-во стандартов, 1983.
13. ГОСТ 8.361-79. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы. М.: Изд-во стандартов, 1985.
14. ГОСТ 12.3.018-79. Системы вентиляционные. Методы аэродинамических испытаний. М.: Изд-во стандартов, 1981.
15. ОСТ 108.030.47-81. Котлы водогрейные. Качество сетевой и подпиточной воды. ЦКТИ, 1981.
16. ОСТ 108.030.132-80. Котлы паровые стационарные. Методы испытаний. ЦКТИ, 1980.
17. РТМ 108.030.114-77. Котлы паровые стационарные низкого давления. Организация водно-химического режима. ЦКТИ, 1978.
18. РТМ 108.131.101-76. Котлы водогрейные. Организация водно-химического режима. ЦКТИ, 1977.
19. Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод. Л.: Энергия, 1977.
20. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия, 1973.
21. Аминов Р. 3., Лубков В. И., Демидов О. И. К вопросу распределения нагрузки между котельными агрегатами ТЭЦ // Изв. вузов. Сер. Энергетика. 1980. № 6. С. 42 — 46.
22. Апарцев М. М. Наладка водяных систем централизованного теплоснабжения: Справочное пособие. М.: Энергоиздат, 1983.
207
23. Аронов И. 3. Контактный нагрев воды продуктами сгорания природного газа. Л.: Энергия, 1978.
24. Белан Ф. И., Сутоцкий Г. П. Водоподготовка промышленных котельных. М.: Энергия, 1969.
25. Бондаренко В. Ф. Предотвращение трещин в потолочном перекрытии котлов ДКВр // Промышленная энергетика. 1982. № 12. С. 25.
26. Борщов Д. Я. Повышение экономичности чугунных котлов. М.: Стройиздат, 1985.
27. Бузников Е. Ф., Роддатис К. Ф., Берзиньш Э. Я. Производственные и отопительные котельные. М.: Энергоатомиздат, 1984.
28. Бузников Е. Ф., Крылов А. К., Лесниковскин Л. А. Комбинированная выработка пара и горячей воды. М.: Энергоиздат, 1981.
29. Быковец Р. А., Дзедзик Р. П., Синякевич Б. Г. К оценке влияния избытка воздуха на коррозионную агрессивность продуктов сгорания // Энергетик. 1984. № 1. С. 4 — 5.
30. Влияние ввода влаги в топку котла БКЗ-320-140ГМ на выбросы окислов азота / А. Г. Горбаненко, С. П. Титов, В. П. Лукашявичус и др. // Электрические станции. 1984. № 5. С. 22 — 23.
31. Воликов А. Н., Абрамов А. К. Водомазутные эмульсии — эффективное топливо для отопительных котельных // Водоснабжение и санитарная техника. 1983. № 10. С. 20 — 21.
32. Воробьева А. И., Крылова Л. Н. Метрологическое обеспечение учета топливно-энергетических ресурсов // Стекло и керамика. 1985. № 9. С. 29 — 30.
33. Гаврилов А. Ф., Горбаненко А. Д., Туркестанова Е. Л. Влияние влаги, вводимой в горячий воздух, на содержание окислов азота в продуктах сгорания газа и мазута // Теплоэнергетика. 1983. № 9. С. 13 —15.
34. Газоимпульсная очистка водогрейных котлов ПТВМ / В. Я. Лысков, А. Н. Шилин и др. // Энергетик. 1984. № 5. С. 7 — 8.
35. Гидродинамика и температурный режим водогрейного котла ПТВМ-100 / И. М. Гипшман, В. М. Левинзон и др. // Теплоэнергетика. 1984. № 2. С. 33 — 38.
36. Гладунцов А. И. Анализ опыта применения контактных водонагревателей на промышленных предприятиях Москвы // Промышленная энергетика. 1982. № 12. С. 5 — 7.
37. Уменьшение вредных выбросов при сжигании водомазутной эмульсии / А. К. Харитонов, Н. В. Голубь, А. И. Попов и др. // Энергетик. 1983. № 2. С. И.
38. Гуревич Н. А., Аксенов В. Л. Исследование выхода окислов азота в топке котла ДКВр при больших избытках воздуха. Образование окислов азота в процессах горения и пути снижения выбросов их в атмосферу. Киев: Наукова думка. 1979.
39. Дульцев В. И. Снижение расхода тепла на подготовку мазута к сжиганию // Энергетик. 1985. №9. С. 16—17.
40. Евдокимов А. В. О повышении эффективности производственно-отопительных котельных // Промышленная энергетика. 1983. № 11. С. 25 — 27.
41. Евдокимов А. В. Об учете топлива и тепловой энергии на промышленных предприятиях // Промышленная энергетика. 1985. № 1. С. 4 — 7.
42. Егерис А. П. Внедрение дробеочистки на водогрейных котлах ПТВМ-50 // Энергетик. 1981. № 2. С. 28 — 29.
43. Езекян Э. А., Красник В. В., Смайльс В. С. Справочник по теплоэнергетическому оборудованию предприятий текстильной промышленности. М.: Легкая и пищевая промышленность. 1983.
44. Заводовский А. М., Литвинов Д. В., Дамина Б. Г. Способ подготовки данных для решения задачи оптимального распределения нагрузок между котлами котельной // Промышленная энергетика. 1983. № 5. С. 41—43.
45. Залкинд Е. М., Козлов Ю. В. Проектирование ограждений паровых котлов. М.: Энергия, 1980.
46. Котлы малой и средней мощности и топочные устройства / НИИЭинформэнергомаш. М., 1983.
208
47. Кемельман Д. Н., Давидов А. А., Эскин Д. Н. Наладка котлоагрегатов / Справочник. М.: Энергия, 1976.
48. Корниевский В. Г., Заводовский А. М. Некоторые вопросы повышения экономичности котлов // Промышленная энергетика. 1984. № 2. С. 39 — 41.
49. Кушкова А. Д., Мишин О. Н. Об экономической эффективности подачи пара в зону горения энергетических установок // Промышленная и санитарная очистка газов. 1982. № 5. С. 16.
50. Лившиц О. В. Справочник по водоподготовке котельных установок. М.: Энергия, 1976.
51. Литун С. В. Из опыта модернизации водогрейных котлов ПТВМ-100 // Энергетик, 1980. № 4. С. 27 — 28.
52. Лучанский Б. Г., Передерии Н. В. Мероприятия по повышению надежности работы котлов ПТВМ // Энергетик. 1981. № 5. С. 3 — 4.
53. Марков В. А., Зайдентрегер В. Л. О величине потерь тепла в окружающую среду на водогрейных котлах типа ПТВМ и КВ-ГМ // Энергетик. 1981. № 6. С. 20 — 21.
54. Марьяновский В. М., Станкевич И. Л. Охлаждение горячих стоков котельных // Водоснабжение и санитарная техника. 1980. № 4. С. 22.
55. Методические указания по расчету выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в котлах производительностью до 30 т/ч / Госкомгидромет. М.: Гидрометеоиздат, 1985.
56. Методика определения валовых выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов ТЭС. МТ 34-70-010-83. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
57. Методические указания по расчету выбросов окислов азота с дымовыми газами котлов. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
58. Мынкин К. П. Сепарационные устройства паровых котлов. М.: Энергия, 1971.
59. Нормы расхода тепла на мазутные хозяйства ТЭС. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.
60. О содержании канцерогенных веществ в уходящих газах при сжигании мазута и газа / Л. М. Цирульников, В. Г. Конюхов и др. // Теплоэнергетика. 1976. № 9. С. 32 — 35.
61. Павлов В. А., Штейнер И. Н. Условия оптимизации процессов сжигания жидкого топлива и газа в энергетических и промышленных установках. Л.: Энергоатомиздат. 1984.
62. Пеккер Я. Л. Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива. Обобщенные методы. М.: Энергия, 1977.
63. Петашвили О. М., Цибиногин О. Г. Измерение температуры продуктов сгорания. М.: Энергоатомиздат, 1984.
64. Портной М. Ф., Клоков А. А. Использование тепла продуктов сгорания котлов, работающих на газообразном топливе // Промышленная энергетика. 1985. № 6. С. 11 — 12.
65. Равич М. Б. Эффективность использования топлива. М.: Наука, 1977.
66. Результаты промышленных испытаний присадок к тяжелым топливам / Л. В. Денисова, А. А. Кондратьева и др. // Присадки к топливам. ВНИИНП. Сб. научных трудов. Вып. 37. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1980. С. 20 — 28.
67. Результаты эксплуатации и испытаний водогрейных котлов КВ-ГМ-100 при работе на механических и паромеханических форсунках / А. П. Берсенев, И. В. Петров и др. // Энергетик. 1983. № 4. С. 9 —10.
68. Розин С. Е., Попе А. В., Ауце Д. Я. О составе продуктов неполного горения высококалорийных топлив // Промышленная энергетика. 1980. № 9. С. 36 38.
69. РТМ 24.038.09-72. Применение и проектирование установок для химической обработки мазута жидкими присадками на электростанциях и промышленных котельных. ЦКТИ, 1974.
70. Руководящие указания по применению присадки ВТИ-4ст при сжигании сернистого мазута. М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974.
71. Руководящие указания по проектированию и эксплуатации установок дробевой очистки энергетических котлов. М.: СПО Союзтехэнерго, 1980.
209
72. Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем. Теплотехническая часть / Минэнерго СССР. М.: Энергоиздат, 1981.
73. Соколов Н. А., Бреннер А. Н. Перевод паровых котлов ДКВр-4-13 на водогрейный режим работы // Промышленная энергетика. 1981. № 10. С. 7 — 8.
74. Справочник химика-энергетика / Под ред. С. М. Гурвича. М.: Энергия, 1972.
75. Степанов Г. С., Братчиков В. Н., Коротеев И. Г. Рациональное использование мазута в паровых котлах предприятий пищевой промышленности. М.: Легкая и пищевая промышленность, 1981.
76. Теплотехнические показатели контактного экономайзера с промежуточным теплообменником / В. И. Моисеев, Г. А. Пресич, И. 3. Аронов и др. // Промышленная энергетика. 1983. № 8. С. 23 — 25.
77. Трембовля В. И., Фингер Е. Д., Авдеева А. А. Теплотехнические испытания котельных установок. М.: Энергия, 1977.
78. Уменьшение вредных выбросов в атмосферу при сжигании водомазутной эмульсии в паровом котле / В. Д. Юсуфова, А. Л. Тарзанов и др. // Промышленная энергетика. 1984. № 7. С. 34 — 36.
79. Файерштейн Л. М., Этингеи Л. С., Гохбойм Г. Г. Справочник по автоматизации котельных. М.: Энергия, 1978.
80. Цауцис К. Г. Режимные мероприятия по экономии энергоресурсов в водогрейных котельных // Промышленная энергетика. 1982. № 8. С. 3 — 5.
81. Чепель В. М., Шур И. А. Сжигание газов в топках котлов печей и обслуживание газового хозяйства предприятий. Л.: Недра, 1980.
82. Эстеркин Р. И. Эксплуатация, наладка и испытание теплотехнического оборудования промышленных предприятий. Л.: Энергоатомиздат, 1984.
83. Янкелевич В. И. О надежности кирпичных дымовых труб промышленных котельных, работающих на газе // Промышленная энергетика. 1969. № 6. С. 37 — 38.
84. Янкелевич В. И., Бродский А. С. Перевод парового котла типа ШБ на водогрейный режим // Промышленная энергетика. 1978. №4. С. 17 —19.
85. Янкелевич В. И., Моргун Е. П. Экономическая эффективность утилизации теплоты вентиляционных выбросов на действующих предприятиях // Промышленная энергетика. 1984. № 1. С. 12—14.
86. Ярковский Ю. А., Абрамов М. Г., Должиков А. С. Уменьшение присосов воздуха в котлы // Энергетик. 1984. № 7. С. 8 — 9.
87. А. с. № 838534 (СССР). Способ определения скорости коррозии / В. И. Янкелевич // Открытия. Изобретения. 1981. № 22.
88. А. с. № 1060572 (СССР). Вакуумная деаэраторная установка / В. И. Янкелевич // Открытия. Изобретения. 1983. № 46.
89. А. с. № 1262207 (СССР). Устройство для привода регулирующего органа подачи воздуха на горение / В. И. Янкелевич // Открытия. Изобретения. 1986. № 37.
90. А. с. 212536 (ЧССР).
91. Пат. 66475 (СРР).
92. Half a pint of water a year saves 10% fuel // Heatins and Ventilating Review, 1979. 19. № 4. P. 52.
93. Monti F. Emulsistem Agip // Termotecnica. 1982. Vol. 36. № 9, P. 78—83.
94. Накамото T. Сё энеруги, Energy Conservation. 1983. Vol. 35. № 3, P. 18-28.
95. Price N. Steam accumulators provide uniform loads on boilers // Chemical Engineering. 1982. Vol. 89. № 23. P. 131—135.
96. Stadelmann M. Untersuchungen uber Gas-Kondensationkessel. // Gas Warme International. 1983. Vol. 32. № 11. P. 459—464.
97. Wieser R. A new economiser-block for firetube boilers // Energy Devices. 1983. Vol. 7. Dec. P. 33—34.
98. Zimmer H. How to cut fuel costs by using a computer to distribute boiler loads for peak efficiency // Power. 1981. Vol. 125. № 1. P. 41—44.
210
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Вода и пар на линии насыщения
Абсолютное давление, кПа Температура, °C Удельный объем, м3/кг Эн1альпия, кДж/кг '
воды пара воды пара
4,241 30 0,0010044 32,93 125,71 2556
5,622 35 0,0010061 25,24 146,60 2565
7,375 40 0,0010079 19,55 167,50 2574
9,584 45 0,0010099 15,28 188,40 25,82
12,335 50 0,0010121 12,04 209,3 25,92
15,740 55 0,0010145 9,578 230,2 2600
19,917 60 0,0010171 7,678 251,1 2609
25,01 65 0,0010199 6,201 272,1 2617
31,17 70 0,0010228 5,045 293,0 2626
38,55 75 0,0010258 4,133 314,0 2635
47,36 80 0,0010290 3,408 334,9 2643
57,81 85 0,0010324 2,828 355,9 2651
70,11 90 0,0010359 2,361 377,0 2659
84,51 95 0,0010396 1,982 398,0 2668
101,32 100 0,0010435 1,673 419,1 2676
100 99,64 0,0010432 1,694 417,4 2675
ПО 102,32 0,0010452 1,550 428,9 2679
120 104,81 0,0010472 1,429 439,4 2683
130 107,14 0,0010492 1,325 449,2 2687
140 109,33 0,0010510 1,236 458,5 2690
150 111,38 0,0010527 1,159 467,2 2693
200 120,23 0,0010605 0,8854 504,8 2707
300 133,54 0,0010733 0,6057 561,4 2725
400 143,62 0,0010836 0,4624 604,7 2738
500 151,84 0,0010927 0,3747 640,1 2749
600 158,84 0,0011007 0.3156 670,5 2757
700 164,96 0,0011081 0,2728 697,2 2764
800 170,42 0,0011149 0,2403 720,9 2769
900 175,35 0,0011213 0,2149 742,8 2774
1000 179,88 0,0011273 0,1946 762,7 2778
1100 184,05 0,0011331 0,1775 781,1 2781
1200 187,95 0,0011385 0,1633 798,3 2785
1300 191,60 0,0011438 0,1512 814,5 2787
1400 195,04 0,0011490 0,1408 330,0 2790
211
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Вода и перегретый водяной пар
z, °с р = 30 кПа р=120 кПа р = 600 кПа /?= 1000 кПа /?= 1400 кПа
V, м3/кг л, кДж/кг V, м3/кг л, кДж/кг V, м3/кг л, кДж/кг V, м3/кг л, кДж/кг V, м3/кг А, кДж/кг
20 0,0010018 83,7 0,0010018 83,9 0,0010015 84,3 0,0010014 84,7 0,0010012 85,1
40 0,0010079 167,5 0,0010079 167,5 0,0010076 167,9 0,0010075 168,3 0,0010073 168,7
60 0,0010171 251,1 0,0010171 251,1 0,0010168 251,5 0,0010166 251,8 0,0010164 252,1
80 5,400 ММ 0,0010289 334,9 0,0010287 335,2 0,0010285 335,4 0,0010282 335,7
100 5,713 2685 0,0010434 419,0 0,0010432 419,1 0,0010430 419,3 0,0010427 419,6
120 6,025 2724 1,491 1715 0,0010601 503,7 0,0010598 503,9 0,0010596 504,2
140 6,335 2762 1,572 2755 0.0010797 589.1 0,0010794 589,2 0,0010792 589,5
160 6,645 2801 1,650 2795 0,3167 2759 0,0011018 675,4 0,0011015 675,7
180 6,955 2839 1,729 2834 0,3348 2805 0,1949 2778 0,0011271 763,2
200 7,264 2878 1,807 2874 0,2609 2839 0,2060 2827 о; 1429 2803
220 7,573 2917 1,886 2913 0,3688 2891 0,2169 2874 0,1515 2855
240 7,882 2956 1,964 2953 0,3855 2933 0,2274 2918 0,1596 2902
260 8,191 2996 2,042 2993 0,4019 2975 0,2377 2962 0,1673 2948
280 8,500 3036 2,120 3033 0,4181 3017 0,2478 3005 0,1748 2992
300 8,809 3076 2,197 3073 0,4342 3059 0,2578 3048 0,1823 3036
350 9,580 3177 2,391 3174 0,4741 3164 0,2822 3156 0,2001 3147
400 10,351 3280 2,584 3278 0,5136 3270 0,3065 3263 0,2176 3256
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Множители и приставки для образования десятичных дольных и кратных единиц
Множитель Наименование Обозначение Множитель Наименование Обозначение
ю12 тера Т 10’1 деци д
10” гига Г 10’2 санти с
106 * * мега м 10’3 * * милли м
103 кило к 10’6 микро мк
102 гекто г 10’9 нано н
10 дека да 10’12 ПИКО п
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Соотношения между единицами СИ и применявшимися ранее
Давление
Динамическая вязкость
Энергия и работа
Мощность
Тепловой поток
Удельная теплота
Удельная теплоемкость Плотность теплового потока
Коэффициент теплооот-, дачи, теплопередачи Теплопроводность
1 кгс/м2 = 9,80665 Па
1 кгс/м2 = 98066,5 Па
1 мм рт. ст. = 133,322 Па
1 мм вод. ст. =9,80665 Па
1 кгс ’ с/м2 = 9,80665 Па с = 9,80665 кг/(м с)
1 кгс • м = 9,80665 Дж
1 кВт • ч = 3,6 • 106 Дж
1 ккал = 4,1868 кДж
1 кгс • м/с = 9,80665 Вт
1 ккал/ч= 1,1630 Вт
1 ккал/кг = 4,1868 Дж/г = 4,1868 кДж/кг
1 ккал/(г ° С)= 1 ккал/(кг • К) = 4,1868 Дж/(| ♦ К)
1 ккал/(м2 • ч)= 1,1630 Вт/м2
1 ккал/(м2 • ч •' С) =1,1630 Вт/(м2 • К)
1ккал/(м ч- С)= 1,1630 Вг/(м2 К)
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие Глава
1.1.
1.2.
1.3.
Глава
2.1.
2.2.
Глава
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
Глава
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
Глава
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
Глава
6.1.
6.2.
6.3.
Глава
7.1.
7.2.
7.3.
7.4.
.3
первая. Оборудование котельных................................6
Паровые котлы.................................................6
Водогрейные котлы............................................15
Вспомогательное оборудование.................................19
вторая. Обследование котельной...............................22
Анализ условий эксплуатации .................................22
Анализ эксплуатационной документации.........................36
третья. Проверка состояния котлов до наладки.................45
Обследование котла...........................................45
Ревизия котла................................................49
Испытания котла в эксплуатационных условиях..................56
Мероприятия по повышению эффективности котлов................60
четвертая. Измерения при испытаниях котлов...............65
Измерения температуры........................................65
Измерение давлений и расходов................................70
Анализ продуктов сгорания....................................75
Некоторые специальные измерения при наладочных работах . . .79
пятая. Балансовые испытания котлов...........................83
Составление теплового баланса котла..........................83
Организация балансовых испытаний.............................90
Обработка результатов измерений..............................99
Определение потерь теплоты через наружные ограждения котлов . ПО
шестая. Наладка котлов......................................115
Достижение необходимой производительности и повышение надежности котлов................................................115
Наладка режима горения......................................121
Снижение вредных выбросов в атмосферу.......................132
седьмая. Наладка общекотельного оборудования................138
Наладка режимов работы паровых котельных....................138
Наладка режимов работы водогрейных котельных................144
Наладка газовоздушных трактов и мазутного хозяйства.........152
Дополнительная утилизация теплоты продуктов сгорания котлов . 156
Глава восьмая. Определение удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии из котельной.................................................
8.1. Составление теплового баланса котельной.....................
8.2.
8.3.
Глава
9.1.
9.2.
162
162
Определение экономичности котельной...........................166
Учет топливно-энергетических ресурсов в котельных..........172
девятая. Оптимальное распределение нагрузок между котлами .182
Выбор включаемых котлов.......................................182
Распределение нагрузок между работающими котлами.........187
214
Глава десятая. Эффективность наладочных работ.................194
10.1. Оценка эффективности................................194
10.2. Расчеты ожидаемой экономии ресурсов.................197
10.3. Расчеты экономической эффективности.................202
Список литературы.............................................207
Приложение 1. Вода и пар на линии насыщения....................211
Приложение 2. Вода и перегретый водяной пар....................212
Приложение 3. Множители и приставки для образования десятичных дольных и кратных единиц.......................................213
Приложение 4. Соотношения между единицами СИ и применявшимися ранее .....................................................213
/Of /66