Ю. М. Липов, Ю. М. Третьяков
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ
Рекомендовано Министерством образования
Российской Федерации в качестве учебника
для студентов специальности 1005
«Тепловые и электрические станции»
VifHontiM. Москва ♦ Ижевск
2003

УДК 621.181
Интернет-магазин # физика
• математика
• биология
• нефтегазовые
http://shop.rcd.ru технолгии
Липов Ю. М., Третьяков Ю. М.
Котельные установки и парогенераторы. — Москва-Ижевск: НИЦ «Регуляр-
ная и хаотическая динамика», 2003, 592 стр.
В книге описаны конструкции паровых котлов электростанций, приведены ха-
рактеристики энергетических топлив и методы их сжигания в топочных камерах
котлов, приведены конструкции горелок.
Изложены основы эксплуатации паровых котлов в стационарном и переход-
ных режимах, методы стабилизации температуры пара, способы снижения вредных
выбросов в окружающую среду и коррозии поверхностей нагрева.
Большое внимание уделено гидродинамике рабочей среды и температурному
режиму труб в поверхностях нагрева прямоточных и барабанных котлов, вопро-
сам водного режима, образованию отложений внутри труб и распределений мине-
ральных примесей между водой и паром при рабочих параметрах котлов, а также
методам расчета надежности работы труб.
Книга рассчитана на студентов, занимающихся по направлению подготовки
бакалавров «Теплоэнергетика» и по инженерной специальности «Тепловые элек-
трические станции».
ISBN 5-93972-227-Х
© Ю. М. Липов, Ю. М. Третьяков, 2003
© НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2003
http://rcd.ru

Оглавление
Предисловие 10
Введение 12
ЧАСТЬ I. КОНСТРУКЦИИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ. СЖИ-
ГАНИЕ ТОПЛИВ И ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЛОВ 19
Глава 1. КЛАССИФИКАЦИЯ И ТИПЫ ПАРОВЫХ КОТЛОВ . 21
1.1. Паровой котел — общее устройство и определения 21
1.2. Классификация паровых котлов 24
1.3. Котельная установка 31
1.3.1. Топливоприготовление 32
1.3.2. Работа газовоздушного трак га котла 38
1.4. Специальные конструкции котлов 42
1.5. Примеры и контрольные вопросы 50
1.5.1. Примеры 50
1.5.2. Контрольные вопросы 52
Глава 2. ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА ПАРОВЫХ КОТЛОВ . . 54
2.1. Теиловосприятие поверхностей нагрева 54
2.2. Конструкция топочных экранов 56
2.2.1. Вертикальные топочные экраны котлов с естественной цирку-
ляцией • 58
2.2.2. Топочные экраны прямоточных котлов 60
2.2.3. Специальные конструкции экранов 64
2.3. Конструкции пароперегревателей и их компоновка 66
2.3.1. Виды пароперегревателей 66
2.3.2. Компоновка пароперегревателей 71
2.4. Конвективные поверхносш экономайзера и воздухоподогревателя . . 73
2.4.1. Водяные экономайзеры 74
2.4.2. Воздухоподогреватели 76
2.5. Контрольные вопросы 82

4
Оглавление
Глава 3. КОТЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО И ЕГО ТЕХНИЧЕСКИЕ ХА-
РАКТЕРИСТИКИ 84
3.1. Виды и состав топлив 84
3.2. Теплота сгорания топлива 87
3.3. Общие технические характеристики топлив 90
3.4. Технические характеристики отдельных видов топлив 93
3.4.1. Характеристики твердого топлива 93
3.4.2. Характеристики мазута 96
3.4.3. Характеристики природного газа 98
3.5. Угольная пыль и ее характеристики 99
3.6. Примеры и контрольные вопросы 104
3.6.1. Примеры 104
3.6.2. Контрольные вопросы 106
Глава 4. ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ ТОПОЧНЫХ ПРОЦЕССОВ
И МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ ГОРЕНИЯ 108
4.1. Основы кинетики химических реакций 108
4.2. Горение натуральных топлив 113
4.2.1. Горение газового топлива 113
4.2.2. Горение твердого топлива 116
4.2.3. Горение жидкого топлива 120
4.3. Развитие и воспламенение топливно-воздушной струи в топочном
объеме 121
4.4. Продукты сгорания топлива 126
4.5. Расчет энтальпий продуктов сгорания 133
4.6. Примеры и контрольные вопросы 134
4.6.1. Примеры 134
4.6.2. Контрольные вопросы 137 .
Глава 5. ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ СЖИГАНИЯ ТОП-
ЛИВ 138
5.1. Основные размеры топочной камеры и расчетные тепловые напряжения 140
5.2. Топочные камеры и горелки для сжигания твердых топлив 144
5.3. Газомазутные тонки и горелки 155
5.4. Примеры и контрольные вопросы 162
5.4.1. Примеры 162
5.4.2. Контрольные вопросы 164
ГЛАВА 6. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ И ОСНОВЫ ТЕПЛОВО-
ГО РАСЧЕТА ПАРОВОГО КОТЛА 166
6.1. Общее уравнение теплового баланса котла 166
6.2. Коэффициент полезного действия парового котла и котельной уста-
новки 169
6.3. Анализ тепловых потерь при работе котла 171
6.3.1. Потеря гсшюты с уходящими газами 172

Оглавление 5
6.3.2. Потеря теплоты с химическим недожогом топлива 175
6.3.3. Потеря теплоты с механическим недожогом топлива 177
6.3.4. Потеря тепло'1 ы от наружного охлаждения ,178
6.3.5. Потери с физическим теплом удаляемых шлаков 180
6.3.6. Оптимизация показателей работы парового котла по сумме
тепловых потерь ' 180
6.4. Принципы компоновки поверхностей парового котла 182
6.5. Распределение тепловосприятия между поверхностями нагрева. Теп-
ловая схема котла 184
6.6. Примеры и контрольные вопросы 190
6.6.1. Примеры , 190
6.6.2. Контрольные вопросы 192
ГЛАВА 7. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПАРОВЫХ КОТЛОВ 193
7.1. Эксплуатационные режимы работы паровых котлов 193
7.2. Статические характеристики парового котла в нерасчетных режимах
работы ' 198
7.3. Переходные процессы в котле при изменении нагрузки 204
7.4. Поддержание номинальной температуры пара при пониженных на-
грузках 211
7.4.1. Методы парового регулирования температуры пара 212
7.4.2. Методы газового регулирования 217
7.5. Загрязнение и абразивный износ конвективных поверхностей нагрева 222
7.6. Коррозия поверхностей нагрева 229
7.6.1. Высокотемпературная коррозия 229
7.6.2. Низкотемпературная коррозия 232
7.7. Сокращение вредных выбросов в окружающую среду режимными
методами 236
7.8. Примеры и контрольные вопросы 241
7.8.1. Примеры 241
7.8.2. Контрольные вопросы 244
ЧАСТЬ II. ГИДРОДИНАМИКА И ТЕМПЕРАТУРНЫЙ
РЕЖИМ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА 247
Глава 8. РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И УРАВНЕНИЯ ДВИ-
ЖЕНИЯ РАБОЧЕЙ СРЕДЫ 249
8.1. Классификация теплоносителей на ТЭС 249
8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах 252
8.3. Режимы течения двухфазного потока 268
8.4. Перепад давления при движении потока жпдкос'1 и в грубс 276
8.5. Виды движения жидкости 279
8.6. Контрольные вопросы 283

6
Оглавление
Глава 9. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕ-
ВА 284
9.1. Металл паровых котлов 284
9.2. Расчет температурного режима обогреваемых груб 286
9.3. Условия теплообмена на стенке грубы по длине прямолинейного канала293
9.3.1. Теплообмен при докритпческом давлении водного теплоноси-
теля 293
9.3.2. Теплообмен при сверхкритическом давлении (СКД) водного
теплоносителя 307
9.4. Особенности температурного режима горизонтальных груб, криво-
линейных каналов и газоплотных экранов 312
9.5. Влияние внутритрубных отложений на температурный режим обо-
греваемых труб 317
9.6. Контрольные вопросы 319
Глава 10. ГИДРОДИНАМИКА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ В ПОВЕРХНО-
СТЯХ С ПРИНУДИТЕЛЬНЫМ ДВИЖЕНИЕМ 320
10.1. Классификация поверхностей нагрева и их характеристики 320
10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных чруб 326
10.3. Гидравлическая характеристика вертикальных труб 339
10.4. Гидравлические характеристики элементов парового котла 347
10.5. Гидравлическая разверка в элементах котла 352
10.6. Пульсация потока в элементах парового котла 364
10.7. Пример. Расчет теплогидравлпческой разверкп в трубах ширмового
пароперегревателя . ! 370
10.8. Контрольные вопросы 374
Глава 11. ГИДРОДИНАМИКА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ ПРИ ЕСТЕ-
СТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ 376
11.1. Основные уравнения 376
11.2. Гидравлические характеристики контура циркуляции 380
11.3. Расчет контуров циркуляции через движущий п полезный напоры . . 386
11.4. Показатели надежности работы копчура циркуляции 390
11.5. Внутрпбарабаппыс процессы и устройства 398
11.6. Пример. Расчет скорости циркуляции в котуре жрана барабанного
когла 419
11.7. Упражнение. Расчеч внугрнбарабанных сспарашюпных устройств . . 424
11.8 Контрольные вопросы 428

Оглавлении
7
ЧАСТЬ HI. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В
ПАРОВЫХ КОТЛАХ 429
ГЛАВА 12. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОВЕДЕНИЯ ПРИ-
МЕСЕЙ РАБОЧЕЙ СРЕДЫ В ТРАКТЕ ПАРОВОГО КОТЛА . 431
12.1. Принципиальная тепловая и водорежимная схема энергетического
блока ТЭС на сверхкритические параметры пара. Характеристики
примесей воды 431
12.2. Химический потенциал 440
• 12.2.1. Свободная энергия Гиббса 440
12.2.2. Понятие о химическом потенциале 444
12.2.3. Стандартный химический потенциал 446
12.2.4. Химические потенциалы идеальных газов 447
12.2.5. Химические потенциалы веществ в водных растворах 449
12.2.6. Химические потенциалы в растворах электролитов . .' 450
12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 451
12.3.1. Понятие о растворимости ,. . 451
12.3.2. Уравнение растворимости Шредера И. Ф 453
12.3.3. Влияние электрохимического потенциала на растворимость
веществ 457
12.3.4. Примеры растворимости примеси в водном теплоносителе . . 459
12.3.5. Растворимость газов в воде 463
12.4. Переход примесей из воды в насыщенный пар 465
12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте 475
12.5.1. Основные виды коррозии 475
12.5.2. Химическая коррозия 476
12.5.3. Электрохимическая коррозия. Двойной электрический слой . . 477,
12.5.4. Электрохимическая коррозия в водяном тракте энергетическо-
го блока ' 481
12.5.5. Поляризационная кривая и диаграмма Пурбэ 484
12.5.6. Углекислотиая коррозия 486
12.5.7. Щелочная и кислотная коррозия 487
12.6. Материальный баланс примесей в пароводяном тракте блока и задачи
водно-химических режимов 488
12.6.1. Пути поступления примесей в питательную воду 488
12.6.2. Удаление примесей пз цикла 490
12.6.3. Влияние примесей на работу оборудования 491
12.6.4. Материальный баланс примесей в паровых котлах 491
12.6.5. Задачи водпо-хнмпческих режимов и нормы качества пара
и пиiaicjiыюп воды 493
4 12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 498
12.7.1. Кристаллизация веществ пз раствора 498
12.7.2. Изменение массы отложившейся на стенке примеси во времени 503
12.7.3. Особенности оиюжения примесей в прямоточных котлах СКД 508

8
Оглавлении
12.7.4. Особенности отложения примеси в прямоточном котле докри-
i ического давления 512
12.7.5. Образование отложений в барабанных паровых котлах 516
12.7.6. Факторы, влияющие на скорость образования отложений . . . 525
12.7.7. Структура отложений 531
12.7.8. Химический состав отложений 533
12.8. Контрольные вопросы 536
Глава 13. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
БЛОКОВ 537
13.1. Водно-химические режимы блоков с прямоточными котлами СКД . . 537
13.1.1. Гидразинно-аммиачный водный режим 537
13.1.2. Высокощелочной водный режим 541
13.1.3. Гидразинный водный режим 541
13.1.4. Нейтрально-кислородный водно-химический режим 542
13.1.5. Нейтрально-окислительный водно-химический режим с пере-
кисью водорода (НОВР) 545
13.1.6. Комплексонный водно-химический режим 548
13.2. Водно-химические режимы барабанных котлов 549
13.2.1. Фосфатный режим 550
13.2.2. Бескоррекционный водный режим 551
13.2.3. Комплексонный водный режим 551
13.3. Снижение концентрации примеси в насыщенном парс барабанных
котлов путем промывки пара : . . 552
13.4. Химические очистки и консервация оборудования 555
13.4.1. Предпусковые и эксплуатационные очистки котла 555
13.4.2. Консервация паровых котлов 557
13.5. Упражнение 1.
Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД с учетом вну-
тритрубных отложений 558
13.5.1. Постановка задачи и исходные данные ,. . 558
13.5.2. Методика расчета и анализ полученных данных 560
13.5.3. Расчет температуры стенки обогреваемой трубы 564
13.5.4. Утонение стенки трубы за счет коррозии на внутренней и на-
ружной поверхности грубы 567
13.5.5. Расчет толщины стенки трубы по условиям прочности 569
13.5.6. Расчет скорости образования внутритрубных отложений . . . .571
13.5.7. Приложение.
Результаты расчетов температурного режима труб 574
13.6. Упражнение 2.
Расчет солевых балансов (балансов примеси) барабанных паровых
котлов 574
13.6.1. Расчет солевого баланса котла с одноступенчатой схемой ис-
парения (без промывки пара) 575

ОГЛАВЛЕНИЕ 9
13.6.2. Паровой котел с одноступенчатой схемой испарения с про-
мывкой пара 577
13.6.3. Паровой котел с двухступенчатой схемой испарения (бе* про-
мывки пара) 580
13.7. Паровой котел с двухступенчатой схемой испарения (без промывки
пара); концентрация примеси в котловой воде превышает ее раство-
римость 582
13.7.1. Упражнение 3.
Расчет температурного режима экранных труб барабанного
котла и межпромывочного периода 584
13.8. Контрольные вопросы 589
Литература
590

Предисловие
Учебник «Котельные установки и парогенераторы» написан в соот-
ветствии с типовой программой одноименной учебной дисциплины специ-
альности 10.05 (Тепловые электрические станции) и близок по содержанию
программам аналогичных дисциплин специальностей 10.06 (Технология во-
ды и топлива на ТЭС) и 21.02 (Автоматизация технологических процессов
и производств).
По своему содержанию и построению предлагаемый учебник замет-
но отличается от предыдущего для данной специальности [5]. Это связано
с изменениями в использовании топлив и новыми техническими решениями
в теплоэнергетике, а также с учетом происшедшего пересмотра структуры
типовых учебных планов и появлением новых учебных дисциплин, смеж-
ных с данным курсом.
Основную направленность содержания данного учебника авторы видят
в раскрытии и анализе рабочих процессов, протекающих в энергетических
котлах, что соответствует характеру подготовки специалистов по специаль-
ности 10.05 как инженеров эксплуатационно-наладочного профиля. В на-
чале книги приводится общее устройство парового котла и раскрывается
современное конструктивное выполнение его поверхностей нагрева, позво-
ляющее в дальнейшем на этой основе показать характер аэродинамических,
гидравлических, механических и физико-химических процессов в различ-
ных элементах котла и создание конструкций поверхностей, удовлетворя-
ющих условиям оптимальной их работы.
Раздел, связанный с котельным топливом и технологией его сжигания,
изложен в несколько сокращенном объеме по сравнению с предыдущим из-
данием в части подготовки топлив к сжиганию, поскольку в типовом учеб-
ном плане эти вопросы изучаются в дисциплине «Физические и химические
методы подготовки воды и топлива». Основное внимание в первом разде-
ле книги уделено организации сжигания, конструкции топочных устройств
и экономичности работы парового котла.
В заключение этого раздела учебника рассмотрены принципы тепло-
вого расчета, построение его тепловой схемы. Более развита глава, излага-
ющая вопросы эксплуатации парового котла, она содержит тепловые харак-
теристики поверхностей котла, процессы с газовой стороны поверхностей
и методы поддержания установленной температуры пара.

Пркднсловпн
11
Исходя из вышеуказанной направленности книги большее развитие по-
лучило изложение гидравлических и физико-химических процессов в раз-
личных элементах парового котла. В отличие от предыдущего издания уси-
лен анализ температурного режима поверхностей нагрева с учетом интен-
сивности тспловосприятия труб и роста внутренних отложений, с позиции
современных представлений изложены процессы коррозии металла, орга-
низация водно-химических режимов для разных типов котлов.
Книга сопровождается большим числом иллюстраций для лучшего
усвоения материала. С учетом учебной направленности книги приведен-
ные иллюстрации в известной мере упрощены для подчеркивания главного,
о чем идет речь в разделе, приводятся принципиальные схемы. В отличие от
предыдущего издания в конце глав для самопроверки приведены контроль-
ные вопросы, а в ряде случаев — численные примеры, которые помогают
получению практических навыков использования полученных знаний.
Написание книги между авторами распределилось следующим обра-
зом: введение, гл. 1-7 — Ю.М.Липов, гл. 8-13 — Ю.М.Третьяков.

Введение
Электрическая станция представляет собой промышленное предприя-
тие для выработки электрической энергии. Основное количество электри-
ческой энергии в России и в большинстве крупных экономически разви-
тых стран мира производят на тепловых электрических станциях (ТЭС),
использующих химическую энергию сжигаемого органического топлива.
Значительную долю электрической энергии вырабатывают во многих стра-
нах мира на электрических станциях, преобразующих теплоту ядерных ре-
акций — атомных электрических станциях (АЭС).
Независимо от типа электростанции электрическую энергию, как пра-
вило, вырабатывают централизованно. Это значит, что отдельные элек-
трические станции работают параллельно на общую электрическую сеть
и, следовательно, объединяются в электрические системы, охватывающие
значительную территорию с большим числом потребителей электрической
энергии. Это повышает общую резервную мощность и надежность электро-
снабжения потребителей, а также снижает себестоимость вырабатываемой
электроэнергии.
Тепловые электростанции. Основным типом тепловой элек-
трической станции на органическом топливе являются паротурбинные элек-
тростанции, которые делятся на конденсационные (КЭС), вырабатывающие
только электрическую энергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназна-
ченные для выработки тепловой и электрической энергии.
Централизованное снабжение теплом крупных городов и поселков в ви-
де горячей воды и пара низкого давления значительно повышает эффектив-
ность использования энергии сжигаемого топлива и улучшает состояние
воздушного бассейна в зоне городов.
Паротурбинные электростанции выгодно отличаются возможностью
сосредоточения огромной мощности в одном агрегате, однако эффектив-
ность использования теплоты сжигаемого органического топлива не столь
высока (рис. В.1), и прежде всего, в силу физических свойств рабочего
вещества энергетических установок — воды и пара.
Основными тепловыми агрегатами паротурбинной КЭС являются па-
ровой котел и паровая турбина (рис. В.2). Паровой котел представляет со-
бой систему поверхностей нагрева для производства пара из непрерыв-
но поступающей в него воды путем использования тепла, выделяющего-
ся при сжигании топлива. Поступающую в паровой котел воду называют

ВВКДКНШ:
13
рис. В.1. Эффективность преобразо-
вания энергии топлива в электриче-
скую энергию:
Тл — топливо; ПК — паровой котел;
Пе — пароперегреватель; ПТ — паро-
вая турбина; ЭГ — электрогенератор.
Перегретый пар
Перегретый пар
Пар после промежуточного
Зала, шлаки перегрева . j
12' ' ~
г-Ш
L^fcl
■€F
а)
Рис. В.2. Простейшая тепловая схема КЭС а) и ТЭЦ б):
1 — паровой котел; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 - конден-
сатор; 5 — конденсатный насос; 6 — питательный насос; 7 — ПНД; 8 — ПВД; 9 —
деаэратор; 10 — подогреватель сетевой воды; 11 — промышленный отбор пара; 12 -
водоподготовительная установка.
питательной водой. Питательная вода в котле подогревается до температу-
ры насыщения, испаряется, а полученный насыщенный пар затем перегре-
вается.
Полученный перегретый пар высокого давления поступает в турби-
ну, где его тепловая энергия превращается в механическую энергию вра-
щающегося вала турбины. С последним связан электрический генератор,
в котором механическая энергия на основе закона Фарадея превращается
в электрическую.

14
BBl ЛИНИИ
На современных КЭС с агрегатами единичной хлектрйческой мощно-
сти 100 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара, при ко-
тором частично отработавший пар из промежуточных ступеней турбины
возвращают в паровой котел. Обычно применяют однократный промежу-
точный перегрев пара (рис. В.2,а), обеспечивающий заметное повышение
работоспособности пара. В отдельных установках большой мощности при-
меняют двойной промежуточный перегрев. Промежуточный перегрев пара
увеличивает КПД турбинной установки и соответственно снижает удель-
ный расход пара на выработку электроэнергии и расход топлива в паро-
вой котел. Промежуточный перегрев пара снижает также влажность пара
в последних ступенях низкого давления турбины и, тем самым, уменьша-
ет эрозионный износ лопаток. Отработавший пар из турбины поступает
в конденсатор, где теплота конденсации пара (значительная часть тепловой
энергии пара) передается охлаждающей воде и далее рассеивается в окру-
жающей среде. Полученный конденсат перекачивают конденсатными на-
сосами через подогреватели низкого давления в деаэратор,, где конденсат
доводится до кипения при давлении деаэратора, освобождаясь при этом
от растворенных в воде газов (главным образом от коррозионно-опасных
кислорода и углекислоты). Сюда же поступает очищенная добавочная вода,
компенсирующая потери пара и конденсата в цикле. Из деаэратора вода
питательным насосом через подогреватели высокого давления подается
в паровой "котел под давлением, превышающим давление пара на выходе
из котла. Подогрев конденсата в подогревателях низкого давления и пита-
тельной воды в подогревателях высокого давления производится теплотой
конденсирующегося пара, отбираемого из ступеней турбины. Этот процесс
называют регенеративным подогревом воды. Регенеративный подогрев за-
метно повышает КПД паротурбинной установки. Таким образом, на КЭС
(рис. В.2,а) паровой котел в основном питается конденсатом производимого
им пара.
Принципиальная схема ТЭЦ (рис. В.2,б) отличается от вышеописанной
схемы КЭС дополнительным отбором части пара из промежуточных ступе-
ней турбины на теплофикацию жилого района (получение горячей воды),
а также на производственные нужды. При этом уменьшается расход пара
в конденсатор и связанные с ним тепловые потери.
В число устройств и механизмов, обеспечивающих работу парового
котла, входят: топливоприготовительное оборудование, питательные насо-
сы, дутьевые вентиляторы, подающие в котел воздух для горения, ды-
мососы, служащие для удаления продуктов сгорания через дымовую тру-
бу в атмосферу, и другое вспомогательное оборудование, необходимое для
обеспечения эксплуатации котла. Паровой котел вместе с комплексом пере-
численного оборудования составляют котельную установку. Следователь-
но, понятие «котельная установка» шире понятия «паровой котел». .

Введнннн
15
Современная мощная котельная установка представляет собой слож-
ное техническое сооружение, в котором все рабочие процессы полностью
механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы
ее оснащают автоматической защитой от аварий.
Тенденции развития паровых котлов — это увеличение единичной мощ-
ности, повышение начального давления пара и его температуры, примене-
ние промежуточного перегрева пара, полная механизация и автоматизация
управления, изготовление и поставка оборудования крупными блоками для
облегчения и ускорения монтажа.
С применением пара сверхкритического давления (р = 25,5 МПа) и пе-
регрева пара (£п#п — 545 — 565°С), развитием регенерации тепла тепловая
экономичность ТЭС приблизилась к своему термодинамическому пределу
(КПД около 42%). Дальнейшее повышение начальных параметров пара уже
мало повышает тепловую экономичность паротурбинных блоков, но силь-
но увеличивает их стоимость из:за применения более высоколегированных
и дорогостоящих сталей. Осложняется при этом и сохранение уже достиг-
нутых показателей надежности.
Исходя из обеспечения электроэнергией резкопеременных потребно-
стей в ней в пределах суточного и недельного графиков необходимым ста-
новится создание маневренного энергооборудования, позволяющего изме-
нить нагрузку многократно в течение недели и за короткое время. Этим
задачам отвечают комбинированные парогазовые установки (ПГУ), пред-
ставляющие различное сочетание паротурбинной (ПТУ) и газотурбинной
(ГТУ) установок. Наиболее распространенными являются ПГУ с низкона-
порным и ПГУ с высоконапорным парогенератором, ПГУ с пиковой ГТУ,
позволяющие расширить маневренность энергетических установок и повы-
сить эксплуатационный КПД на 4-5% по сравнению с ПТУ.
В комбинированной ПГУ с низконапорным парогенератором (рис. В.З)
высокотемпературные газы после ГТУ (450-500°С) поступают в топку кот-
ла, куда дополнительно поступают подготовленное для сжигания котельное
топливо и часть горячего воздуха. Другая часть горячего воздуха использу-
ется для подогрева поступающей в котел воды. В этой схеме паротурбинная
часть установки может работать как самостоятельно (при остановленной
газовой турбине), так и в комбинированном варианте. Газотурбинная уста-
новка используется для выработки дополнительной электроэнергии в часы
пиковой нагрузки. Она обладает высокой маневренностью, быстрым набо-
ром мощности (пуск в работу на полную мощность за несколько минут)
и работает от 500 до 2 000 час. в году. Низконапорный парогенератор (паро-
вой котел) может работать на твердом топливе или мазуте, газовая турби-
на — на природном газе или жидком топливе. Электрическая мощность ГТУ
составляет около 1/3 мощности ПГУ Так ПГУ-450Т имеет ПТУ мощностью
300 МВт и ГТУ мощностью 150 МВт.

16
ВВИДЕНИЕ
К.
2
J
л
®
/
1
ч4
Рис. В.З. Комбинированная ПТУ с низконапорным парогенератором:
1 — забор воздуха; 2 — компрессор; 3 — ввод топлива; 4 — газовая турбина; 5 — камера
сгорания; 6 — паровой котел; 7 — газовый тракт; 8 — паровой тракт; 9 — замкнутый
воздушный контур; 10 — дутьевой вентилятор; 11 — воздухоподогреватель; 12 —
паровая турбина; 13 — электрогенератор; 14 — конденсатор; 15 — конценсатный
насос; 16 — водовоздушный теплообменник (регенератор); 17 — запорное устройство
(задвижка).
Рис. В.4. Принципиальная схема
ПГУ с высоконапорным котлом: обо-
значения тс же, что и на рнс. В.З;
18 — водогазовый теплообменник
(регенератор).
На рис. В.4 показана схема комбинированной ПГУ с использовани-
ем высоконапорного парогенератора, который вырабатывает пар высоких
параметров (13,8 МПа, t — 545°С) и обеспечивает работу паровой тур-

Введении
17
бины. Продукты сгорания после прохождения поверхностей парогенерато-
ра с достаточно высоким давлением (р = 0,8 - 1 МПа) и температурой
750-800°С направляются к газовой турбине, которая дополнительно вы-
рабатывает электрическую энергию. В результате такого сочетания более
эффективно используется тепловая энергия топлива для получения элек-
троэнергии. КПД комбинированной ПГУ на 4-6% выше, чем обычного па-
ротурбинного энергоблока, снижаются капиталовложения в установку.
Из рассмотрения принципиальных схем производства электрической
энергии на тепловых электростанциях следует, что паровой котел или паро-
генератор является обязательным элементом схемы, при том одним из глав-
ных, обеспечивающим концентрированное производство тепловой энергии.

Часть I
КОНСТРУКЦИИ ПАРОВЫХ
КОТЛОВ. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВ
И ОРГАНИЗАЦИЯ
ЭКСПЛУАТАЦИИ КОТЛОВ

Глава 1
КЛАССИФИКАЦИЯ И ТИПЫ
ПАРОВЫХ КОТЛОВ
1.1. Паровой котел — общее устройство и определения
Паровой котел ТЭС служит для преобразования химически связанной
тепловой энергии сжигаемого топлива в потенциальную энергию перегре-
того пара высокого давления и температуры на основе использования за-
конов теплопередачи от высокотемпературных продуктов сгорания топлива
к рабочей среде (воде, пару), протекающей внутри поверхностей нагрева.
Простейшим котлом, производящим насыщенный пар низкого давле-
ния, является цилиндрический котел (рис. 1.1, а)), имевший топку с колос-
никовой решеткой, на которой сжигался сортированный кусковой уголь,
(слоевое сжигание топлива), а воздух для горения поступал снизу через
решетку. Поверхностью нагрева являлась нижняя часть горизонтального
цилиндра (барабана), диаметром 1,2-1,6 м и заполненного на 3/4 объема
водой, которую омывали горячие газы после сжигания угля. Котел имел са-
мую простую конструкцию, но при этом выдавал относительно небольшое
количество насыщенного пара и имел низкий КПД из-за высокой темпера-
туры газов, уходящих из котла (200-300°С).
Развитием этого типа котла стала серия водотрубных котлов. Эти кот-
лы характеризуются развитием тепловоспринимающей поверхности, вы-
полненной в виде большого количества труб малого диаметра (80-60 мм),
находящихся непосредственно в потоке горячих газов (рис. 1.1, б), в). В ре-
зультате значительно возросли паропроизводительность котла и давление
насыщенного пара, большая доля тепла газов использовалась полезно на
нагрев и испарение воды. В конструкции (рис. 1.1, в) в опускном газоходе
после выхода из теплообменной трубной поверхности впервые установле-
на трубная змеевиковая поверхность для подогрева поступающей в барабан
воды — экономайзер. В нем уходящие газы дополнительно отдают тепло
воде, имеющей достаточно низкую температуру, и удаляются из котла при
температуре 150-180°С, что привело к повышению КПД котла.
Современным типом котла являются вертикально-водотрубные котлы
с факельным сжиганием топлива (рис. 1.1, г), в которых горение топлива

22
Гл лвл 1
\ п п и
\ & \ Г"
//////////////////////////////////////////////////
д)
г)
Рис. 1.1. Развитие типов водотрубных
барабанных котлов: а) — цилиндриче-
ский; б) — камерный горизонтально-водо-
трубный; в) — двухбарабанный верти-
кально-водотрубный; г) — однобарабан-
ный факельный вертикально-вод отруб-
ный; д — прямоточный; 1 — топка; 2 —
барабан-сепаратор; 3 — нижний барабан;
4 — выход пара; 5 — раздающая водяная
камера; о' -- коллектор; 6 — трубы ко-
тельных пучков; 6' — трубы настенных
экранов; 7 — экономайзер; 8 — паропе-
регреватель; 8' — настенный ленточный
пароперегреватель; 9 — воздухоподогре-
ватель; 10-- колосниковая решетка; 11 —
горелка; 12 — вход воды в котел.

1.1. Паровой котил - оыцне устройсчво и определения 23
осуществляется во взвешенном состоянии в большом свободном объеме
топочной камеры, все стены которой закрыты вертикальными трубами. Эти
трубы (топочные экраны) интенсивно обогреваются, в них нагревается и
частично испаряется вода при высоком давлении. Насыщенный пар из ба-
рабана поступает в змеевиковую поверхность пароперегревателя.
Подача топлива и воздуха для сжигания производится через горелки -
устройства, обеспечивающие необходимое смешение топлива и воздуха в
топочном объеме по выходе из горелки. При этом уголь для его сжигания в
объеме топки предварительно измельчается до состояния мелкой взвешен-
ной в воздухе пыли. Для улучшения сжигания топлива воздух подогревается
в опускном газоходе котла в трубчатой поверхности воздухоподо-
гревателя,, что приводит к дополнительному снижению температуры
газов на выходе из котла и повышению степени сгорания топлива.
Таким образом, получение перегретого пара из воды при докритиче-
ском давлении (ДКД) характеризуется последовательным протеканием сле-
дующих процессов: подогревом питательной воды до температуры насы-
щения или близкой к ней температуры, парообразованием и отделением
насыщенного пара в барабане и, наконец, перегревом полученного пара до
заданной температуры. Эти процессы имеют четкие границы раздела и осу-
ществляются в трех типах теплообменников, называемых поверхностями
нагрева: экономайзерной, испарительной (парообразующей) и пароперегре-
вательной.
Дальнейшим развитием типов паровых котлов явилось создание так на-
зываемых прямоточных котлов (рис. 1.1, д). Такой котел не имеет барабана,
в нем вода, а затем пароводяная смесь и пар (называемые вместе рабочей
средой) последовательно проходят все поверхности нагрева котла. Здесь нет
четкой границы между экономайзерной, испарительной и перегревательной
поверхностями и при переменных нагрузках происходит перераспределение
их размеров.
В отличие от барабанного типа котла прямоточные котлы могут ра-
ботать и при сверхкритическом давлении рабочей среды, при котором нет
процесса испарения и исключается явление сепарации пара от воды. Та-
ким образом, при сверхкритическом давлении (СКД) нет необходимости в
барабане-сепараторе.
В целях непрерывного отвода тепла и обеспечения нормального тем-
пературного режима металла поверхностей нагрева рабочая среда внутри
труб — вода в экономайзере, пароводяная смесь в парообразующих трубах
(или среда переменных теплофизических характеристик при СКД в ЗФП)
и перегретый пар в пароперегревателе — движется непрерывно.
По конструкции типовой паровой котел чаще всего имеет П-образный
профиль, в котором выделяются следующие три основных элемента (газо-
хода):

24
Гллвл 1
— топочная камера (топка), в которой во взвешенном состоянии сжи-
гается органическое топливо и создается наиболее высокая температура
продуктов сгорания. Тепловоспринимающие поверхности в виде труб (то-
почные экраны) расположены на ограждающих камеру стенах из огнеупор-
ных материалов и получают теплоту из газового объема за счет радиации
(радиационный теплообмен);
— горизонтальный газоход, где движение газов от подъемного изме-
няется на горизонтальное. В объеме этого газохода располагаются поверх-
ности пароперегревателя, в которых имеет место вначале (на выходе из
топки) радиационно-конвективный, а затем, в основном, конвективный теп-
лообмен между газовыми продуктами сгорания (газами) и рабочей средой
внутри труб;
— конвективная шахта, где газы имеют опускное движение, а объем
шахты заполнен плотными пакетами поверхностей промежуточного паро-
перегревателя и экономайзера. Здесь развит конвективный теплообмен.
В нижней части конвективной шахты часто располагают поверхность
воздухоподогревателя. Эта поверхность обеспечивает более глубокое охла-
ждение газов перед их удалением в окружающую среду и нагрев воздуха,
необходимый для интенсивного горения топлива и его полного сжигания
за короткое время пребывания газов в топке. В котлах большой мощности
воздухоподогреватель выносят за пределы опускной конвективной шахты и
выполняют другой (более компактной) конструкции в виде вращающегося
на оси плоского цилиндра с внутренней теплообменной поверхностью в
форме тонких пластин (регенеративный вращающийся воздухоподогрева-
тель).
Тепловосприятие рабочей среды в поверхностях нагрева, расположен-
ных в указанных газоходах котла, распределяется следующим образом: в
экранах топочной камеры — 45-50%, горизонтальном газоходе — около 20%,
в конвективной шахте — 30-35%, в том числе воздуха в воздухоподогрева-
теле — около 10% общего полезного тепловосприятия от газового потока.
Как видно, наибольшее количество теплоты рабочая среда получает в по-
верхностях топочного экрана.
1.2. Классификация паровых котлов
По способу организации движения рабочей среды в поверхностях то-
почных экранов все конструкции паровых котлов разделяются на три ти-
па: с прямоточным движением (рис. 1.2, я), с естественной циркуляцией
(рис. 1.2,6) и с принудительной циркуляцией (рис. 1.2, в). Движение воды
в поверхности экономайзера и пара в пароперегревателе во всех паровых
котлах однократное (прямоточное) и происходит за счет избыточного дав-

1.2. Классификация паровых коглов 25
РНК
-^^^ПЯЛГ^ЛШ^^ЧАЛЛ0-
п.н.
эк
т. э.
а)
Пе
и и
-*- П.П.
РПК
п.н. и^и
б)
РПК
эк ,
в)
Рис. 1.2. Схема водопарового тракта котла: а) — прямоточного; в) — барабанного с
естественной циркуляцией; в) — барабанного с принудительной циркуляцией; П.Н —
питательный насос; РПК — регулятор питания котла; ЭК — экономайзер; т.э —
топочные экраны; Пе — пароперегреватель; п.п — перегретый пар; ОП — опускные
грубы; НПЦ — насос принудительной циркуляции; Б — барабан; Пр — вывод из
барабана части воды (продувка).
ления, создаваемого питательным насосом перед входом воды в паровой
котел.
Прямоточной паровой котел. Прямоточный котел характери-
зуется последовательным включением и однократным прохождением ра-
бочей средой всех поверхностей нагрева (рис. 1.2, л). Вода, поступающая

26
Гллвл 1
в экономайзер, с практически тем же расходом проходит одним ходом все
поверхности, включая топочные экраны, полностью испаряется и затем
в виде перегретого пара покидает котел и по паропроводу направляется
к турбине. В такой конструкции котла при переменных режимах работы из-
меняются размеры зон нагрева и испарения воды и нагрева пара, что влияет
на выходные параметры пара (прежде всего его температуру). Известная
стабилизация параметров обеспечивается поддержанием постоянного со-
отношения между расходом топлива (тепловыделением) и расходом воды.
Ввиду этого прямоточный котел требует применения более совершенной
быстродействующей системы автоматического регулирования.
В паровых котлах сверхкритического давления переход рабочей среды
из состояния воды в состояние пара по мере получения теплоты характери-
зуется плавным изменением плотности, теплоемкости и других физических
показателей среды, которые постепенно приближаются к характеристикам
пара. Эта зона преобразования воды в пар называется зоной фазового пере-
хода (ЗФП). По своим задачам ЗФП соответствует области парообразования
при ДКД.
При движении воды и пара возникают гидравлические сопротивления,
которые преодолеваются избыточным напором питательного насоса. При-
ближенно полное гидравлическое сопротивление рабочего тракта прямоточ-
ного котла СКД составляет /\риАС = (0,2 — 0, 25)р„.п, в том числе сопротив-
ление тракта пароперегревателя — 0,1рпп и экономайзера — (0,02-0,03)рп.п,
где рп.п — давление перегретого пара. Таким образом, если давление пере-
гретого пара рпп = 25,5 МПа, то давление питательной воды на входе в
котел (в его экономайзер) составитр'эк = 1, 22рпм = 1, 22-25, 5 = 31,1 МПа.
Компоновка поверхностей нагрева в прямоточном паровом котле по-
казана на рис. 1.3. Поверхность экономайзера в конвективной шахте обес-
печивает нагрев поступающей из турбинного отделения питательной воды
до температуры, близкой к насыщению при рабочем давлении воды. По-
сле прохождения поверхности экономайзера питательная вода поступает в
нижние коллекторы топочных экранов.
Окончательный догрев воды до кипения происходит в топочном экране
(радиационный экономайзер). Полное экранирование стен топочной камеры
достигается в этом случае соединением нескольких самостоятельных пане-
лей из труб, по которым организуется последовательное движение рабочей
среды. По высоте топочная камера разделяется на две или три части (на
рис. 1.3 — две таких части) с перемешиванием потока рабочей среды (вы-
равниванием температур). В каждой из частей конструкция экранирующих
панелей может быть различной.
В прямоточном котле экранируются панелями из пароперегреватель-
ных труб также боковые стены горизонтального газохода, поворотной ка-
меры и потолочное перекрытие котла (на рис. 1.3 не показано), после чего

.2. Классификация паровых кошт
27
Рис. 1.3. Конструкция прямоточного парового котла: обозначения ге же, что и на
рис. 1.1; кроме того: 13- шпрмовои пароперегреватель; 14 - дутьевой вентилятор;
15 — колонны когла; 16 - - крепежные балки; 17 -•- подвески поверхностей котла.

Рис. 1.4. Котельная установка с барабанным паровым котлом при сжигании твердого топлива:
I барабан. 2- опускные тр>бы из барабана, 3— экранные подъемные трубы, 4— экономайзер; 5— пароперегреватель. 6 воздухо-
подогреватель; 7— горел очное устройство; 8— пароохладитель: 9— указатель уровня воды; 10— манометр; 11— предохранительный кла-
пан, 12— главная паровая задвижка; 13- углеразмольная шаровая барабанная мельница; 14— сепаразор пыли; 15— пылевой циклон,
16— транспортер сырого угля: 17— бункер сырого угля; 18— пигатель сырого угля; 19— клапан для пропуска угля и пыли; 20— бункер
пыли: 21— реплятор подачи пыли; 22— мельничный вентилятор; 23— короб горячего воздуха; 24— воздухозаборник; 25— дутьевой
вен шля юр. 26 скр\'берпый золоуловшель; 27 дымосос, 28 дымовая груба; 29 шлакопр'иемник; 30 капал шдако-пли золоуло-
втеля 31 - колонны каркаса котла; 32—-непрерывная продувка из барабана; 33— продувка нижних коллекторов поверхностей нагрева.
34— трубопровод питательной воды; 35— питательный регулирующий клапан

1.2. Классификация паровых коглои
29
пар на котлах большой мощности поступает в полурадиационную (шир-
мовую) поверхность, в которой плоские ширмы созданы большим числом
труб малого диаметра в одном ряду. Затем пар поступает в конвективную
змесвиковую поверхность перегревателя, состоящую из поперечных рядов
труб, многократно согнутых U-образно, откуда пар, достигший окончатель-
ной температуры, направляется в паровую турбину.
В указанной конструкции котла после экономайзера использован ре-
генеративный вращающийся на вертикальной оси воздухоподогреватель, в
котором газы отдают тепло металлическим пластинам (теплообменной по-
верхности) в одной половине корпуса воздухоподогревателя, а затем нагре-
тый металл отдает тепло воздуху в другой его половине (см. раздел 2.4.2).
Отсутствие необходимости отделения пара от воды в рабочем тракте
котла позволяет использовать его не только при докритическом, но и при
сверхкритическом давлении рабочей среды. В связи с этим прямоточные
котлы являются универсальными, применимыми для любых давлений пара
и в настоящее время широко используются в энергетике.
Паровые котлы с естественной циркуляцией. От-
личительной конструктивной особенностью такого котла является наличие
барабана (рис. 1.2,6), выполняющего роль сепаратора пара из потока паро-
водяной смеси, поступающей в него из топочных экранов.
Барабан котла вместе с системой необогреваемых опускных труб, вы-
ходящих из него, и подъемных (экранных) труб внутри топочной камеры
образует замкнутый циркуляционный контур, в котором при горении топ-
лива в топке организуется движение воды (опускные трубы) и пароводяной
смеси (подъемные трубы). Движение рабочей среды происходит за счет
возникновения естественного напора, определяемого разностью гидроста-
тических давлений массы воды и пароводяной смеси в опускных и подъ-
емных трубах и названного движущим напором естественной циркуляции
(см. рис. 1.2):
SaB = Hn{pon-pcJg, (1.1)
гДс рот Рем ~~ соответствующая плотность воды в опускных трубах и сред-
няя плотность пароводяной смеси в подъемных трубах, кг/м3, д — ускорение
свободного падения, м/с2; Яп — высота паросодержащей части контура, м.
При относительно небольшой разности плотностей воды и пароводя-
ной смеси необходимый движущий напор получают увеличением в высоту
контура циркуляции.
Конструктивное выполнение парового котла с естественной циркуля-
цией показано на рис. 1.4. В этом типе котла вода после конвективного
экономайзера поступает в барабан и там смешивается с котловой водой,
циркулирующей в замкнутом контуре. Опускные грубы выходят из нижней
части барабана и подают котловую воду в нижние коллекторы топочных

30
Гллвл 1
экранов. Далее, поступая в интенсивно обогреваемые трубы, вода частично
испаряется, и отделившийся затем в барабане насыщенный пар поступает
в поверхности пароперегревателя.
Возникающий в контуре циркуляции движущий напор обеспечивает
движение рабочей среды в подъемных трубах с небольшой скоростью (око-
ло 1 м/с), при этом за один проход через подъемные трубы происходит ча-
стичное испарение воды (от 0,03 до 0,25 кг/кг), поэтому полное испарение
исходного 1 кг воды произойдет при многократном прохождении контура.
Отношение массового расхода циркулирующей воды Go, кг/с, к количеству
образовавшегося пара в единицу времени D, кг/с, называется кратностью
циркуляции:
*„=§. ' (1.2)
В паровых котлах с естественной циркуляцией кратность циркуляции
обычно составляет от 10 до 30. Таким образом, расход воды в контуре
циркуляции в Л'ц раз больше паропроизводительности котла.
Общее сопротивление водо-парового тракта барабанного котла опреде-
ляется гидравлическим сопротивлением при движении воды в трубах эко-
номайзера от входного коллектора до поступления воды в барабан котла —
ДрЭ1< = 0,05рп.п и аналогичным сопротивлением тракта пароперегревателя
от барабана до выхода перегретого пара из котла — ДрПе — (0,1 — 0,15)рп п,
где рп п — давление перегретого пара за котлом, МПа. Такие же значения
имеют Дрпе и Држ в прямоточном котле докритического давления.
Паровые котлы с принудительной циркуляцией.
В парообразующих трубах можно организовать принудительное движение
рабочей среды за счет специального насоса, установленного на опускных
трубах. Такие агрегаты получили название котлов с принудительной цирку-
ляцией (рис. 1.2, в). Движущий напор циркуляции в этом случае в несколько
раз превышает напор естественной циркуляции. Это позволяет увеличить
скорость движения и располагать парообразующие трубы в топке любым
образом (наклонно, горизонтально), исходя из размещения котла в ограни-
ченных но высоте помещениях, и более удобно его конструировать. По-
вышается надежность циркуляции рабочей среды в экранных трубах. Од-
нако значительным оказывается расход электроэнергии на привод насоса
принудительной циркуляции, поэтому в этом случае уменьшают значение
кратности циркуляции до А'ц = 3 — 5.
Наличие в двух последних типах паровых котлов барабана-сепаратора
насыщенного пара позволяем использовать их только при докритическом
давлении, обычно .не более р -- IS МПа. Отечественная энергетика бази-
руется на применении двух типов паровых котлов: прямоточных и с есте-
ственной циркуляцией. В зарубежной практике наравне с прямоточными
широко используются котлы с принудительной циркуляцией.

1.3. Котельная vctahobka
31
Питательная вода, поступающая в котел с температурой 230~270°С
после регенеративного нагрева паром из отборов турбины и термической
обработки в деаэраторе с целью удаления агрессивных газов (см. рис. В.2),
содержит небольшое остаточное количество взвешенных и растворенных
веществ. В прямоточном котле ДКД по мере движения воды в трубах то-
почных экранов увеличивается паросодержание потока и соответственно
повышается концентрация примесей в оставшейся воде, в результате чего
начинается выпадение твердой фазы на внутренних стенках труб (накипь
из солей жесткости, окислы металлов, прежде всего железа). Малая теп-
лопроводность отложений (в десятки раз меньше теплопроводности стали)
ухудшает теплоотдачу от стенки к воде, и при интенсивном обогреве труб
возможен их перегрев. Под воздействием внутреннего давления это может
привести к разрыву труб.
В прямоточных котлах СКД обеспечивают высокую степень очистки
питательной воды, близкой к качеству пара, в этом случае переходную зо-
ну от воды к пару (зону фазового перехода) оставляют в топочной камере,
но размещают в области более низких тепловых потоков. В котлах с есте-
ственной и принудительной циркуляцией при относительно малом паро-
образовании в подъемных трубах экранов заметных отложений на стенках
труб не допускается. Исключение накопления примесей в котловой воде
достигается выводом небольшой части более загрязненной котловой воды
из барабана (непрерывная продувка).
1.3. Котельная установка
Паровой котел вместе с совокупностью оборудования, абеспечива-
ющего его работу, называется котельной установкой. В состав котельной
установки, кроме парового котла, входят оборудование топливоприготовле-
ния, тягодутьевая установка и устройства золоулавливания газовоздушного
тракта котла, питательные насосы и регулирующие устройства питатель-
ного тракта, электродвигатели и системы управления и защиты парового
котла.
На рис. 1.4 показана котельная установка с барабанным паровым кот-
лом относительно небольшой паропроизводительности при сжигании твер-
дого топлива. Рядом с котлом располагаются система пылеприготовления
из поступающего на станцию кускового топлива, тягодутьевая установка,
обеспечивающая подачу воздуха в котел и отвод продуктов сгорания по-
сле их очистки в дымовую трубу. К обслуживанию котельной установки
относят питательные насосы, подающие воду в котел, которые по техно-
логической схеме расположены в турбинном отделении (см. рис. В.2). На
рис. 1.4 этот тракт начинается с питательных магистралей, пришедших из
турбинного отделения. К котельной установке относится также система дре-

32
Гллвл 1
нажей коллекторов и непрерывной продувки из барабана с оборудованием
для использования теплоты этих потоков (сепараторы, теплообменники).
Топливо сжигается во взвешенном состоянии в большом объеме топоч-
ном камеры, стены которой закрыты (экранированы) одним рядом плотно
расположенных труб, внутри которых течет вверх в барабан кипящая во-
да и насыщенный пар высокого давления. В барабане большого диаметра
(1,6 ч-2,0 м) происходит их разделение. Далее насыщенный пар поступает в
пароперегреватель, состоящий из большого числа согнутых U-образно труб
(змеевиков), диаметром 32-42 мм и образующих два змеевиковых пакета,
после чего пар поступает в главный паропровод и направляется к турбине.
Продукты сгорания по выходе из перегревателя при температуре око-
ло 700°С омывают змеевиковые трубные поверхности экономайзера ана-
логичной конструкции. Нагрев воздуха, поступающего в горелки топки,
происходит в трубчатом воздухоподогревателе, где обеспечено перекрест-
ное движение воздуха по отношению к газам. Он состоит из большого
количества вертикальных труб диаметром 40 мм, внутри которых движутся
горячие газы, а снаружи между трубами в поперечном направлении переме-
щается воздух. Многократность пересечения газовых труб воздухом обес-
печивается установкой промежуточных трубных досок и коробов воздуха,
перебрасывающих поток воздуха в следующий проход.
Продукты сгорания после воздухоподогревателя называют уходящими
газами; их температура 120-160°С. Дальнейшая утилизация теплоты про-
дуктов сгорания становится экономически нецелесообразной.
Котел для сжигания твердого топлива имеет в нижней части топки
устройство для удаления шлаков, образующихся в зоне ядра горящего факе-
ла. Для охлаждения шлаков выполняют сближение двух противоположных
экранов топки, охлаждаемых изнутри на этом участке водой. Это устрой-
ство называется холодной воронкой. При сжигании газа и мазута этой про-
блемы нет и нижняя часть топки имеет горизонтальный под, выложенный
огнеупорным материалом.
Обмуровка стен топочной камеры и газоходов крепится к специаль-
ному каркасу котла, который принимает на себя также вес металла всех
поверхностей нагрева, коллекторов и барабана.
1.3.1. Топливоприготовление
Топливоприготовление включает в себя комплекс элементов оборудова-
ния и механизмов транспорта, обеспечивающих непрерывную подачу под-
готовленного для сжигания топлива в горелки парового котла.
Подготовка твердого топлива происходит в две стадии: сначала дробле-
ние кусков топлива в дробилках до максимального размера частиц 15-25 мм
(дробленка), а затем размол дробленки в углеразмольных мельницах до

1.3. Котельная установка
33
мельчайшей угольной пыли (пылеприготовление). Последняя стадия про-
исходит непосредственно для данного котла в котельном отделении, и обо-
рудование пылеприготовления включается в состав котельной установки.
На рис. 1.5 показаны наиболее характерные варианты схем пылепри-
готовления с различными углеразмольными мельницами. Наиболее универ-
сальной, применимой для всех видов топлив и всего диапазона их твердости
при размоле (показатель размолоспособности) является схема с шаровой ба-
рабанной мельницей (ШБМ), в которой размол топлива происходит при ее
вращении за счет массы металлических шаров (рис. 1.6, а). Поскольку ШБМ
не экономична при частичной загрузке топливом, в схеме предусмотрено от-
деление готовой пыли в циклоне и хранение ее в специальном бункере пыли,
после которого питатели пыли (регуляторы расхода) обеспечивают подачу
необходимого количества пыли в горелки котла в соответствии с его теп-
ловой мощностью. Указанная схема более полно представлена на рис. 1.4.
После отвода основного потока горячего воздуха в горелки (7) оставшаяся
часть горячего воздуха (первичный воздух) направляется в углеразмольную
ШБМ (13). В нее из питателя (18) поступает сырое топливо (дробленка).
В мельнице в процессе размола происходит испарение влаги из топлива,
и затем пыль выносится увлажненным воздухом из мельницы и поступает
в сепаратор (14), где отделяются и возвращаются назад, в мельницу гру-
бые фракции пыли. В циклоне (15) пыль отделяется от транспортирующего
агента и поступает в бункер пыли (20), а влажный воздух с температурой
70-130°С и остатками тонкой пыли (8-10%) нагнетается мельничным вен-
тилятором (22) в пылепроводы к горелкам, куда из питателя (21) поступает
пыль для сжигания в топке.
В последнее время создана модернизированная система подачи уголь-
ной пыли от бункера пыли к горелкам на основе высокой концентрации
пыли в пылепроводе.
Установлено, что пыль в смеси с небольшим количеством воздуха (при
содержании воздуха 0,02 ~ 0,03 кг/кг пыли) образует эмульсию, которая,
подобно жидкости, легко транспортируется (течет как жидкость) по трубо-
проводам. Это положительное свойство используется при транспорте пыли
после питателя пыли к горелкам. Вместо обычной концентрации пыли в
потоке первичного воздуха 0,4-0,6 кг пыли на 1 кг воздуха по этому методу
концентрация пыли составляет 30-60 кг/кг воздуха. Подача пыли произ-
водится сжатым воздухом при его расходе всего 0,1-0,3% общего расхода
воздуха в горелки по трубопроводам малого диаметра (80-100 мм). Распыл
подаваемой пыли первичным воздухом осуществляется непосредственно
в горелке. При этом ликвидируется громоздкая система пылепроводов диа-
метром 300-500 мм от бункеров пыли к горелкам, обеспечивается равномер-
ность раздачи пыли по горелкам, резко снижается удельный расход энергии
на пневмотранспорт.
2 Котельные установки

34
Гллвл I
j<
17
U-10 ГУ
Щ\
15
ч
12
^S 9Т
14
_Z
^
т
13
в)
-t<
17
1Ь
12
и
15
14
/
КС
13

1.3. К01ЫЫ1ЛЯ УСТАНОВКА
35
Рис. 1.5. Варианты схем пылеприготовления: а — с шаровой барабанной мельницей;
б — с молотковой мельницей и инерционным сепаратором; в — с валковой сред-
нсходной мельницей; г — с мельницей-вентилятором; 1 — бункер сырого топлива
(дробленки); 2 — питатель сырого угля; 3 — углеразмольная мельница; 4 — сепара-
тор пыли; 5 — циклон (пылеотделитель); 6 — бункер пыли; 7 — питатель пыли; 8 —
мельничный вентилятор; 9 — короб-распределитель горячего воздуха; 10 — шахта
предварительной сушки топлива; 11 — барабанный паровой котел; 12 — горелка кот-
ла; 13 — дутьевой вентилятор; 14 — тракт горячего воздуха; 15 — тракт первичного
горячего воздуха; 16 — отбор топочных газов на сушку топлива; 17 — фанспортер
подачи сырого топлива со склада.
В схеме пылеприготовления (рис. 1.5,6) молотковая мельница (ММ)
размалывает топливо билами при большой скорости вращения ротора мель-
ницы (рис. 1.6,6). Рациональным является использование в ней бурых и
каменных углей средней и малой твердости при допустимом для сжига-
ния грубом размоле топлива (более крупные частицы пыли). Готовая пыль
после шахтного сепаратора непосредственно поступает в горелки (так на-
зываемая схема с прямым вдуванием пыли в топку котла), регулирование
расхода пыли здесь обеспечивает питатель сырого угля на входе в ММ.
Валковая среднеходная мельница (СМ) в схеме (рис. 1.5, в) обеспе-
чивает размол топлива за счет раздавливания кусков топлива валками на
вращающемся плоском столе (рис. 1.6,в). Ее применение рационально для
достаточно сухих каменных углей с незначительным вкраплением очень
твердых фракций. Схема пылеприготовления также предусматривает пря-
мое вдувание пыли в топку, но для создания необходимого напора аэро-
2*

36
Глава .1
А-А
Аэропыль
44
mm

1.3. Котельная установка
37
пыли в вихревой горелке после сепаратора предусматривается установка
мельничного вентилятора.
Для размола сильновлажных и мягких бурых углей в схеме (рис. 1.5,г)
применяют мельницу-вентилятор (М-В), которая имеет на одной оси раз-
мольную часть, подобную ММ, и вентилятор, который создает разрежение
на входе в сушильную шахту для подвода сюда горячих топочных газов
(800-1000°С) и напор для подачи аэропыли в горелки (рис. 1.6, г). Осталь-
ная часть схемы подобна предыдущим.
Мазут используется на электростанции как резервное и реже — основ-
ное топливо и хранится в больших мазутных баках, откуда он'подается в
главный корпус к паровым котлам после ряда операций его подготовки.
Приготовление к сжиганию мазута (рис. 1.7, а) состоит в удалении из
него мелких твердых фракций и волокон (фильтрация), нагреве его в паро-
вых теплообменниках до температуры 100—150°С, при которой мазут легко
течет и распыливается затем до мельчайших капель в горелке. Транспорт
мазута из баков-хранилищ к горелкам парового котла обеспечивается дву-
мя группами мазутных насосов, поднимающих давление до 4 МПа. Первая
группа насосов прокачивает мазут через установки его нагрева и очистки,
вторая — подает мазут по трубопроводу в котельное отделение. Для обес-
печения текучести мазута (tM — 70 — 80°С) в баки-хранилища постоянно
поступает рециркулирующая часть нагретого мазута, а также возврат избы-
точного мазута от котлов.
Подготовка к сжиганию природного газа требует наименьшего обо-
рудования и затрат. Газ поступает в газорегуляторный пункт (рис. 1.7,6),
где проходит фильтрацию, затем его давление снижается от давления в
центральной магистрали (5-7,5 МПа), из которой получает газ электро-
станция, до необходимого давления в газопроводах котельного отделе-
ния (0,15 -г- 0, 2 МПа) в дроссельных регуляторах давления. Для гарантии
Рис. 1.6. Конструктивное выполнение углеразмольных мельниц: а) — шаровая ба-
рабанная мельница: 1 — барабан; 2 — опорная цапфа; 3 — входной и выходной
патрубки; 4,5 — большая и малая шестерни привода; 6 — броневые плиты; 7 —
траектория движения шаров; 8 — шаровая загрузка мельницы; 9 — возврат грубых
фракций из сепараторов; б) — молотковая мельница: ,1 — вал мельницы; 2 — би-
лодержателп; 3 — била; 4 — корпус мельницы; 5 — подвод топлива; 6 — подвод
горячего воздуха; 7 — выход пылевоздушпоп смеси; в) — валковая мельница: 1 —
вращающийся стол; 2 — конические валки; 3 — прижимные пружины; 4 — рычаги
валков; 5 — окно подачи топлива; 6 — камера горячего воздуха; 7 — привод вращения
с юла; 8 — выход пылевоздушпоп смеси; г) — мелыпща-вентпляюр; 1 — предвклю-
чепные била; 2 — ротор венгпляюра; 3 — лопатки ротора; 4 - злектродвпгатель; 5
— сепаратор; 6 — лоток возврата 1рубых фракции; 7 — шахта для подачи топлива и
горячего воздуха; 8 — выход пылевоздушпоп смеси.

38 Глава 1
Рис. 1.7. Технологическая схема подготовки к сжиганию жидкого и газового топлива:
а — подготовка жидкого топлива (мазута); б — подготовка газового топлива; 1 — ма-
зутохранилище; 2 — паровой теплообменник; 3 — фильтр; 4,5 — линии рециркуляции
мазута; 6 — подвод пара к теплообменнику; 7,8 — насосы первой и второй ступени
давления; 9 — обратный клапан; 10 — регулятор давления топлива; 11 — измери-
тель расхода топлива; 12 — измеритель давления топлива; 13 — предохранительный
клапан; 14 — быстродействующий клапан.
поддержания заданного давления газа на станции за регулятором устанав-
ливают предохранительные клапаны, сбрасывающие при избытке давления
часть газа в атмосферу. Во избежание прекращения подачи газа на стан-
цию при выходе из строя регулятора основная магистраль имеет вторую
(байпасную) с таким же набором аппаратуры.
Из-за высокой взрывоопасное™ смеси газа с воздухом газопроводы к
каждому котлу оснащены быстродействующими импульсными клапанами,
мгновенно отсекающими подачу газа в аварийной ситуации, а также проду-
вочными линиями («свечами»), позволяющими удалить газ из газопровода
при его отключении и, наоборот, воздух при его вводе в работу.
1.3.2. Работа газовоздушного тракта котла
Газовоздушный тракт — единая система воздушных коробов и газохо-
дов, обеспечивающая подачу воздуха через воздухоподогреватель и горелки

1.3 Котельная усгановка
39
в топку, движение образующихся продуктов сгорания (газов) по газоходам
котла и удаление охлажденных газов в дымовую трубу. Движение воздуха
и газов в зависимости от мощности и размеров котла может быть органи-
зовано за счет естественной или принудительной тяги.
В котлах малой паропроизводительности без организации подогрева
воздуха для горения при относительно короткой длине газоходов (рис. 1.8, а)
возникает небольшое сопротивление при движении газов, которое преодо-
левается за счет естественной тяги дымовой трубы. Естественная тяга или
самотяга Нс, Па, определяется разностью давлений гидростатических стол-
бов атмосферного воздуха снаружи и нагретой газовой среды внутри трубы:
Нс = Лтр(/>в - Рт)9, (1-3)
где /гтр — высота дымовой трубы, м; рв, рГ — плотность холодного воздуха
(при 20-30°С) и газов (при температуре на выходе из котла), кг/м3; д —
ускорение под действием сил земного притяжения, м/с2. В среднем для
трубы высотой 100 м значение Нс — 350 - 400 Па или 35-40 кгс/м2 (35-
40 мм в. ст.).
В котлах большой мощности увеличивается количество трубных по-
верхностей в газовом потоке, появляется подогрев воздуха за счет теп-
ла газов, газоходы значительно удлиняются и имеют как подъемные, так
и опускные участки, где необходимо преодолевать собственную самотягу
газов, направленную вверх. Дополнительно необходимо иметь запас напора
для регулирования расходов. В этом случае сопротивление газовоздушнопг
тракта становится очень большим и не может быть преодолено за счет тяги
дымовой трубы, поэтому организуется принудительное движение воздуха
и газов.
Совместная работа воздушного и газового трактов котла может быть
организована двумя способами. По первому способу (рис. 1.8,5) газовоз-
душный тракт котла включает в себя дутьевые вентиляторы для подачи
атмосферного воздуха под давлением 2,5 — 5 кПа (250 ~ 500 мм в. ст) через
воздухоподогреватели к горелкам и части горячего воздуха в углеразмоль-
ные мельницы. Сопротивление газового тракта котла, а также аппаратов
золоулавливания и газоходов до дымовой трубы преодолевается дымососа-
ми, имеющими напор 2,0-3,5 кПа. В этом случае весь воздушный тракт на
участке «вентилятор-топка» находится под давлением выше атмосферного
(рис. 1.9,<7). Продукты сгорания удаляют из котла дымососами, в связи с
чем топка и все газоходы находятся под разрежением. Такую схему тяги и
Дутья называют уравновешенной. Контрольной точкой, обеспечивающей со-
гласование работы дутьевых вентиляторов и дымососов, является давление
газов на выходе из топочной камеры. Здесь устанавливается и автомати-
чески поддерживается небольшое разрежение (давление ниже атмосферно-

Глава i
Y///////ffrtf/(,
Y////A\
/777777ЛГ
/"
дт
a)
ЖЫ&
\.
ПП
I nc J—<L
ш
Щ
K^K
Vr/^v
-о
эк
&
ВП
.да

1.3. Котельная установка
41
го), составляющее 30-50 Па (3-5 мм вод.ст.). Дутьевой вентилятор подает
столько воздуха, сколько нужно для полного сжигания топлива, а регули-
рующие устройства дымососов изменяют производительность так, чтобы в
верху топки постоянно сохранять указанное небольшое разрежение. Вви-
ду работы всего газового тракта при давлении ниже атмосферного через
неплотности его ограждений происходят присосы окружающего воздуха,
что заметно увеличивает объем перекачиваемых дымососами газов. В сред-
нем доля присосов воздуха AV„pc составляет около 20-30% объема газов Vr,
образующихся в топке при горении топлива.
Транспорт воздуха до топки и продуктов сгорания до выхода в атмо-
сферу можно также обеспечить специальными высоконапорными дутьевы-
ми вентиляторами без применения дымососов (рис. 1.8,в). В этом случае
топка и газоходы будут находиться под некоторым избыточным давлением —
наддувом. Для наглядности на рис. 1.9 показано сопоставление распределе-
ния давления в газовоздушном тракте котельной установки, работающей с
уравновешенной тягой (а) и под наддувом (б). Как видно, весь газовый тракт
котла при наддуве находится под избыточным давлением в сравнении с ат-
мосферным. В этом случае, чтобы исключить проникновение в котельное
отделение токсичных газов, необходимо обеспечить полную газоплотность
всех стен газоходов котла, что достигается переходом на новую технологию
производства настенных экранов и заметно удорожает котел.
Вместе с тем переход на газоплотность тракта исключает присосы воз-
духа и уменьшает объем удаляемых из котла газов. Напор, который создает
высоконапорный дутьевой вентилятор, меньше, чем сумма напоров дутье-
вого вентилятора и дымососа в уравновешенной схеме. Это приводит к
экономии энергии на привод тягодутьевых машин. К тому же высоконапор-
ный дутьевой вентилятор перекачивает объем холодного воздуха, а дымо-
сосы — достаточно «горячих» газов с увеличенным удельным объемом, что
дополнительно снижает затраты энергии на перекачку.
В длительной эксплуатации газоплотного котла в разных его местах
за счет термических напряжений со временем происходит разгерметизация
тракта, исключение которой требует больших постоянных затрат. Поэтому
в эксплуатации используют газоплотные по конструкции поверхности котла
Рис. 1.8. Схемы газовоздушных трактов котлов: а — с естественной тягой; б — с
уравновешенной тягой; в — под наддувом; 1 — воздухозаборник; 2 — короб горячего
воздуха; 3 — присосы холодного1 воздуха; 4 — контроль разрежения на выходе из
топки; 5 — топливозабрасыватель; Б — барабан-сепаратор; ПП — пароперегреватель;
ЭК — экономайзер; ВП — воздухоподогреватель; ДВ — дутьевой вентилятор; ДС —
дымосос; ДТ — дымовая труба; ПС — система пылеприпловления; Г — горелка; Т —
гоночная камера (топка).

42
Глава 1
кПа
I4
S3
Он
<Ь—Ы—N
дв вп-в г
Рис. 1.9. Распределение давления в газовоздушном тракте котельной установки при
наддуве (а) и уравновешенной тяге (б): ДВ — дутьевой вентилятор; ВП-В — воздухо-
подогреватель (воздушная сторона); Г — горелка; ПК — паровой котел; ВП-Г — воз-
духоподогреватель (газовая сторона); ДС — дымосос; ДТ — дымовая труба.
в сочетании с работой по уравновешенной тяге, что также заметно снижает
затраты энергии на тягодутьевые машины за счет исключения присосов.
В то же время исключается проникновение вредных для здоровья людей
газов в помещения электростанции. По выходе из поверхностей котла га-
зовый поток (при сжигании твердого топлива) поступает на золоулавлива-
ющие устройства, где происходит удаление из потока газов 96-99% мелких
твердых частиц золы. Для этих целей используют центробежные скруббе-
ры и батарейные циклоны (удаление частиц на 80-90%), электрофильтры
(с эффективностью 98-99,5%).
1.4. Специальные конструкции котлов
Кроме основных — паровых котлов высокого и сверхкритического дав-
ления, — на ТЭС используются и другие типы котлов, некоторые из них
могут стать прообразом для будущего развития теплотехники.
Пиковые водогрейные котлы (ПВК). Они широко ис-
пользуются на большинстве ТЭЦ в период наиболее низких температур
наружного воздуха (ниже — 12-15°С), когда возникает кратковременная
потребность заметного увеличения отдачи тепла на отопление (от 500 до
1 200 час. в год). Это обычно достигается повышением температуры сетевой
воды циркулирующей между ТЭЦ и городским районом от 100-1 \0°С до

1.4. Специальные конструкции котлов 43
140~150°С, что возлагается на ПВК. Мощность ПВК определяется количе-
ством тепла, передаваемого воде, и называется теплопроызводытельностью
ПВК, значения которой составляют от 50 до 180 Гкал/ч (58-209 МДж/с). Во-
догрейные котлы в основном работают на природном газе и мазуте (меньше
выбросы загрязнений) и реже — на твердом топливе.
Рис. 1.10. Пиковый водогрейный котел КВ-ГМ-180-150: 1 —топка; 2 — газомазутные
горелки; 3 — подвеска боковых экранов, 4 -г газоплотный разделительный экран;
5 — конвективные змеевиковые пакеты; 6 — газоход продуктов сгорания; 7 — вход-
ная и выходная камеры сетевой воды; 8 — устройство для очистки конвективных
поверхностей от загрязнений.
На рис. 1.10 представлен наиболее крупный котел этой серии —
КВГМ-180-150 (котел водогрейный для газа или мазута, теплопроизводи-

44
Глава 1
тельностью 180 Гкал/ч и нагревом воды до 150°С), имеющий Т-образную
компоновку поверхностей нагрева (две опускные конвективные шахты с
обеих сторон топки). Нагрев воды происходит сначала в экранных трубах
топки, а затем в змеевиковых конвективных пакетах, расположенных в па-
раллельных шахтах. Движение воды в поверхностях котла — прямоточное
под напором сетевых насосов, давление воды до 2,4 МПа, максимальный
расход — 123 кг/с (4422 т/ч). Продукты сгорания покидают котел и уходят
в дымовую трубу с температурой 195°С на мазуте и 170°С на газе. Столь
высокая температура газов здесь оправдана малым временем их эксплуата-
ции.
Настенные экраны топки и конвективных шахт — газоплотные, выпол-
нены из труб диаметром 60 х 4 мм, змеевики в конвективных газоходах — из
труб 32 х 3 мм. Топка котла имеет 6 газомазутных горелок (по 3 встречно
на боковых стенах), воздух для горения не подогревается, подается вен-
тиляторами непосредственно в горелки и зимой может иметь температуру
ниже 0°С.
Котлы для сжигания углей в кипящем слое (КС).
Ухудшение качества добываемых углей (повышение зольности и влажно-
сти до значений выше 50-60% массы угля) вызывает затруднения при их
сжигании факельным способом в топочной камере (срыв пламени, шлакова-
ние экранов, затруднения с понижением нагрузки). Организация сжигания
таких топлив в так называемом кипящем слое является развитием ранее
известного способа слоевого сжигания (рис. 1.1,6, в). Для сжигания в КС
поступает дробленый уголь с максимальным размером частиц до 25-30 мм.
На рис. 1.11 показаны наиболее характерные схемы КС, применяющи-
еся сегодня в энергетике. Более широко распространено сжигание топлив
ухудшенного качества в низкотемпературном кипящем слое (рис. 1.11, а).
Топливо подается на слоевую решетку, под которую поступает воздух от
высоконапорного вентилятора. В результате слой топлива взрыхляется (его
высота 0,7-1,0 м и плотность частиц 250-400 кг/м3). При этом частицы раз-
мером менее 6-10 мм выносятся воздухом в верхнюю часть слоя и образуют
второй, так называемый разбавленный слой топлива (высотой до 1,5-2,0 м)
с плотностью частиц в объеме не выше 20-30 кг/м3. Здесь более крупные
частицы оказываются в возвратно-поступательном движении до тех пор,
пока за счет горения не достигнут малых размеров (менее 1 мм) и будут
выноситься далее в объем верхней части топочной камеры, где должны
полностью сгореть. В нижнем плотном слое по мере сгорания топлива на-
капливаются крупные золовые частицы, и массовая доля свежего топлива
обычно составляет 5-7%. Верхняя граница этого слоя поддерживается за
счет постоянного вывода золы за пределы топки.
Поддержание низкотемпературного горения с температурой 850-950°С
обеспечивается размещением в плотном слое топлива поверхности нагрева

1.4. Специальные конструкции коглов
45
8Г)() -('
J С
Воздух 4
а)
~Г
t>
V
■ 3 Воздух
Уголь
2^
z:
,sr>o ('
П
К
7
I Воздух
Воздух
б)
5.
\_
{Воздух
Уголь
2^
X
850 =('
К*
й
Воздух
в)
Рис. 1.11. Варианты схем топок с кипящим слоем: а — низкотемпературный кипя-
щий слой, б — циркуляционный кипящий слой без охлаждения золы, в — то же,
с охлаждением возврата золы в теплообменнике; 1 - питатель топлива; 2 — плот-
ный слой топлива; 3 — разбавленный слой; 4 — короб высоконапорного воздуха;
5 — змеевиковая поверхность нагрева; 6 — горячий циклон; 7 — золопровод; 8 —
теплообменник; 9 — сифон для разжижения золы.
в виде многотрубных змеевиков. Отвод тепла из горящего слоя к трубам
происходит за счет прямого контакта раскаленных частиц топлива и золы
с поверхностью труб (кондуктивный метод теплообмена), который характе-
ризуется высокой интенсивностью — 250-400 Вт/м2К, что в 5-8 раз выше,
чем конвективный теплообмен при омывании труб горячими газами. Однако
недостаток такого способа охлаждения КС связан с довольно интенсивным
износом поверхности труб частицами золы и топлива. В верхней части топ-
ки тепловыделение от догорающих мелких частиц компенсируется отводом
тепла к топочным экранам, и температура газов сохраняется примерно на
том же уровне - 800-900°С.
В результате в кипящем слое можно сжигать топлива с очень низкой
теплотой сгорания при большом содержании балласта в топливе, которые
в обычной топке с факельным способом сжигания гореть не могут. Низ-
кая температура горения исключает шлакование стен топки (температура
начала шлакования обычно больше 950°С), резко снижает возможность об-
разования оксидов азота. Для подавления выброса оксидов серы SO2 в слой
горящего топлива вводят известняк в соотношении Mca/Ms = 2, где Мса и
Ms — масса кальция в известняке и масса серы в поступающем на сжигание
топливе. В результате связывания серы топлива в сульфаты кальция выброс
SO2 с газами может быть снижен в 10 раз.
Топки с кипящим слоем нашли применение при. сжигании отходов уг-
леобогащения (с повышенной зольностью), а также сильнозольных и высо-
косернистых бурых углей на котлах производительностью 10-25 т/ч и выше.
На рис. 1.12 показана конструкция котла, производительностью 75 т/ч при

46
Глава 1
давлении пара 3,9 МПа с низкотемпературным кипящим слоем в нижней
части топки. В плотной зоне КС расположены испарительная и паропе-
регревательная поверхности теплообмена. Движение воды и пароводяной
среды в экранных трубах — принудительное за счет напора циркуляционно-
го насоса. Воздух после высоконапорного дутьевого вентилятора подается
под решетку и имеет расчетную скорость на сечение топки — 4-6 м/с.
- К турбине
{ 22150
Рис. 1.12. Конструкция парового кот-
ла с низкотемпературным кипящим
слоем: 1 -^ разбавленный слой топ-
лива; 2 — объем камерной топки;
3, 4 — змеевиковая паропарегрева-.
тельная и испарительная поверхно-
сти теплообмена; 5 — отвод золы из
плотного слоя; 6 — подача топлива
в слой; 7 — решетка кипящего слоя;
8 — насос принудительной циркуля-
ции; 9 — короб подогретого воздуха.
Котлы с циркуляционным кипящим слоем (ЦКС). Основ-
ное отличие зоны горения ЦКС от обычного КС связано с повышени-
ем расчетной скорости воздуха в сечении топки до 6-8 м/с. При этом
плотный слой топлива и золы еще более разрыхляется, а частицы зо-
лы и топлива размером менее 4-6 мм уносятся в верхнюю часть топ-
ки, и вторая зона горения размыта по высоте (рис. 1.11,6, в). В резуль-
тате в потоке газов на выходе из топки оказывается заметная концен-
трация твердых частиц (порядка 7-10 кг/м3), включая несгоревшее топ-
ливо (частицы кокса размером не более 1 мм), поэтому в газовом трак-
те после топки устанавливается так называемый «горячий» циклон для
улавливания уноса. Он работает при температуре газов 850-900°С и из-
нутри футерован огнеупорным материалом. Циклон имеет КПД поулав-

1.4. СПНЦИЛЛЬНЫН КОНСТРУКЦИИ KOI ЛОВ 47
Рис. 1.13. Конструкция парового котла с ЦКС: 1 - зона взрыхленного топлива; 2
— призматическая часть топки; 3 — ширмовая поверхность в объеме топки; 4 —
барабан; 5 — горячий циююн; 6 — конвективный пароперегреватель; 7 — пакеты
экономайзера; 8 — воздухоподогреватель; 9 — высоконапорный вентилятор; 10 —
возврат золы в юпку; 11 — дымосос рециркуляции газов; 12 — подача свежего
топлива в зону горения; 13 -дозатор известковой пульны.

48
Гллвл 1
Рис. 1.14. Промышленный котел-утилизатор для использования тепла газов по-
сле печи: 1 — вертикальный газоход; 2 — ленточный трубный теплообменник; 3 —
конвективный пароперегреватель; 4 — барабан; 5 — экономайзер; 6 — воздухоподо-
греватель; 7 — предтопок с газовой горелкой.
ливанию частиц около 99%, далее газы, содержащие только мелкие ча-
стицы в количестве, равном поступающей с топливом массы золы, на-
правляются в обычную конвективную шахту котла. Зола и коксовые ча-
стицы после циклона возвращаются в зону горения топлива на слоевую
решетку.

1.4. Специальные конструкции котлов
49
Схемы с ЦКС различаются наличием или отсутствием теплообменни-
ка в тракте возврата горячей золы (рис. 1.11,6, в). Чаще используется схема
п0 рис. 1.11, в, в которой зола после теплообменника и сифона для сме-
шения с воздухом имеет температуру 650-700°С. При КПД циклона 99%
возврат золы примерно в 100 раз превышает массу минерального состава
поступающего топлива. Эта большая масса золовых частиц стабилизирует
температуру горения свежего топлива на уровне 850-900°С, сохраняя пре-
имущества низкотемпературного горения, которые отмечены выше для КС.
На рис. 1.13 приведен эскиз котла паропроизводительностью 230 т/ч
с параметрами пара 10 МПа и 510°С, выполненного по схеме рис. 1.11,6.
Нижняя зона взрыхленного топлива выполнена конусообразно и футеро-
вана огнеупорным материалом, призматическая часть топки имеет сечение
9,95 х 4,8 м, стены топки экранированы испарительными трубами. Охла-
ждение потока газов с горящими частицами обеспечивается установкой
ширмовых поверхностей из пароперегревательных труб. Для регулирова-
ния температуры газов дополнительно используется газовая рециркуляция.
На выходе из топки установлены два циклона диаметром 5,1 м каждый. Из
циклонов дымовые газы двумя трубопроводами направляются в опускную
конвективную шахту, где располагаются конвективные трубные поверхно-
сти котла! Зола из циклонов в количестве 4 700 т/ч поступает в сифоны, где
разрыхляется первичным воздухом, возвращается в зону горения и стаби-
лизирует температурный режим на низком уровне.
К о т л ы-у тилизаторы (К-У). Уже давно котлы этого типа получили
распространение на промышленных предприятиях как дополнение к высо-
котемпературным технологическим печам с целью полезного использования
теплоты уходящих газов (утилизация тепла). Отличительная особенность
такого типа котлов — отсутствие топочного устройства для сжигания топ-
лива в топке, которая превращается в обычный газоход. В качестве примера
на рис. 1.14 показан К-У, установленный за печами для производства тех-
нической сажи. Газы после печи имеют температуру 1 260°С и поступают
в нижнюю часть подъемного газохода котла. В нем находятся экранные на-
стенные поверхности, W-образные трубные ленты и конвективный пакет
перегревателя. За счет тепла газового потока здесь испаряется часть воды
и перегревается пар. В экранных и ленточных поверхностях происходит
естественная циркуляция воды и пароводяной смеси. Из К-У для выработ-
ки электроэнергии поступает пар с расходом до 80 т/ч, давлением 4,5 МПа
и температурой 440°С, что обеспечивает электрическую мощность около
8 МВт. Для поддержания постоянного теплового потенциала поступающих
газов перед К-У установлен предтопок с газовой горелкой. Горячий воздух
от котла в основном используется для работы промышленных печей.
В энергетике котлы-утилизаторы большой мощности появились в по-
беднее время при разработке комбинированных схем ПГУ (см. рис. 1.15

50
Глава 1
Паровая турбина
г©
Л сб ^ дымовую
Газотурбинная
установка
Котел-утилизатор
Рис. 1.15. Принципиальная схема котла-утилизатора в системе ПГУ-ТЭЦ
и В.З), имеющих поверхности нагрева чаще всего двух давлений (высокое -.
8 МПа и низкое — 4 МПа). В этом случае К-У имеет только змеевиковые
поверхности экономайзера и перегревателя пара, а испарение воды проис-
ходит в трубных пакетах, подобных тем, которые изображены на рис. 1.11 ,в,
при омывании их газами после ГТУ. В результате на утилизации тепла га-
зов после газовых турбин вырабатывается до 30% полной мощности ПГУ,
а КПД установки повышается до 50-52%.
1.5. Примеры и контрольные вопросы
1.5.1. Примеры
Пример 1. Два паровых котла — прямоточный и барабанный с есте-
ственной циркуляцией (ЕГД) — имеют одинаковую тепловую мощность
и давление перегретого пара рим = 13,8 МПа. Будет ли одинаковым давле-
ние питательной воды на входе в указанные котлы?
Решение:
1. Перепад давления в водопаровом тракте котла с ЕЦ определяется
потерями давления в экономайзерном и пароперегревательном тракте:
ApW = Ар1К + Арии = (0, 05 + 0,13)рп.. - 2,48 МПа.
Тогда давление питательной воды: р^ = рии -Ь Др,Тк = 13,8 4- 2,48 =
= 10,28 МПа.

1.5. Примеры и контрольный вопросы
2. Перепад давления в тракте прямоточного котла дополняется сопро-
тивлением топочных экранов:
Др^к = Арэк + Дргэ + Дрпе - (0, 05 + 0,1 + 0,13)рп п ■= 3, 86 МПа.
Давление питательной воды: pfJpB = 13,8 + 3,86 = 17,66 МПа. На-
пор питательного насоса прямоточного котла должен быть больше, чем на
барабанном котле.
Пример 2. Испытаниями установ-
лено, что в контуре естественной цир-
куляции котла, работающего при дав-
лении в барабане щ — 15,5 МПа,
имеет место кратность циркуляции
К\ = 12. Какова движущая сила есте- 0$
ственной циркуляции в контуре, если
высота паросодержащей части подъ- 0,6
емных труб #п = 25 м?
Решение: 0,Г
1. Поскольку кратность циркуля-
ции характеризует долю массового па- q 9
росодержания на выходе из труб кон-
тура, то массовое паросодержание со-
ставит
1,0
|9
f-*
о
0,2
0,4
0,6
х —
_1_
= 0,083,
Рис. 1.16. Изменение истинного паро-
содержания (</?) от массового паросо-
г держания (а*) по длине обогреваемой
а среднее значение по высоте трубы — v i тЛхт
х ~ о 5 х" = 0 0415 Тру Ы При давлении р == 15'5 МПа'
2. С учетом того, что удельный
объем пара при расчетном давлении много больше удельного объема испа-
ряющейся воды, пар займет значительную часть сечения трубы, что отража-
ет истинное паросодержание в'сечении трубы (р (рис. 1.16). Тогда средняя
плотность пароводяной смеси в трубе будет составлять
Рш<РР" + (± ~ Ч>)Р' = 0, 2 • 100 4- 0,8 • 598, 8 = 499 кг/м3.
Здесь //, р" — удельная плотность воды и пара на линии насыщения при
Давлении 15,5 МПа, кг/м3.
3. Движущий напор естественной циркуляции по (1.1)
5дв = 25(598, 8 - 499) • 9, 81 = 24 47G Па - 0, 0245 МПа(~ 0, 24 кгс/см2

52
Гллвл 1
Пример 3. Для котла с принудительной циркуляцией, работающего при
давлении рп п — 13,8 МПа, сравнить затраты электрической мощности на
привод питательного насоса и насоса принудительной циркуляции (НПЦ)
при кратности циркуляции Кп = б.
Решение:
1. Мощность, потребляемая насосом, МВт
Др„
'/н
где GB — массовый расход воды, кг/с; l>b — удельный объем воды, м3/кг;
Дрн — напор, развиваемый насосом, МПа; rjH = 0,85 — КПД насоса и
электропривода.
Для питательного насоса — Дрн = 16,28 - 0,7 = 15,58 МПа, где
0,7 МПа — давление воды перед насосом. Удельный объем воды при темпе-
ратуре 120°С vB = 1,0б-10~3 м3/кг. Для насоса принудительной циркуляции
Дрпц = 0, 2 МПа, удельный объем кипящей воды при давлении 15,5 МПа
v'B = 1, 67 • 10"3 м3/кг, расход воды G™ = б G"p.
2. При равенстве КПД насосов (принимаем) отношение мощностей
привода питательного насоса и НПЦ
WUM = 1,06>10-3>15,58 = g 24
. Жщ 6-1,67-Ю-3-0,2
Таким образом, затраты энергии на НПЦ составляют 12% от потребления
энергии питательным насосом. При обычной для котла с ЕЦ кратности
К^ — 20 на НПЦ тратилось бы дополнительно 40% энергии от питательного
насоса.
1.5.2. Контрольные вопросы
1. Назовите основные конструктивные. элементы парового котла.
Укажите особенности теплообмена в них.
2. Чем отличается организация принудительной циркуляции от есте-
ственной?
3. За счет чего создается движущая сила естественной циркуляции?
Будет ли сохраняться циркуляция после прекращения горения топ-
лива?
4. Сравните схемы прямоточного и барабанного котлов. Перечислите
их преимущества и недостатки, области использования по давле-
ниям.

1.5. Примеры и контрольный вопросы 53
5. В чем заключается различие в понятиях «паровой котел» и «ко-
тельная установка»?
6. Назовите способы организации работы газовоздушного тракта
котла. Какая из групп тягодутьевых машин имеет больший рас-
ход энергии: дутьевые вентиляторы или дымососы? Почему?
7. В чем различие методов сжигания топлив: слоевое, в кипящем
слое и в циркуляционном кипящем слое?
8. Чем различаются по конструкции паровой котел и водогрейный?

Глава 2
ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА ПАРОВЫХ
КОТЛОВ
2.1. Тепловосприятие поверхностей нагрева
Парообразующие поверхности паровых котлов различных систем за-
метно отличаются друг от друга, но всегда они располагаются в основном
в топочной камере и воспринимают тепло радиацией. В зависимости от вида
сжигаемого топлива топочные экраны воспринимают 40-50% полного коли-
чества теплоты, отдаваемой рабочей среде в котле в целом, в поверхностях
нагрева горизонтального газохода это тепловосприятие составляет 20-25%,
а на поверхности конвективной шахты приходится 30-40% теплоты.
На рис. 2.1 показаны доли тепловосприятия в поверхностях котла, при-
ходящиеся на нагрев воды, парообразование и перегрев пара при разных
давлениях в котле с учетом принятых температур перегретого пара и пита-
тельной воды.
Так, при среднем давлении (4 МПа) тепла, получаемого экранами ра-
диационным теплообменом в топке, недостаточно для покрытия полной
его потребности на парообразование (64%), в связи с чем часть теплоты,
затрачиваемой на испарение воды, передается в экономайзере и в конвек-
тивных котельных пучках труб на выходе из топки. Поэтому в барабанных
котлах среднего давления обычно экономайзер становится кипящим, в нем
питательная вода не только подогревается до температуры насыщения, но
и частично превращается в пар. Для этих котлов характерны конвективные
испарительные поверхности, образованные из 3-4 рядов труб на выходе из
топки с собственным нижним коллектором, питаемым водой из барабана,
а также разводка труб заднего экрана в два-три ряда в зоне пересечения
ими горизонтального газохода (фестон).
В барабанных котлах высокого давления (10 МПа и выше) доля теп-
лоты, используемая на парообразование, в значительной мере снижается,
и тепловосприятие экранов в топочной камере становится достаточным для
получения требуемого количества пара, в связи с чем экономайзер выпол-
няет только свою основную функцию: подогревает поступающую питатель-
ную воду.

2.1. ТНШЮВОСПРИЯТИН ПОВЕРХНОСТЕЙ ПЛ1 IM-BA
55
Барабанный котел
Р„ - 4,0 МПа
L - 440 °С
P.r^W МПа
* =5Ю°С
ЭКР
Барабанный котел
Прямоточный котел
Р., = 18.5 МПа
«„=540 °С
46%
ПП
h.
21 % с
с
ПО Л-
к ~ 'гнас
"*
ЭК
Р„= 25,5 МПа
t =545 °С
J
67%
ПП
А£ = Л*
33 %
эк
Рис. 2.1. Распределение доли тепла на подогрев, испарение и перегрев в котлах
при разных давлениях и температуре пара на выходе: ЭКР — топочные экраны и
Доля испарения воды в экранах топки; ЭК — экономайзер и доля подогрева воды
До насыщения; ПП — пароперегреватель и доля перегрева пара в поверхности; /?Нас
''mi — соответственно энтальпии насыщения воды и насыщенного пара в барабане;
'?"в, /?„,, — энтальпии питательной воды на входе в котел и перегретого пара на
выходе из него; hK — энтальпия среды в критической ючке К (рк = 22,13 МПа,
'к --- 371. 15°С\ /?к - 2095 кДж/кг).

56
ГЛАВА 2
При сверхвысоком (18,5МПа) и особенно при сверхкритическом дав-
лении расширяется область подогрева воды, поэтому не только в конвектив-
ных пакетах экономайзера, но и в нижней части топочных экранов происхо-
дит нагрев воды до зоны фазового перехода (радиационный экономайзер),
а далее расположены поверхности, в которых происходит фазовый переход
от состояния воды к состоянию пара и начальный перегрев пара (средняя
и верхняя радиационные части экранов топки).
При высоком и сверхкритическом давлениях пароперегревательные по-
верхности потребляют значительную долю тепловосприятия и не могут
разместиться только в горизонтальном газоходе котла (тепловосприятие по-
верхностей здесь не превышает 20-22%), поэтому часть поверхности па:
роперегревателя занимает верх топки (потолок, настенные панели), а вы-
ходной конвективный пакет часто находится в верхней части конвективной
шахты (см. рис. 2.12, в). В паровых котлах СКД заметно увеличивается доля
тепловосприятия пароперегревательных поверхностей, при этом значитель-
ная часть этих поверхностей располагается на стенах топки, в зоне высоких
тепловых потоков, что ставит специальные задачи по защите металла труб
от перегрева.
На тепловосприятие конвективного экономайзера и воздухоподогрева-
теля в конвективной шахте приходится около 30-35% общего тепловоспри-
ятия поверхностей котла. Воздухоподогреватель получает в конвективной
шахте необходимое количество теплоты для доведения воздуха до заданной
температуры, а на долю экономайзера отводят оставшуюся часть.
2.2. Конструкция топочных экранов
Как указано выше, топочные экраны получают до 50% всего тепло-
восприятия рабочей среды в котле. Они находятся в зоне наиболее высо-
ких температур газов и требуют тщательного конструктивного выполнения
для обеспечения надежной работы металла труб. По конструкции разли-
чают экраны гладко трубные, в которых трубы расположены вдоль стены
топки с небольшим зазором 4-6 мм (рис. 2.2) и газоплотные, которые
могут быть выполнены двух типов: либо из таких же гладких труб, но
с вваренными между ними проставками шириной 6-12 мм (рис. 2.2,6),
либо с применением специальных плавниковых труб, сваренных между со-
бой (рис. 2.2, в). Экраны из таких сварных между собой панелей образуют
монолитную цельносварную газоплотную конструкцию. Их называют мем-
бранными.
Для образования в топке зоны устойчивого воспламенения малореак-
ционных топлив, требующих высокой температуры для их интенсивного
горения, экраны всех типов на соответствующих участках покрывают огне-

2.2. Конструкция топочных экранов 57
Рис. 2.2. Типы экранирования топки: а — гладкотрубный экран; б ~ то же с ввар-
ными проставками (мембранный); в — газоплотный экран из плавниковых труб; г —
футерованный гладкотрубный экран; д — футерованный мембранный экран; I — тру-
ба; V — плавниковая труба; 2 — огнеупорный бетон; 3 — тепловая изоляция; 4 —
уплотнитсльный слой (обмазка, металлический лист); 5 — металлическая проставка;
6 — приварные шипы; 7 — огнеупорная масса.
Упорной массой с закреплением ее на приваренных к трубам шипах. Такие
экраны называют футерованными экранами (рис. 2.2, г,д).
Гладкотрубные экраны применяют в паровых котлах всех систем, ра-
ботающих под разрежением газового тракта. При естественной циркуляции
в Целях повышения надежности движения рабочей среды в трубах топочные
экраны располагают почти исключительно вертикально и в отдельных слу-
чаях круто наклонно. Парообразующие поверхности нагрева прямоточных
котлов и котлов с многократной принудительной циркуляцией можно ори-
снтпровать в пространстве любым способом, выполняя топочные экраны

58
Гллвл 2
вертикальными, горизонтальными и подъемно-опускными, поскольку здесь
есть возможность организации движения пароводяной смеси со скоростью,
предотвращающей нарушение гидравлических режимов.
2.2.1. Вертикальные топочные экраны котлов с естественной
циркуляцией
Обычно топочные экраны выполняют в виде наскольких вертикальных
панелей (секций) шириной 6С, которые полностью закрывают все стены
топки и имеют только подъемное движение рабочей среды (рис. 2.3,а):
Трубы имеют наружный диаметр 83-76-60 мм с толщиной стенки 3,5-
5 мм, причем для котлов высокого давления (10 и 14 МПа) используют
трубы меньшего диаметра, но с увеличенной толщиной стенки (до 5 мм).
Экранные трубы секции, как правило, объединяются нижним и верхним
коллекторами, связанными с барабаном котла опускными и отводящими
трубами большего диаметра, чем экранные (рис. 2.3,5). Сечение опуск-
ных и отводящих труб составляет 30-50% сечения подъемных труб каж-
дой секции.
Экранные трубы заднего экрана, в отличие от других экранов, должны
пересечь газовое окно на выходе из топки в горизонтальный газоход. Для
обеспечения достаточного прохода газов между трубами в зоне газового
окна располагают разреженные отводящие трубы либо разводят трубы зад-
него экрана в 3-4 ряда (эта конструкция получила название фестон). Для
обеспечения необходимой аэродинамики газов в топочном объеме в ряде
конструкций экранов топки выполняют выступы экранных секций внутрь
объема топки: нижние симметричные выступы на 1/4 глубину топки с каж-
дой стороны для выделения зоны горения и создания области жидкого шла-
кообразования и верхний выступ заднего экрана на 1/3 глубины топки —
для создания равномерного расхода газов по высоте выходного газового
окна (рис. 2.3, б).
Плотность экранирования стен характеризуется отношением шага труб
к диаметру а3 = S-,/d и составляет сг3 = 1. 07 — 1.1.
Крепление экранных секций делается вверху: верхний коллектор опи-
рается на горизонтальные балки верхнего (потолочного) перекрытия кар-
каса котла. Тепловое расширение экранной секции предусмотрено вниз.
Нижние коллектора имеют свободу вертикальных перемещений в пределах
расчетного теплового расширения экрана (60-100 мм).
В последние годы применяют конструкции экранов с на трубной обму-
ровкой. Такая обмуровка стен гопки оказалась достаточно легкой и может
быть прикреплена непосредственно к трубам экрана на котлостронтельном
заводе после сборки секции экрана. Таким образом, на монтажно-сбороч-
ную площадку строящейся ТЭС поступают уже готовые секции топки. По-
сле их монтажа необходимо только уплотнить швы между секциями.

2.2. Конструкция топочных экранов 59
а) в)
Рис. 2.3. Схема экранов пылеуголыюго котла с естественной циркуляцией: а — сек-
ция фронтового экрана; 6 — циркуляция в экранных секциях топки; в — выполнение
"чжнего выступа экранных труб; 1 — барабан; 2 — необогревасмые опускные трубы;
л - фронтовой экран; 4 — отводящие грубы; 5 — задний экран; 6 - секции бокового
)крапа; 7 — разреженные отводящие трубы заднего экрана; 8 — развилка труб (трой-
1П11<); 9 — дроссельная шайба в трубе (показана условно): 10 — скоба (гребенка) для
'Фсилсния труб секции.

60
Глава 2
Рис. 2.4. Установка пояса жесткости
экранных труб: 1 — труба экрана; 2
— опускная труба; 3 — двутавр по-
яса жесткости; 4 —- соединение по-
яса жесткости с секцией труб; 5 —
крепежная профильная лента секции
труб; 6 — соединительная скоба; 7 —
обмуровка и тепловая изоляция.
Для повышения прочности экра-
на (за счет разности давлений в топ-
ке и снаружи, стена топки восприни-
мает давление в 5-10 т) и исключения
вибрации при пульсирующем давлении
в топке его укрепляет установкой поя-
сов жесткости (рис. 2.4), которые жест-
ко связаны с трубами экрана, охватыва-
ют по периметру всю топку через 3-4 м
высоты и перемещаются вместе с тру-
бами при тепловом расширении. По-
яс жесткости обеспечивает поддержа-
ние заданного шага труб.
В котлах большой мощности в
отдельных случаях по середине топ-
ки устанавливают двусветный экран
(рис. 2.5, а), разделяющий топку на
две полутопки. Такой экран увеличи-
вает тепловоспринимающую поверх-
ность без изменения сечения топки,
интенсивно охлаждает топочные газы,
благодаря чему можно уменьшить вы-
соту топки. Трубы этого экрана по
высоте нельзя закрепить к каким-ли-
бо неподвижным внешним конструк-
циям, между собой они скрепляются
в нескольких местах по высоте путем
сварки через пруток (рис. 2.5,6, в). Для
выравнивания давления в обеих по-
лутопках в двусветном экране делают
окна.
2.2.2. Топочные экраны прямоточных котлов
В прямоточных котлах кратность циркуляции рабочей среды в экра-
нах равна единице, в то время как при естественной циркуляции она
составляет 10-20. Кроме того скорость рабочей среды при прямоточном
принудительном движении примерно в 2 раза выше, чем в естественной
циркуляции. Поэтому необходимое сечение для пропуска рабочей среды
прямоточного котла в 20-40 раз меньше, чем в естественной циркуля-
ции при той же паропроизводительности. Здесь весь поток рабочей сре-
ды проходит только через 2-4 параллельных секции, называемые лента-

2.2. Конструкция топочных экранов 61
рис. 2.5. Выполнение двусветного экрана: а — установка экрана в топке; 6 — общий
вид экрана; в — узел сварки труб экрана; 1 — барабан; 2 — двусветный экран; 3 —
■грелки; 4 — пояса жесткости; 5 — выход жидкого шлака; 6 - шлаковая ванна; 7 --
'чпрмы пароперегревателя; 8 — «окно» для выравнивания давления; 9 — тройник;
Ю — труба; 11 — приварной пруток; 12 — ремонтный лаз; А-А — уровни сварки труб
"Ругками.

62
Глава 2
ми (панелями), состоящими из 40-50 труб и имеющими каждая шири-,
ну 2-3 м.
Поскольку движение рабочей среды в этих экранах принудительное,
то уменьшение диаметра труб за счет роста сопротивления не скажет-
ся на снижении скорости движения, как это имеет место при естествен-
ной циркуляции, где дальнейшее уменьшение диаметра труб менее 60 мм
нежелательно. Топочные экраны прямоточных котлов выполняют из труб
диаметром 32-42 мм с толщиной стенки 4-6 мм. Уменьшение диамет-
ра труб по сравнению с естественной циркуляцией дает экономию ме-
талла при экранировании стен топки до 30%. Однако, уменьшение диа-
метра труб при сохранении массовой скорости потока требует увеличения
числа параллельных труб. Оба обстоятельства: увеличение тепловой мощ-
ности котла и уменьшение диаметра труб приводят к заметному увели-
чению ширины ленты, а чем шире лента, тем больше влияния неравно-
мерности обогрева параллельных труб, образующих ленту. Поэтому, же-
лая сохранить малый диаметр труб, в мощных паровых котлах выполня-
ют параллельно несколько лент (заходов), при этом ширина каждой ленты
остается небольшой. Получается два-четыре параллельных потока рабочей
среды с независимым регулированием расхода и температуры по каждо-
му потоку.
При экранировании стен топки применяют различные схемы панелей
и их расположение. В нижней радиационной части топки (НРЧ), где харак-
терны высокие тепловые потоки, падающие на экраны, предпочитают при-
менять вертикальные экранные панели с подъемным движением рабочей
среды, обеспечивающие равномерное распределение среды по всем трубам
и надежный отвод тепла от металла (рис. 2.6, а).
Полная экранизация НРЧ достигается большим числом параллельных
панелей, включенных по рабочей среде последовательно. При этом появля-
ются необогреваемые перепускные трубы, в которых при перемешивании
среды на выходе из всех труб устраняется тепловая разверка, но конструк-
ция экрана усложняется и утяжеляется.
Среднюю и верхнюю радиационные части топки (СРЧ и ВРЧ) часто
экранируют плоскими горизонтально-подъемными панелями, закрывающи-
ми по высоте треть стены топки или ее половину (рис. 2.6,6). Для вырав-
нивания давления и температуры среды по панелям после получения опре-
деленного тепловосприятия устанавливают узел смешения рабочей среды.
Наименьшей разверкой тепловосприятия отдельных труб в секции
(ленте) и металлоемкостью отличается горизонтально-наклонная навив-
ка трубных лент по стенам топки, предложенная проф. Л. К. Рамзиным
(рис. 2.6, в). Рабочая среда движется здесь от нижнего коллектора лен-
ты до верхнего, многократно опоясывая топочную камеру. Такая навив-
ка имеет минимальное количество коллекторов, исключается переброс

2.2. Конструкция топочных экранов
63
394°С: 30,0 МПа
Рис. 2.6. Схемы экранирования етен в прямоточных котлах: а — вертикальные экран-
ные панели НРЧ; 1 — подвод воды; 2 — раздающий коллектор; 3,4,5 — фронтовые,
боковые и задние настенные панели; 6 — опускной смесительный коллектор; 7 —
"сренускныс трубы; б — панели с горизонталыю-подьемным движением в СРЧ; I —
коллектор; 2,3 — нижняя и верхняя секции панели; 4 — уравнительный (промежу-
1 очный) коллектор; в — развертка топочного экрана котла с навивкой Рамзина; 1 —
'Годной коллектор; 2 — выходной коллектор.
сРсды вне зоны обогрева сверху вниз, она имеет гидравлически устой-
чивые характеристики движения при любом рабочем давлении. Основ-
ным ее недостатком является невозможность конструктивного выполне-
ния в виде готовых плоских настенных панелей, необходимость выпол-
нения большого числа сварных стыков труб при монтаже. Эти обсто-
ятельства ограничивают применение данной схемы на мощных паро-
Вь1х котлах.

64
Глава 2
2.2.3. Специальные конструкции экранов
Газоплотные сварные экраны (рис. 2.2, б) находят широкое применение
в современных конструкциях котлов, они имеют на 10-15% меньшую мас-
су металла на единицу лучевоспринимающей поверхности по сравнению
с гладкотрубными. Шаг труб здесь увеличен до S\ = (1,4 -f-1,45)d, так как
между трубами ввариваются проставки шириной 14-16 мм, соответственно
сокращается число труб, а суммарное сечение их подбирают по условиям
обеспечения необходимой массовой скорости рабочей среды. Эти экраны
находятся в лучших условиях работы, так как часть поглощенного плав-
никами (проставками) тепла передается тыльной стороне труб благодаря
растечке, что превращает эту часть труб в активную поверхность нагре-
ва. В таком экране исключен выход отдельных труб из плоскости экрана
и ухудшение но этой причине их температурного режима.
С целью уменьшения периметра топки газоплотные топочные экраны
проектируют на повышенную удельную паропроизводительность фронта ---
22-35 кг/с пара на 1 м ширины топки (при мощности котла 300-800 МВт),
При этом глубину топочной камеры несколько увеличивают, приближая к,
квадратному сечению топки, имеющему при одинаковых теплонапряжениях
минимальный периметр. В негазоплотных топках удельная паропроизводи-
тельность фронта на 12-15% меньше, а отношение ширины к глубине топки
около 2:1.
Особенно велико требование высокой плотности в котлах, работа-
ющих под наддувом, в которых значительно давление продуктов сгора-
ния в топочной камере. Обеспечение плотности в потолочном экране та-
ких котлов представляет наибольшие трудности в связи с тем, что че-
рез него проходит к коллекторам огромное количество труб от паропе-
регревательных поверхностей нагрева. Поэтому над потолочным экраном
помещают вторую ограждающую стенку, так называемый «шатер» (см.
рис. 2.1, а). Все пароперебросные трубы между отдельными пакетами пе-
Рис. 2.7. Газоплотный паровой котел СКД и его узлы уплотнения: а — общий вид кот-
ла; 1 — топка; 2 — горелки; 3 — узел разъема экранных панелей; 4 — уплотнительный
верхний короб (шатер); 5 — ширмовая поверхность перегревателя; 6 — конвективная
поверхность пароперегревателя; 7 — потолочный экран; 8 — пояс жесткости экранов;
9 — колонны котла; б — узел разъема экранных панелей; 1 — газоплотный экран;
2 — смесительный коллектор; 3 — уплотняющий металлический короб с тепловой
изоляцией; в — узел уплотнения прохода труб через стенку; 1 — отводящая труба;
2 — выводная камера; 3 — i ерметизпруюшая пластина; 4 — сильфон; г — соединение
шатра со стеной топки; 1 — газоплотный экран; 2 — коллектор; 3 — подвеска экрана;
4 — сильфонный компенсатор; 5 — гофрированная пластина; 6 — стенка шатра гонки;
7 — обмуровка топки.

2.2. Конструкция топочных экранов
65
ЧЧ\ЧЧ\ЧЧЧ\ЧЧ\\ЧЧ\\\ЧЧЧ\ЧЧЧ\\ЧЧЧЧ\
в)
Котельные установки

66
Глава 2
регревателя находятся внутри «шатра». «Шатер» находится под давлени-
ем воздуха после дутьевого вентилятора, поэтому неплотность в прохо-
де труб поверхностей нагрева через потолок не приводит к загазован-
ности объема «шатра». Более совершенные уплотнения должны иметь
отводящие трубы на выходе из «шатра», но их число незначительно и
они выводятся через специальные сильфонные уплотнения, показанные
на рис. 2.7, е.
Наиболее ответственным узлом при выполнении газоплотного- экра-
на является уплотнение мест вывода труб из топки. На стыке НРЧ, СРЧ
и ВРЧ при смешении рабочей среда, поступающей из отдельных панелей,
выполняют закрытые стальные короба, внутри которых помещают смеси-
тельные коллекторы (рис. 2.7,5). Кроме того, щели между трубами в зоне
сопряжения панелей дополнительно закрывают приварными гребенчатыми
проставками.
Потолочный экран выполняют из отдельных блоков газоплотных пане-
лей. Для прохода труб ширм, подвесных труб конвективных пакетов в пото-
лочных панелях специальной разводкой труб образуют отверстия, а места
дохода уплотняют. Соединение «шатра» со стенами топочной камеры, учи-
тывая тепловые расширения, выполняют через компенсатор (рис. 2.7, г).-
Камеры интенсивного горения твердого топлива (при обеспечении
жидкого шлакоудаления), циклонные топки, ограждают футерованными
экранами (рис. 2.2, г, д).
Для создания футерованного экрана приваривают к трубам контактной
или дуговой сваркой шипы (прутки) диаметром 10 и высотой 15-25 мм.
•Шипы являются каркасом для крепления набивной массы из огнеупорного
материала, отводящим от нее тепло к экранным трубам. Набивная мас-
са в несколько раз уменьшает тспловосприятие экранов. Вместе с тем ее
теплопроводность должна быть достаточной для отвода воспринимаемого
излучения и исключения перегрева футеровки, когда последняя начинает'
быстро разрушаться.
В качестве новых типов ошиповки применяют оребрение (спиральной
накаткой металлической ленты шириной 10-20 мм по наружной поверхно-
сти труб). Накатанные трубы чрезвычайно стойки, технологичны, хорошо ,
удерживают набивную массу и удобнее при ремонте экранов.
2.3. Конструкции пароперегревателей и их компоновка
2.3.1. Виды пароперегревателей
Пароперегреватель предназначен для перегрева поступающего в него
насыщенного пара до заданной температуры его перегрева. Он является
одним из наиболее ответственных элементов котла, так как температура

2.3. Конструкции пароперегревателей и их компоновка
67
пара здесь достигает наибольших значений и металл перегревателя работает
в условиях, близких к предельно допустимым.
По виду тепловосприятия и конструкции различают пароперегревате-
ли:
- конвективные, располагаемые в конвективных газоходах котла и полу-
чающие теплоту, главным образом, конвекцией;
- радиационные, размещаемые на стенах и потолке топочной камеры
и горизонтального газохода и получающие теплоту, в основном, ради-
ацией от высоконагретых газов;
- полурадиационные, находящиеся в верхней части топки на входе в го-
ризонтальный газоход и выполняемые в виде плоских ширм или лент,
собранных из пароперегревательных труб, находящихся друг за другом
в одной плоскости.
По назначений пароперегреватели делят на основные, в которых пе-
регревается пар высокого или, сверхкритического давления, и промежуточ-
ные — для повторного (вторичного) перегрева пара, частично отработавшего
в турбине.
Конвективные пароперегреватели выполняют из сталь-
ных труб наружным диаметром 32-42 мм для высокого и сверхкритического
давления и толщиной стенки 5-7 мм. В промежуточных пароперегревателях
при более низком давлении пара используют диаметр труб 42-50 мм при
толщине стенки 4-5 мм.
<fei
Ф^
/■
ф-
(W-
ь
а)
б)
в)
г)
Р
11с- 2.8. Типы конвективных змеевиков пароперегревателя: а — однорядный; б
тУхряднып; в — четырехрядный; г — многоряднып (ленточный)

68
ГЛЛВЛ 2
Обычно для пароперегревателей применяют гладкие трубы, они техно-
логичны в производстве, мало подвержены наружным отложениям и легче
от них освобождаются. Недостатком гладкотрубных поверхностей нагре-
ва — невысокое тепловосприятие при умеренных скоростях газового потока.
Из труб пароперегревателя образуют змеевики с радиусами гибов труб не
менее 1,9 с/. Концы змеевиков приваривают к коллекторам круглого сече-
ния. Так образуются эмеевиковые пакеты перегревателя. Расстояние между,
рядами змеевиков (вдоль коллектора) составляет Si = (2 -f- 5)d. Различа-
ют змеевики одно-двух и многорядные (рис. 2.8). Они отличаются числом
параллельных труб, образующих змеевик. При большой мощности котла
пароперегреватели выполняют обычно в 3-4 ряда труб. При этом затрудня-
ются условия для приварки концов труб к коллектору, увеличивается число
сверлений в нем и снижается его прочность. Поэтому при увеличенном
числе труб в ряду переходят на использование двух коллекторов для обра-
зования змеевика.
Ширмовые пароперегреватели по конструкции пред-
ставляют собой систему из большого числа вертикальных труб (14 -г 50
штук), имеющих один гиб на 180°С и образующих широкую плоскую лен-
ту, которая имеет опускной и подъемный участки (рис. 2.9). Их размещают
на выходе из топочной камеры на заметном удалении друг от друга (шаг
ширм Si = 550 — 700 мм, то есть порядка (17 — 22)d для исключения воз-
можности зашлакования газовых коридоров между ними. Газовый поток
движется вдоль плоских ширм и передает теплоту трубам ширм радиаци-
онным и конвективным путем. Для исключения выхода отдельных труб из
плоскости ширмы выполняют перевязку труб ширм в двух уровнях по вы-
соте за счет вывода из ряда двух крайних (лобовых) труб и пропуске их
с двух сторон снаружи ленты горизонтально за последний подъемный ряд
труб (рис. 2.9,6). На горизонтальном участке эти трубы связаны между со-
бой проставками и строго фиксируют остальные трубы в одной плоскости.
Ширмовые пароперегреватели являются радиационно-конвективными
поверхностями, их тепловосприятие складывается из значительной доли
радиационного излучения от ядра факела и* раскаленных газов в объеме
между ширмами и доли конвективного теплообмена, так как газы омывают
ширмы продольно-поперечным потоком со скоростью 5-8 м/с. Ширмовые
перегреватели обычно получают 20-40% всего тепловосприятия паропере-
гревателя. В последнее время ширмы стали выполнять не из гладких, а
плавниковых труб, либо из гладких труб с вваренными между ними про-
ставками; получаются так называемые цельносварные ширмы (рис. 2.9, в).
Такие ширмы меньше шлакуются, легче очищаются от наружных загрязне-
ний, трубы ширм не выходят из ранжира.
Радиационные пароперегреватели выполняют настен-
ными и обычно размещают в верхней части топки, где ниже тепло-

2.3. Конструкции ПАРОпт>нгрнвл'1Нлнй и их компоновка 69
б) о)
, S
рис. 2.9. Расположение п конструкции ширмового паронсрегревагеля: а - располо-
жение ширм на выходе из топки; 6 — обвязка труб ширмы; в — вид цельносварной
ширмы: 1 — ширма; 2 — входной и выходной коллекторы; 3 — обвязочные трубы.

70
Глава 2
Рис. 2.10. Схема движения пара в котле высокого давления с естественной циркуля-
цией; 1 — барабан; 2 — настенная радиационная панель перегревателя; 3 — разводка
труб для горелки; 4 — потолочный пароперегреватель; 5 — ширмовый пароперегре-
ватель; 6 — необогреваемые перепускные трубы; 7 и 8 — змеевики вертикального
и горизонтального пакетов перегревателя; 9 — подвесные трубы; 10 — камера пере-
гретого пара.
вые потоки. Радиационный пароперегреватель барабанного парового кот-
ла обычно занимает потолок топки, а если этого недостаточно, то его
размещают и на вертикальных ее стенах (см. рис. 2.10). Настенные
перегреватели, выполненные в виде панели на всю высоту топки (вме-
сто экранных испарительных труб), оказываются менее надежными, так
как отвод тепла от металла к пару во много раз слабее, чем к кипя-
щей воде. Особенно тяжелый режим имеет металл труб настенного пе-
регревателя при сниженных нагрузках, когда расход пара в трубах за-
метно снижается. Радиационные панели перегревателя в зоне, закрытой
топочными экранами располагают поверх экранных труб в верхней ча-
сти топки.
В прямоточных паровых котлах радиационные поверхности паропере-
гревателя обычно полностью занимают верхнюю часть топки (ВРЧ), пото-
лок и стены горизонтального газохода (см. рис. 2.7, а).

2.3. Конструкции пароперегревателей и их компоновка 71
На мощных энергетических блоках применяется промежуточный пе-
регрев пара. Учитывая относительно низкое давление пара, поступающего
из цилиндра паровой турбины (3-4 МПа), гидравлическое сопротивление
пакетов промежуточного пароперегревателя должно быть небольшим (0,2-
0,3 МПа). Это ограничивает массовую скорость пара и при большом удель-
ном объеме его требует применения труб большого диаметра, что снижает
коэффициент теплоотдачи от стенки к пару. Низкие значения внутренне-
го коэффициента теплоотдачи, особенно в выходной его части, вызывают
в ряде случаев недопустимое повышение температуры перлитной стали,
из которой выполняется пароперегреватель. Для обеспечения надежности
такого пароперегревателя его располагают в зоне умеренного обогрева (тем-
пература газов на входе не выше 850°С). Интенсифицировать внутренний
теплообмен можно применением труб с внутренним продольным винтовым
орсбрением. Такая конструкция заметно увеличивает поверхность внутрен-
него теплообмена и повышает турбулентность потока.
2.3.2. Компоновка пароперегревателей
Поскольку тепло во с приятие пароперегревателя при высоком и сверх-
критическом давлении пара достаточно большое (35% и более общего
тспловосприятия поверхностей котла), его выполняют комбинированным,
включающим все три вида (радиационный настенный, полурадиационный
ширмовой и змеевиковый конвективный). На рис. 2.10 показан один из
первоначальных вариантов такого комбинированного пароперегревателя на
барабанных котлах высокого давления.
В целях обеспечения надежности работы металла поверхностей следу-
ет учитывать, что радиационный пароперегреватель как правило, получает
тепло из области топки, где высокие тепловые потоки, что определяет замет-
ное превышение температуры наружной поверхности трубы по отношению
к температуре проходящего по ней пара и разверку температур в отдельных
(более сильно обогреваемых) трубах по сравнению со средней расчетной.
Поэтому обычно радиационная часть пароперегревателя имеют место
на начальном этапе перегрева пара, когда его температура еще невелика,
что облегчает условия работы металла. Также с достаточно высокими сред-
ними тепловыми напряжениями и в условиях заметной неравномерности
температур газового потока работают полурадиационные поверхности, ко-
торые обычно располагают в средней зоне перегрева пара. Завершающий
этап перегрева осуществляют в змеевиковых конвективных пакетах, рас-
пложенных в зоне более низких температур газов и тепловых потоков,
110 так, чтобы температурный напор в выходном («горячем») пакете был
F,e ниже 200-250°С, иначе поверхность пакета, выполненного из наиболее
качественной легированной стали, будет чрезмерно большой.

72
Глава 2
из ППТО 5
изЦВД
в)
г)
Рис. 2.11. Компоновка пароперегревателей в барабанных и прямоточных паровых
котлах: а — в барабанном котле высокого давления; б — то же в котле большой
мощности; в — в прямоточном котле при сверхкритическом давлении и сжигании
твердого топлива; г — то же при сжигании газа и мазута; 1 — топочная камера; 2 —
конвективная шахта; 3 — радиационный потолочный и настенный пароперегрева-
тель; 4 — радиационные топочные панели; 5 — уплотнительный короб потолка котла
(шатер). Виды пароперегревателей: ШП — полурадиационный ширмовый; ЛП —
ленточный; КП — змеевиковый конвективный; ПрП — промежуточный. Другие обо-
значения: НРЧ — нижняя радиационная часть; СРЧ — средняя радиационная часть;
ВРЧ — верхняя радиационная часть; ЦВД — цилиндр высокого давления турбины;
ЦНД — цилиндр низкого давления турбины; ППТО — паро-паровой теплообменник.

2.4. Конвективные поверхности экономайзера 73
Часто первый конвективный («холодный») пакет устанавливают также
в зоне умеренных температур газов. Это позволяет использовать для выпол-
нения пакета более дешевую углеродистую сталь (при температуре стенки
f <: 450°С). На рис. 2.11 приведены характерные типы компоновок паро-
гтерегревательных поверхностей для барабанных котлов высокого давления
пара (ВД) и прямоточных котлов сверхкритического давления (СКД). Вари-
ант (рис. 2.11, а) характерен для котлов относительно небольшой паропроиз-
водительности (D < 116, б кг/с) при давлении парар < 13,8 МПа. Такие па-
ровые котлы не имеют промежуточного пароперегревателя, а пароперегре-
ватель ВД располагается на выходе из топки и в горизонтальном газоходе.
Вариант компоновки (рис. 2.11,6, в) применяется на барабанных и прямо-
точных котлах электрической мощностью 200-300 МВт (D = 186-278 кг/с)
с промежуточным перегревом пара. При этом на прямоточных котлах пере-
грев пара начинается в экранах средней (СРЧ) и верхней (ВРЧ) радиацион-
ных частей топки, как показано на рис. 2.11, в. Здесь выходная («горячая»)
ступень пароперегревателя ВД или СКД вынесена в верхнюю часть опуск-
ной конвективной шахты, где исключается интенсивное прямое тепловое
излучение из ядра факела в топке и ниже температура греющих газов.
На газомазутных (барабанных и прямоточных) котлах горизонтальный
газоход может быть развит в глубину (по ходу газов), тогда, в основном,
поверхности пароперегревателя (высокого давления и промежуточного пе-
регрева) размещаются в нем (рис. 2.11, б, г). Они выполнены вертикальными
и подвешены за коллектора, находящиеся в уплотнительном коробе. Такое
расположение облегчает систему крепления тяжелых змеевиковых пакетов
и обеспечивает наименьшее загрязнение труб снаружи золовыми частица-
ми. На рис. 2.11, г показан вариант компоновки поверхностей пароперегре-
вателя газомазутного котла СКД большой мощности, отличающийся байпа-
сированием по пару части поверхности промежуточного пароперегревателя
в целях регулирования температуры пара. В этом случае общая поверх-
ность такого пароперегревателя увеличивается, он занимает значительную
часть конвективной шахты, а выходная его ступень размещается в конце
горизонтального газохода.
Во всех случаях пароперегреватель ВД или СКД размещен по трак-
ту газов раньше промежуточного пароперегревателя (в зоне более высоких
температур газов). Так как плотность пара в промежуточном пароперегре-
вателе и интенсивность теплоотвода от стенки к пару здесь заметно ниже,
чем при ВД, его размещают в зоне температур газов не выше 850°С.
2.4. Конвективные поверхности экономайзера
и воздухоподогревателя
Рабочие процессы в экономайзере и воздухоподогревателе протекают
Различно. Однако по условиям тепловой работы экономайзер и воздухопо-

74
Глава 2
догреватель взаимно связаны. Эти поверхности используют тепло низко-
температурных продуктов сгорания, их размещают обычно последователь-
но в конвективной шахте. Общими задачами при конструировании этих
поверхностей нагрева являются: интенсификация теплообмена и создание
компактных малогабаритных элементов с умеренной затратой металла, ко-
торые бы подвергались минимальным золовому износу, заносу и коррози-
онным повреждениям.
2.4.1. Водяные экономайзеры
Змеевиковые экономайзеры выполняются подобно пароперегревателям
с горизонтальными змеевиками в конвективной шахте, их применяют при
любом рабочем давлении. Для интенсификации теплообмена и уменьшения
загрязнения змеевики экономайзера выполняют из стальных труб умень-
шенного диаметра: наружный — 28-32 мм при толщине стенки 2,5-3,5 мм:
Концы змеевиков, как и в других поверхностях нагрева, объединяют вход-
ным и выходным коллекторами (рис. 2.12, а). В паровых котлах, работаю-
щих под разрежением, для обеспечения газовой плотности (исключения
присоса воздуха в газоход через зазоры между трубами и обмуровкой)
и уменьшения потерь теплоты входные и выходные коллекторы помеша-
ют в теплоизолирующие камеры (рис. 2.12,а), а заданный шаг труб в па-
кете обеспечивается опорными стойками, которые крепятся к специальным
воздухоохлаждаемым балкам, находящимся внутри газохода, и передают
на них вес змеевиков экономайзера. В газоплотных котлах почти всегда
внутри газохода помещают и коллекторы, служащие одновременно опорой
для змеевиков экономайзера (рис. 2.12,6). Расположение труб экономайзе-
ра обычно шахматное; коридорное расположение по условиям теплообмена
нецелесообразно.
Движение воды в экономайзере делают восходящим, что обеспечивает
свободный выход с водой выделяющихся при нагреве газов и образующе-
гося в случае кипения воды в экономайзере пара. Для удобства ремонта
и эксплуатации поверхность экономайзера, по ходу продуктов сгорания раз-
деляют на пакеты высотой до 1 м. Разрывы между пакетами — не менее
650-800 мм.
На электростанциях питательную воду до поступления в котел подогре-
вают в регенеративном цикле за счет отбора пара из турбины до 215-270°С,
что уменьшает велииину поверхности экономайзера.
Коллекторы экономайзеров обычно размещают вдоль малой (боковой)
стороны конвективной шахты. Массовая скорость воды в трубах экономай-
зера должна быть не менее 500-600 кг/(м2-с), а в кипящих частях эконо-
майзера — 800-1 000 кг/(м2-с). Для обеспечения необходимой скорости дви-
жения определяется общее число параллельно включенных труб и по уело-

2.4. Конвкктивнын поверхности экономайзера 75
Рис. 2.12. Конструктивное выполнение экономайзеров: а — тепловая изоляция кол-
лектора экономайзера; б — пакет экономайзера из гладких труб; в — мембранный
экономайзер; 1 — обмуровка конвективной шахты; 2 — трубы; 3 — коллектор; 4 —
теплоизоляционная засыпка; 5 — металлическая обшивка; 6 — огнеупорная обмазка;
7 — опорная балка; 8 — опорные стойки; 9 — мембранная проставка; 10 — граница'
установки мембран.
виям их приварки к коллекторам и создания нужного шага между трубами
Устанавливается число параллельных потоков воды в пакетах экономайзера
(обычно имеет место 2-4 потока).
Для интенсификации теплопередачи с газовой стороны и повышения
компактности пакетов увеличивают поверхность нагрева путем сварки глад-
ких труб на прямых участках с помощью проставок из листовой стали
голщиной 3-4 мм. Получаются пакеты так называемых мембранных эконо-
майзеров (рис. 2.12, в). Мембранный экономайзер занимает меньший объем

76
Глава 2
газохода и за счет тепловоспринимаюцей поверхности проставок расход
гладких труб уменьшается на 25-30% при одинаковом тепловосприятии
обычного и мембранного экономайзеров. Такой экономайзер к тому же не
требует установки дистанционирующих опор, оказывается жестким по кон-
струкции и опирается на собственные раздающие коллектора.
Конструкцию экономайзера характеризуют следующие показатели:
— удельный объем, занимаемый экономайзером в конвективной шахте,
Vw/Qn.K, м3/МВт — габаритная характеристика экономайзера;
— удельный расход металла на экономайзер — G3K/Qn.K кг/МВт - мас-
совая (весовая) характеристика экономайзера.
С уменьшением диаметра трубок указанные характеристики улучша-
ются, но предельный диаметр труб определяется технологией производ-
ства и ростом внутреннего гидравлического сопротивления при сохранении
необходимой массовой скорости воды. В настоящее время минимальный
технологически осуществимый наружный диаметр труб составляет 28 мм
при толщине стенки 3 мм.
2.4.2. Воздухоподогреватели
Во принципу действия различают рекуперативные и регенератив-
ные воздухоподогреватели. Рекуперативные воздухоподогреватели работа-
ют с неподвижной поверхностью нагрева, через которую непрерывно пере-
дается тепло от продуктов сгорания к воздуху. В регенеративных воздухопо-
догревателях поверхность нагрева омывается попеременно то продуктами
сгорвния, нагреваясь при этом, то воздухом, отдавая ему тепло.
Воздухоподогреватель работает в условиях отличных от условий ра-
боты экономайзера и других элементов водопарового тракта. Здесь наи-
меньшие температурные напоры между греющими продуктами сгорания
и нагреваемым воздухом и самый низкий коэффициент теплопередачи. По-
этому его поверхность нагрева превышает суммарную поверхность нагрева
всех элементов водопарового тракта и для котла мощного блока достигает
десятков и сотен тысяч квадратных метров.
Основным видом рекуперативных воздухоподогревателей является
трубчатый воздухоподогреватель (ТВП) с вертикально расположенной
трубной системой (рис. 2.13). Эти воздухоподогреватели выполняют из
стальных труб наружным диаметром 30-40 мм при толщине стенки 1,2-
1,5 мм. Трубы прямые вертикальные, концами приварены к трубным доскам
и расположены в шахматном порядке.
Обычно внутри труб проходят продукты сгорания (продольное омыва-
ние), тепло которых передается воздуху, движущемуся между трубами (по-
перечное омывание). Для образования перекрестного тока воздуха трубную
систему по высоте делят на несколько ходов промежуточными перегород-

2.4. Конвективный поверхности экономайзера 77
А-А
Продукты сгорания
2
Горячий
воздух
Рис. 2.13. Конструкция трубчатого воздухоподогревателя: а — общий вид; б — узел
'феплеиия труб и тепловая компенсация; 1 — стальные грубы; 2,6 — верхняя и ниж-
"яя трубные доски; 3 — компенсатор тепловых расширений; 4 - воздухоперепускной
короб; 5 — промежуточная трубная доска; 7, 8 — опорные колонны и горизонтальные
балки.

78
Глава 2
ками — досками; в местах поворота установлены воздушные перепускные
короба. Воздухоподогреватель с боков имеет наружные стальные плотные
стенки, нижняя трубная доска опирается на металлическую раму, связан-
ную с каркасом котла.
Трубная система расширяется при нагревании кверху, при этом верхняя
трубная доска имеет возможность перемещений ив то же время обеспечи-
вает плотность газохода за счет установки линзового компенсатора по все-
му ее периметру (рис. 2.13,6). Трубчатый воздухоподогреватель выполняют
в виде отдельных кубов (секций), удобных для монтажа и транспорта, ко-
торые заполняют все сечение газохода. Трубные доски секций между собой
также уплотняют линзовыми компенсаторами.
Продукты сгорания Продукты сгорания
Рис. 2.14. Компоновки трубчатых воздухоподогревателей с различным подводом воз-
духа: а — двухпоточная; б — четырехиоточная; в — двухпоточная и двухступенчатая;
1 — вход холодного воздуха; 2 — выход горячего воздуха; 3,4 — первая и вторая
ступени экономайзера.
В котлах средней мощности воздух в воздухоподогреватель подают
по его широкой стороне (см. рис. 2.13, а) Такая схема называется однопо-
точной. В паровых котлах большой мощности этого сечения недостаточ-
но, и при однопоточной схеме высота воздушного хода достигает боль-
ших размеров. При этом уменьшается число ходов, что приводит к сни-
жению расчетного температурного напора. Двухпоточная по воздуху схема
(рис. 2.14,#) позволяет уменьшить высоту хода, увеличить число ходов и со-

2.4. Конвективный новерхнос ги экономайзера 79
ответственно повысить температурный напор. При очень большой мощно-
сти котла переходят к многопоточной схеме движения воздуха (рис. 2.14, б).
Из-за весьма невысокого значения коэффициента теплопередачи в ТВП
(15 -20 Вт/м2К) и низкого температурного напора между газами и нагревае-
мым воздухом (50-80°С) обычно этот элемент имеет большую теплообмен-
ную поверхность и габариты, особенно при большой тепловой мощности
котла.
При последовательном размещении вдоль газового тракта экономайзе-
ра и воздухоподогревателя, называемым одноступенчатой компоновкой по-
верхностей в конвективной шахте, возникает ограничение температуры по-
догрева воздуха. Поскольку масса и теплоемкость воздуха меньше, чем эти
же показатели в газовом потоке повышение температуры воздуха происхо-
дит в большей мере, чем снижение температуры газов и перепад температур
между газами и воздухом по мере нагрева последнего снижается. Предель-
ная температура подогрева воздуха в одноступенчатом воздухоподогревате-
ле соответствует достижению минимального перепада температур газ-воз-
дух At = 30°С и составляет 250-320°С (значения 300-320°С относятся
к газоплотным котлам и топливам, имеющим AtBX = вух — t'Bn > 100°С).
Для подогрева воздуха до более высокой температуры (350-450°С)
ТВП выполняют двухступенчатым, располагая вторую ступень ТВП вы-
ше поверхности экономайзера в зоне более высоких температур газов
(рис. 2.14, в). Этим достигается значительное увеличение начального пере-
пада температур газ-воздух, что обеспечивает дальнейший нагрев воздуха
и способствует снижению габаритов второй ступени.
ТВП выполняют из углеродистой стали, для которой максимально до-
пустимая температура металла не превышает 500°С, что при температуре
подогрева воздуха до 400°С соответствует температуре продуктов сгорания
не более 600°С. Обычно температура продуктов сгорания за пароперегре-
вателем высокого давления выше, а потому для защиты металла второй
ступени воздухоподогревателя, если в схеме котла нет промежуточного пе-
регревателя, располагают вторую ступень экономайзера.
Трубчатые воздухоподогреватели просты по конструкции, надежны
в работе, значительно более плотны в сравнении с воздухоподогревателями
Других систем. Однако орш в большей мере подвергаются коррозии, при
конденсации влаги и паров H2SO4 если температура стенки будет ниже 90-
Ю0°С, результате чего в трубах образуются сквозные отверстия и воздух
перетекает на газовую сторону, увеличивая потери теплоты с уходящими
газами и затраты на перекачку увеличенного объема продуктов сгорания.
Защита труб от коррозии чаще всего достигается подогревом поступаю-
щего холодного воздуха в паровых калориферах (при подогреве воздуха
свыше 50°С), либо путем рециркуляции части горячего воздуха на вход
в ТВП (при нагреве до 50°С). Однако при этом снижается экономичность

80
Глава 2
работы котла, так как одновременно происходит повышение температуры
уходящих газов и рост потери теплоты с ними.
В последнем случае ограничиваются частичными мерами снижения
скорости коррозии (обеспечением так называемой допустимой скорости
коррозии), а первый ход воздуха отделяют от других, чтобы в случае кор-
розии нижнего трубного пакета иметь минимальную замену металла ТВП.
Основным типом регенеративного воздухоподогревателя электростан-
ций является вращающийся регенеративный воздухоподогреватель (РВП),
у которого поверхность теплообмена во вращающемся корпусе (роторе)
попеременно находится в газовом потоке, нагреваясь от высокотемпера-
турных газов, а затем поступает в холодный воздушный поток и гре-
ет воздух, отдавая ему избыточное тепло (рис. 2.15, а). В отличие от
ТВП регенеративный воздухоподогреватель располагают вне пределов кон-
вективной шахты и соединяют его с котлом газо- и воздухопровода-
ми (рис. 2.15, в).
Поверхностью теплообмена служит плотная набивка из тонких гофри-
рованных и плоских стальных листов, образующих каналы малого эквива-
лентного диаметра (d3 = 8-I-9 мм) для прохода продуктов сгорания и воздуха
(рис. 2.15,6). Набивка в виде секций заполняет цилиндрический пустоте-
лый ротор, который по сечению разделен глухими радиальными перегород-
ками на изолированные друг от друга секторы. Ротор воздухоподогревателя
медленно вращается (с частотой 1,5-2,2 об/мин), его вал имеет привод от
электродвигателя через шестеренчатую передачу. Диаметр ротора РВП в
зависимости от типоразмера составляет от 5,4 до 9,8 м, а высота его — от
1,4 до 2,4 м. В итоге организуется непрерывный нагрев за счет теплоты, ак-
кумулированной набивкой в газовом потоке. Взаимное движение потоков —
противоточное.
Применение волнистых (гофрированных) листов обеспечивает интен-
сификацию конвективного теплообмена и тем самым более быстрый на-
грев набивки. Поверхность нагрева 1 м3 набивки составляет 300-340 м2,
в то время как в ТВП этот показатель составляет около 50 м2/м3 объ-
ема. При значительном перепаде давлений между- воздушным и газовым
потоками и невозможности полной их герметизации в условиях враща-
ющегося ротора имеют место перетоки воздуха по радиусу ротора на
границе раздела воздушной и газовой сторон, а также по периферии
ротора.
Суммарные нормированные перетоки воздуха в РВП составляют
до 20% при номинальной нагрузке и заметно возрастают при снижении ее.
Перетоки воздуха приводят к перегрузке дымососов и дутьевых вентилято-
ров (на входе в РВП расход воздуха больше, чем необходимый для котла),
снижается тепловая эффективность работы РВП и несколько увеличивается
температура газов на выходе из него.

2.4. Конвективные поверхности экономайзера
81
/ / >'V / S / / S /"> / S S S / / / / S / S S /Г*? / S / / / / / >V / / / /
^ис. 2.15. Схема конструктивного выполнения РВП: а — общий вид аппарата;
0 — пластины теплообменной поверхности; в — соединение корпуса РВП с кот-
л°м; ДГ — дымовые газы; ХВ — холодный воздух; ГВ — горячий воздух; 1 — вал;
*-<3 — нижняя и верхняя опоры; 4 — секция ротора; 5 — верхнее периферийное
Уплотнение; 6 — зубья привода; 7 — наружная металлическая обшивка (кожух).

82
Глава 2
10 Т I ,8
4 г-
Защита от перетоков достигает-
ся уплотнениями. Уплотнения раз-
личают: периферийное кольцевое на
внешней поверхности ротора, вну-
треннее кольцевое вокруг вала РВП
и радиальное, разделяющее воздуш-
ный и газовый потоки. Для умень-
шения отрицательного эффекта при-
сосов и утечки воздуха на круп-
ных РВП применяют отсос воздуха
из общего корпуса РВП. При этом
в корпусе устанавливается понижен-
ное давление и доля присоса воз-
духа в продукты сгорания может
быть сведена к минимуму. Для ис-
ключения перегрузки дутьевого вен-
тилятора отсос из корпуса направ-
ляют в короб воздуха после РВП
(РИС. 2; 16).
• Регенеративные воздухоподо-
греватели подучили широкое приме-
нение на крупных энергоблоках. Эти воздухоподогреватели конструктивно
сложнее, но они компактны, требуют меньшего расхода металла, имеют
невысокое аэродинамическое сопротивление, коррозия набивки поверхно-
сти нагрева не приводит к увеличению присосов воздуха. Предварительный
подогрев воздуха до 70-100°С перед его поступлением в воздухоподогре-
ватель котла (трубчатый или регенеративный) обеспечивают в паровом ка-
лорифере, который выполняется в виде трубчатого теплообменника. Вну-
три вертикальных труб движется слабоперегретый пар с температурой око-
ло 120°С. Пар конденсируется на стенках труб и отдает теплоту конденса-
ции потоку холодного воздуха, омывающему трубы снаружи перекрестным
током.
Для усиления теплообмена с воздухом трубы с воздушной стороны
имеют оребрение (кольцевое или прутковое). По принципу работы паровой
калорифер близок к трубчатому воздухоподогревателю, в котором газовая
теплоотдающая среда заменена конденсирующимся паром.
Рис. 2.16. Организация отсоса воздуха из
корпуса РВП: 1 — ротор; 2 — наружный
корпус; 3 — дутьевой вентилятор; 4 — ды-
мосос; 5 — вентилятор отсоса воздуха;
6 — греющие газы; 7 — горячий воздух;
8 —паровой калорифер; 9 -- радиальные
уплотнения; 10 — периферийные уплот-
нения.
2.5. Контрольные вопросы
Как изменяется соотношение поверхностей (экономайзерных, ис-
парительных, перегреватсльных) в пределах настенных экранов
топки? Чем это определяется?

2.5. Контрольные вопросы
83
2. В чем проявляется конструктивное отличие топочных экранов кот-
лов с ЕЦ и прямоточных? То же газоплотных и гладкотрубных?
3 что такое «двусветный экран»? В чем его преимущество, в каких
котлах его применяют?
4. Дать определение следующим конструктивным типам паропере-
гревательных поверхностей: змеевиковый гладкотрубный, ленточ-
ный, ширмовый. Какие из них размещают на выходе из топки
и почему?
5. В каком месте газового тракта размещают выходной («горячий»)
пакет пароперегревателя? Какой тип взаимного движения сред
(прямоток, противоток) для них характерен и почему?
6. Чем конструктивно отличается поверхность (змеевиковый пакет)
основного и промежуточного перегревателей? Почему последний
размещают после основного в тракте газов?
7. В чем проявляются преимущества мембранной конвективной по-
верхности?
8. Дать объяснение, что представляет собой двухпоточный, двухсту-
, пенчатый трубчатый воздухоподогреватель?
9. На котле произведена замена трубчатого на регенеративный воз-
духоподогреватель. Какие произойдут конструктивные изменения
котла и как изменятся эксплуатационные показатели?

Глава 3
КОТЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО И ЕГО
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
3.1. Виды и состав топлив
Отечественная энергетика развивается за счет строительства электро-
станций на органическом и ядерном топливах.
Органическим топливом называют природные горючие вещества, спо-
собные активно вступать в реакцию с кислородом и обладающие значитель-
ным удельным тепловыделением (на единицу массы или объема). Топливо,
используемое паровыми и водогрейными котлами тепловых электростан-
ций, а также промышленными котельными, называют котельным топливом.
Топливо для ТЭС часто называют энергетическим. Учитывая мощности
электростанций, запасы этих топлив должны быть значительны и относи-
тельно легко доступны для массового использования. Кроме того, они не
должны являться ценным сырьем для других отраслей промышленности.
В качестве топлив для электростанций широко используются: из твер-
дых топлив — каменные и бурые угли и отходы их переработки, антрацит
и полуантрацит; из жидких — мазут; из газовых — природный и попут-
ный газ. В меньшей мере, в силу ограниченности запасов или производ-
ства, сжигаются на ТЭС торф и горючие сланцы, стабилизированная нефть
и горючие газы промышленности (доменный, коксовый), хотя в отдельных
районах страны они могут составлять заметную часть топливного баланса.
В начале XXI века решающая роль в производстве электроэнергии
в стране останется за органическим топливом, прежде всего за счет зна-
чительной добычи природного газа и углей Западной Сибири. В 1998 году
расход топлива электростанциями составил: доля природного газа — 61,8%,
разных видов углей — 29,1%, мазута — 8,7%. Доля торфа и сланца составила
не более 0,4%. Первое десятилетие XXI века будет характеризоваться пе-
реводом ряда действующих электростанций на сжигание твердого топлива
и увеличением его доли в топливном балансе.
Твердое и жидкое о р г а,н и ч е с к о е топливо. Эти виды топлив
состоят из сложных органических соединений, образованных в основном

3.1. ВИДЫ И СОСТАВ ТО!Ш1В
85
пятью химическими элементами — углеродом С, водородом Н, серой S,
кислородом О и азотом N. В состав топлива входят также влага W и него-
рючие твердые (минеральные) вещества, которые после сгорания образуют
сухой остаток — золу А. Влага и зола составляют внешний балласт топлива,
а кислород и азот — внутренний его балласт. Расчеты по сжиганию топлива
выполняют на основании его элементного состава, т. е. содержания в топ-
ливе (по массе в процентах) химических элементов, а также содержания
влаги и золы, которые определяют в лабораторных условиях.
Пары и газы
Коксовый остаток
Рис. 3.1. Классификация состава твердого топлива.
В составе исходной массы топлива выделяют несколько видов так на-
зываемых расчетных масс (рис. 3.1). Основной является рабочая масса
топлива, представляющая процентное содержание химических элементов
и негорючих веществ в натуральном топливе, поступающем на электро-
станцию:
C4H4 04N4S4#I Wp - 100%. (3.1)
Поскольку содержание внешнего балласта (Ар 4- Wp) подвержено из-
менениям в зависимости от условий хранения и способа добычи топлива,
т° устанавливают глубину химических преобразований в топливе, т. е. вид
этого топлива (бурый, каменный уголь, полуантрацит, антрацит) по про-
центному содержанию элементов в безводном и беззольном составе топ-
лива. Такими массами являются условно горючая и органическая. Понятие

86
Глава 3
горючей массы является условным, так как содержащийся в «горючей» мас-
се топлива азот не горит, а кислород является окислителем и частично уже
находится в соединении с другими горючими компонентами:
Сг + Нг + (У + Nr + Sr = 100%. (3.2)
Горючими элементами топлива является углерод С, водород Н, се-
ра S. Наибольшей теплотой сгорания на единицу массы обладает водород
(120,5 МДж/кг), но его в составе топлив немного. Основным горючим эле-
ментом является углерод (34,1 МДж/кг). Сера является вредной примесью:
она выделяет при сгорании мало тепла (9,3 МДж/кг), но образующиеся
оксиды серы приводят к загрязнению воздуха и развитию сернокислотной
коррозии металла котла. По составу горючей массы прослеживается увели-
чение доли углерода и уменьшение кислорода по мере старения (повыше-
ния качества) топлива. Разделение топлив на виды определяется по теплоте
горения горючей массы и по объему выхода из нее летучих веществ при
нагреве до 850°С.
Органическая масса характеризует состав исходного вещества, из кото-
рого образовалось это топливо. Она отличается от условно горючей исклю-
чением из последней колчеданной серы SK (в форме пирита FeS2), попав-^
шей в исходную залежь топлива из внешней окружающей породы. Сухая
и аналитическая массы топлива используются при лабораторных анализах.
Последнюю часто называют лабораторной массой.
При необходимости пересчета состава топлива с одной массы в другую
следует выделить, чем (по составу) отличаются эти массы и в какой из них
процентное содержание компонентов будет больше. Так, горючая масса по
составу отличается от рабочей на значение внешнего балласта, и все компо-
ненты горючей массы на долю этого балласта будут больше (в процентах),
чем в рабочей, и наоборот (см. пример 3.3.1), так как за 100% принимается
в любом случае 1 кг исходной массы.
Природный газ. Природный газ представляет собой механиче-
скую смесь различных горючих и негорючих газов. Основными составля-
ющими природного газа являются: метан СЩ (86-95%), тяжелые углево-
дороды CmHn (9-4%), азот N2 (5-1%). '
Процентный состав природного газа выражают уравнением
СН4 + SCmH„ + N2 + C02 + H2S + ... = 100%, (3.3)
в котором все составляющие выражены в процентах по объему.
Балластом в природных газовых топливах являются в основном азот
и двуокись углерода, содержание которых не превышает нескольких про-
центов.

3.2. Теплота сгорания топлива 87
Таблица 3.1. Характеристика структуры котельных топлив
Вид топлив
Твердое
Жидкое
Газовое (при-
родный газ)
Примечание:
Горючая часть (Г)
Органические соедине-
ния, соединения, содер-
жащие С, Н, Sopr, а также
пирит - FeS2. Г= 25-68%
Углеводороды типа CmHn.
Твердые полукоксовые ча-
стицы Г-95-96%
Горючие газы — СЩ,
99,5%
Балласт (Б)
Влага — Н2О, минераль-
ные соединения - SiO'2,
AI2O3, CaO, N20, СаСОз
и др. Б= 32-75%
Влага — Н2О, минераль-
ные примеси типа SiCb,
AI2O3, V2O4. Б- 4-5%
Негорючие газы — С02,
N2,02. Б-0,5-9,0%
Г — процентное содержание в топливе горючих со-
ставляющих: Б — то же негорючего балласта.
При эксплуатации состав сжигаемого газа определяют эксперименталь-
но газоанализаторами. В заключение в табл. 3.1 показана общая структура
используемых в энергетике котельных топлив.
3.2. Теплота сгорания топлива
Теплотой сгорания топлива называют количество теплоты, выделяемое
при полном сгорании единицы массы (кДж/кг) иди объема (кДж/м3) топли-
ва. Различают высшую и низшую теплоту сгорания.
Высшей теплотой сгорания QB называют полное количество тепло-
ты, которое выделяется при сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива
(или 1 м3 газового топлива) при условии, что образующиеся при сгора-
нии водяные пары конденсируются и возвращается их теплота КОНДеНСа-
ЧИИ Qkoi..
В паровых котлах продукты сгорания не охлаждаются до температуры
конденсации паров. В этих условиях теплота конденсации теряется и общее
используемое тепловыделение будет меньше. Количество теплоты, которое
выделяется при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого (или 1 м3 га-
зового) топлива за вычетом теплоты конденсации водяных паров, называют
низшей теплотой сгорания QH.
Высшая и низшая теплота сгорания топлива связаны соотношением
Ц/в — Wll •" WICO11 •
(3.4)

88 Глава 3
В общем случае теплота конденсации влаги, кДж/кг
дкон = 2 500(||j + ^) = 225 Н + 25 W, (3.5)
где Н и W — содержание водорода и влаги в топливе, %; 2 500 — теплота кон-
денсации 1 кг влаги при атмосферном давлении в топочной камере, кДж/кг.
Масса получающейся влаги при окислении водорода кислородом в 9 раз
больше массы водорода, что отражает в формуле (3.5) произведение 9Н. .
Чем выше влажность топлива и содержание в нем водорода, тем в боль-
шей степени различаются QB и QH. Значение высшей теплоты сгорания
получают из представительной порции топлива при его сжигании в лабора-
торных условиях. При тепловых расчетах в энергетике и промышленности
за основу принимается низшая теплота сгорания.
Для определения низшей теплоты сгорания преобразуем формулы (3.4)
и (3.5) и получим для рабочей массы
QP = QP - 225 Нр - 251УР. (3.6)
В горючей массе топлива также будет иметь место различие между
высшей и низшей теплотой сгорания, но только за счет влаги, образующейся
при горении водорода Нг:
^ = <Й-225Нг. (3.7)
Связь между низшей теплотой сгорания рабочей и условно горючей
массой топлива выражают следующей формулой:
ЮО - Мр + VFP)
QE = <К \00 . ;-25И">. (3.8)
На рис. 3.2 показано соотношение средних значений Qp, и QrH для ха-
рактерных групп топлив. Различие между ними тем меньше, чем меньше
в топливе внешнего балласта.
Влажность натурального топлива может изменяться при его транспорте
и хранении; может меняться и зольность топлива в зависимости от способа
добычи и мощности пласта угля. Теплоту сгорания топлива при изменении,
его влажности от И/Р до 1УР и зольности от А\ до Ар можно получить, если
известна его теплота сгорания Qp, в первом случае:
inn — Т/1/р — Лр
<& = («>, + 25 И?) Щ _ ^ _ ^ - 25 WI (3.9)

3.2. Теплота сгорания топлива 89
Рис. 3.2. Соотношение средних значений низшей теплоты сгорания рабочей и го-
рючей масс различных групп топлив: 1 — торф; 2 — бурый уголь; 3 — каменный
уголь; 4 — антраците, полуантрациты; 5 — горючие сланцы; 6 — мазут.
Средний состав и низшая теплота сгорания всех известных месторо-
ждений топлив определены и сведены в таблицы расчетных характеристик
топлив.
Объемную теплоту сгорания газового топлива определяют как сумму
теплот сгорания входящих в его состав различных горючих газов с уче-
том их процентного содержания. Объемную теплоту сгорания QCH, кДж/м3,
относят к 1 м3 сухого газа и определяют по формуле
Ql = 0,01(Qch4 • СН4 + Qc2h6 • С2Нб + EQc,„h„ • CwHn). (ЗЛО)'
Здесь СН/1, С2Н6 и т. д. — содержание горючих газов в топливе, % по объ-
емУ; Qchj» Qc2hg и т. д. — объемная теплота сгорания соответствующих
газов, кДж/м3. Теплоту сгорания газового топлива определяют в газовом
калориметре.

90
Глава 3
Увеличение теплоты сгорания определяется ростом доли горючих эле-
ментов (горючих газов) в составе топлива и, прежде всего, массовой долей
углерода и водорода вчгошшве. Так, теплота сгорания 1 кг мазута значитель-
но превышает аналогичный показатель лучшего твердого топлива, так как
мазут имеет выше содержание углерода (83,0% против 63,3%) и водорода
(10,4%) против 4,4%). Можно пересчитать с учетом плотности природного
газа его теплоту сгорания с объемного показателя (МДж/м3) на единицу
массы — QflM9 МДж/кг, тогда
(рг + clr • 10 6)
где рг — плотность сухого газа, кг/м3; dr — влагосодержание газа, г/м3, за-
висящее от его температуры. В результате окажется, что значение QE.m газа
будет выше, чем мазута, что прежде всего определяется большим содержа-
нием водорода в массе природного газа (ок. 25% против 10-11% в мазуте),
массовая теплота сгорания которого наиболее высокая.
Теплота сгорания условного топлива. Паровые котлы оди-
наковой паропроизводительности и тепловой мощности могут потреблять
существенно разное количество топлива, так как его теплота сгорания у раз-
ных видов топлив меняется в широких пределах. Для сравнения экономич-
ности работы электростанций и упрощения расчетов при попеременном
сжигании разных топлив (твердое — газ, мазут — газ и т. п.) введено поня-
тие условного топлива, имеющего теплоту сгорания Qyr = 29 310 кДж/кг
(7 000 ккал/кг). Потребление разных видов топлива электростанциями пе-
ресчитывают в условное топливо на основании баланса тепловыделения,
BHQl = £y.TQy.T, тогда
Я Пр
Ву,= ^- (3.12)
где Бу.г, Д, — расход соответственно условного и натурального топлива,
кг/с. Отношение Ql/Qy,T называют тепловым эквивалентом топлива. На
основе тепловых эквивалентов можно пересчитать в условное топливо по-
требление природного и других горючих газов электростанций.
3.3. Общие технические характеристики топлив
К техническим относятся характеристики топлива, которые оказывают
непосредственное влияние на работу котла и его оборудование. Они раз-
деляются на общие, свойственные всем видам топлив (твердым, жидким,
газовым) и специальные, относящиеся к данному виду топлива.

3.3. Общие технические характеристики топлив
91
Общими техническими характеристиками топлив являются теплота
сгорания, содержание минеральных примесей (зольность), влагосодержа-
ние (влажность) и наличие серы в топливе (сернистость).
Теплота сгорания является важнейшей характеристикой любого
топлива, определяющей расход топлива для работы котла (рассмотрена в
разделе 3.2).
Зольность определяет содержание минеральных примесей в топ-
ливе. Наибольшее количество примесей имеют твердые топлива. Примеси
попадают в топливо главным образом при его добыче из окружающих пород
земли и состоят главным образом из глины Al203x2Si02 x 2H2O, силикатов
Si02 и железного колчедана FeS2. В их состав, кроме того, входят: сульфаты
кальция и железа, окислы различных металлов, фосфаты, щелочи, хлори-
ды и т. д. Минеральные примеси горючих сланцев в основном состоят из
карбонатов кальция СаСОз и магния MgC03.
При сжигании топлива его минеральные примеси в зоне высоких тем-
ператур ядра факела претерпевают ряд превращений, в процессе которых
образуется зола. Исходные минеральные примеси и зола различаются не
только по химическому составу, но и количественно. У большинства уг-
лей минеральная часть на 7-15% больше, чем зольность после сгорания
угля. Поэтому понятие зольности топлива А условно. Однако этот термин
является общепринятым.
Минеральные твердые примеси в небольшом количестве попадают так-
же и в нефть в процессе ее добычи и переходят после переработки нефти
в мазут. Зольность мазута обычно составляет не более 0,1%. Природный
газ не имеет минеральных твердых примесей, его балласт составляют него-
рючие газовые компоненты.
Образовавшаяся зола представляет собой смесь минералов, которые
имеют разные температуры плавления (от 800 до 2 700°С). Свойства золы
играют большую роль в организации работы парового котла. Часть золы,
расплавленной в ядре факела, в условиях турбулентного перемешивания
объединяется (слипается) и, становясь крупными тяжелыми частицами, вы-
падает в нижнюю часть топочной камеры (шлакоприемник) в виде шлака.
Другие расплавленные частицы золы, двигаясь вместе с газами, налипают
на настенные топочные экраны и затвердевают на них. Это явление назы-
вают шлакованием экранов. Мельчайшие твердые частицы золы подхваты-
ваются потоком топочных газов и уносятся из топочной камеры, образуя
летучую золу. Последняя загрязняет конвектинные поверхности нагрева,
снижая их тепловую эффективность.
Особенностью золы мазута (главным образом сернистого) является на-
личие в ней ванадия, V2O4, интенсифицирующего образование плотных
отложений на поверхностях нагрева. Окислы ванадия, кроме того, при вы-
шкой температуре стенки труб (600-650°С) вызывают коррозию этих по-

92
Глава 3
верхностей. Поэтому в эксплуатации мазутных электростанций принимают
меры, предотвращающие развитие интенсивной ванадиевой коррозии.
Влагосодержание (влажность). Влажность, как и зольность
топлива, относится к его балласту и снижает теплоту сгорания. Причем
влагосодержание более существенно воздействует на теплоценность топ-
лива, так как дополнительно требует затрат тепла при горении топлива на
превращение влаги в пар.
Влага в твердом топливе разделяется на внешнюю Wmm и внутрен-
нюю WBHT. Первая механически удерживается на поверхности топлива за
счет смачивания, и ее количество в натуральном топливе зависит от его
фракционного состава: влаги тем больше, чем мельче топливо, а значит,
сильнее развита его поверхность. Существенное влияние оказывают на на-
личие внешней влаги атмосферные условия, при которых хранится (пере-
возится) топливо.
Внутренняя влага связана с органическим веществом топлива, его фи-
зическим состоянием (пористость, плотность). Принято внутреннюю влагу
называть гигроскопической Wni (см. рис. 3.1). Ее количество более тесно
связано с возрастом твердого топлива и уменьшается по мере его старения
(в бурых углях Wni = 10-7-12%,в каменных углях — 3-8%, а в антрацитах
и полуантрацитах — 1,5-2,5%).
В жидком топливе (мазуте) влага присутствует обычно в небольшом
количестве (1-3%), а в отдельных случаях (обводненные мазуты) — до 10-
12%, что связано с разогревом вязких мазутов перед их сливом из цистерн
высокотемпературным паром путем непосредственного ввода пара в массу
мазута.
В природных газах практически нет влаги, газ обезвоживается перед
поступлением его в газопровод. Поэтому влагосодержание газа соответству-
ет обычному насыщению газового объема водяными парами при темпера-
туре и давлении природного газа.
Наличие влаги в топливе, снижая теплоценность топлива, ведет к уве-
личению его расхода и, таким образом, увеличению поступления влаги
в котел. При этом растут объемы продуктов сгорания, увеличиваются по-
тери теплоты с уходящими газами, расход энергии на размол (подготовку)
топлива и удаление продуктов сгорания. Повышенная влажность твердо-
го топлива затрудняет нормальное его движение по топливному тракту за
счет потери сыпучести, в зимнее время дополнительно появляется явление
смерзаемости топлива. В газовом тракте при наличии увлажненного пото-
ка газов развиваются коррозионные процессы, а также расширяется область
липких отложений на низкотемпературных поверхностях нагрева.
С е р о с о д е р ж а н и е (с е р н и с т о с т ь). Сера имеет невысокую теп-
лоту сгорания, а продукты се сгорания (оксиды серы SO-2 и 80з) оказывают
чрезвычайно вредное воздействие на окружающую среду и рабочие органы,
и поверхности котельной установки.

3.4. Технические характеристики отдельных видов топлив 93
Сера в твердом топливе находится частично в составе органической
массы (см. рис. 3.1), в горючей массе — в форме сульфата железа (кол-
чедана — FeS2), а также входит в минеральную часть (в виде сульфатов
типа CaSC>4, Na2SC>4 и т.п.). Последняя полностью окислена и в процес-
сС горения не участвует. Содержание органической и колчеданной серы
в твердом топливе находится в пределах 0,3-6%.
В мазуте.сера присутствует главным образом в составе сероорганиче-
ских соединений и в меньшей части в форме сероводорода и элементарной
серы, растворенной в углеводородных смесях. По содержанию серы топ-
ливные мазуты разделяются на сернистые (при 5Р от 0,5 до 1,5%) и высо-
косернистые (при 5Р от 1,5 до 3,5%>).
В природном газе сера присутствует в основном в форме газообраз-
ного сероводорода H2S, количество которого достигает в отдельных случа-
ях 0,8%) объема газа.
Приведенные характеристики топлива. С увеличением бал-
ласта уменьшается горючая часть топлива и одновременно снижается его
теплота сгорания. Для обеспечения заданной паропроизводительности кот-
ла при этом потребуется увеличить расход топлива, а значит еще более
увеличится поступление балласта в котел. Поэтому процентное содержа-
ние влаги и золы в 1 кг топлива еще не является достаточной мерой их
расхода через котел и выброса затем в окружающую среду. Более полную
характеристику соотношения массовых расходов при сжигании различных
топлив дает выраженное в процентах содержание химических элементов
и балласта, отнесенное к 1 МДж низшей теплоты сгорания топлива, кото-
рое называют приведенной характеристикой.
В практике пользуются тремя характеристиками — приведенными
влажностью, зольностью и сернистостью (%> кг/МДж), которые определяют
по формулам:
ЦГп = Щ\ Ап = Щ-; 5" = ^. (3.13)
Так, при одинаковом исходном содержании серы 5Р = 3% в 1 кг мазута
(Qn = 39 МДж/кг) и бурого угля (Q[i=12 МДж/кг), приведенная сернистость
будет составлять у мазута 5П = 0,077%, а у бурого угля Sn -- 0,25%. Отсю-
да следует, что при одинаковой мощности парового котла выброс оксидов
серы с уходящими газами на буром угле будет в 3,25 раза больше.
3.4. Технические характеристики отдельных видов топлив
3-4.1. Характеристики твердого топлива
Выход летучих веществ. Если твердое топливо постепенно на-
февать в инертной среде без доступа воздуха, то при высоких темпера-

94
Глава 3
турах сначала выделяются водяные пары, а затем происходит разложение
кислородосодержащих молекул топлива с образованием газообразных ве-
ществ, получивших название летучие вещества (СО, Н2, CO2, C77lHn, bbS,
CN, HCN и др.). Выход летучих веществ из твердых топлив происходит
в интервале температур — от 160 до 1 100°С, но наибольший имеет ме-
сто в области температур 400-800°С (рис. 3.3). Условно количественный
выход летучих веществ из твердого топлива определяют по уменьшению
массы пробы топлива после выдержки в тигле при температуре 850 ± 25°С,
в течение 7 минут без доступа воздуха и относят к составу горючей массы
топлива — Vnr, %.
100-
#п -
0(J "
/1П -
4 и
ZU "
к;, %
ЛЗг
Ш
У/л UfOri
яиШБ
тпТгЖ!
fl
ПТГПШ!
т?
1
г
^_
0 200 400 600 800 1000 1200 t. °C
Рис. 3.3. Выход летучих веществ в зависимости от температуры для разных групп
топлив: обозначения те же, что на рис. 3.2-.
Поскольку выход летучих веществ прежде всего определяется содер-
жанием кислорода в топливе, то он тем больше, чем топливо моложе по
химическому возрасту.
Количество летучих веществ в пересчете на натуральное топливо мож-
но определить, если известен внешний балласт топлива:
Кр = v:
,, (100 - IF" - Л")
100
(3.14)
Летучие вещества, выделившиеся из топлива, обеспечивают более ран-
нее воспламенение оставшейся твердой частицы — кокса, так как они вое-

3.4. Технический характеристики отдельных видов гоплив 95
пЛаменяются при более низкой температуре (350-600°С), чем коксовый
Осгаток (950 -f 1 000°С), быстро поднимая тем самым температуру коксовых
частиц. Их влияние особенно велико на начальной стадии горения топлива.
Нем выше выход летучих веществ, тем быстрее воспламеняется топливо
,, гем глубже оно выгорает.
В связи с этим выход летучих оказывает непосредственное влияние
на организацию топочного процесса, выбор объема топочной камеры, эф-
фективность (полноту) сжигания топлива. Эта характеристика положена
в основу классификации твердых топлив.
Структура кокса. Оставшаяся после выхода летучих твердая часть
юплива состоит в основном из углерода и минеральной части и называется
коксом. Термические преобразования исходного вещества топлива в про-
цессе выхода летучих приводят к изменению структуры твердой части,
в результате чего коксовый остаток может быть спекшимся (твердым, сплав-
ленным), слабоспекшымся (разрушаюшимся при надавливании или ударе)
и порошкообразным (рассыпающимся после нагрева).
Некоторые каменные угли с большим содержанием битума при нагре-
ве образуют плотный спекшийся кокс, используемый в металлургических
печах. Такой уголь называется коксовым, и поскольку он является ценным
сырьем промышленности, то подвергается обогащению после добычи, т. е.
отделяется крупнокусковое чистое топливо (концентрат), а оставшееся мел-
кое топливо с повышенным содержанием минеральных примесей (отсевы,
промежуточный продукт, шлам) направляется для сжигания на электростан-
ции. Структура коксового остатка играет роль при сжигании угля в печах на
колосниковых решетках. В энергетических котлах при факельном сжигании
топлива в объеме топки или в циркулирующем кипящем слое характери-
стика кокса значения не имеет.
Температуры плавления золы. Поскольку золовые части-
ны представляют собой смесь минералов с различной температурой их
1 давления, то по мере нагрева спрессованного образца из золы в ла-
бораторной печи происходит постепенное размягчение золовой частицы
вплоть до расплавленного состояния (рис. 3.4). Состояние золы при вы-
сокотемпературном нагреве характеризуется следующими температурны-
ми точками: t/\ • (*i) — начала деформации золовой пирамидки за счет
1 ^большого количества расплавленных компонент (для большинства топ-
лив — tA — 1000- 1200° С); 1в • (£2) — начала размягчения золы, ко-
гДа она переходит в состояние структуированной жидкости, но со зна-
4отельным количеством в жидкой массе твердых (нерасплавленных) ми-
нералов (tfi = 1 200 — 1 350° С); tc • (£3) — жидкоплавкого состояния, ха-
рактеризующего медленное растекание образца из золы на плоскости
('г = 1280 - 1450° С). Нормальное жпдкотекучее состояние шлака соот-
ветствует температуре устойчивого вытекания расплава (шлака) из отвер-

96 Глава 3
стия заданного размера
*н.ж = tc 4- (50 - 100)°С. (3.15
Исходный
образец tA tH tc
Рис. 3.4. Метод определения характерных температур плавкости золы.
Температурные характеристики плавкости золы приводятся в табли-
цах котельных топлив. Их учет имеет важное значение для обеспечения
надежности работы топки и поверхностей котла. При температурах газо-
вого потока, а следовательно, и частиц золы, соответствующих значениям
между ^ и ^, золовые частицы становятся липкими и обладают способ-
ностью шлакования экранных труб и конвективных поверхностей нагрева.
Жидкотекучее состояние шлака имеет место при температурах газов и футе^
рованной поверхности топки выше значения £н.ж- Исключение шлакования
экранов топки и конвективных поверхностей достигается, если температу-
ра газов вблизи этих поверхностей будет ниже значения £д для данного
топлива.
3.4.2. Характеристики мазута
Качество мазута оказывает сильное влияние на конструкцию и рабо-
ту котельной установки. Кроме общих характеристик, качество мазута вы-
ражается в следующих показателях: изменение вязкости от температуры,
плотность мазута, температура вспышки и воспламенения.
Вязкость. Важнейшей технической характеристикой, определяющей
возможность и условия транспорта мазута, является вязкость. Она весьма
существенно зависит от температуры (рис. 3.5). В логарифмических коор-
динатах эта зависимость выражается прямой линией.
Вязкость мазута оказывает сильное влияние на продолжительность
сливно-наливных операций, эффективность транспортировки по трубопро-
водам, качество распыления мазута перед сжиганием в топках и полноту его
сжигания, а также на способность отстаивать содержащуюся в нем воду.
На рис. 3.5 горизонтальными пунктирными линиями показаны пре-
дельные значения вязкости, при которой обеспечивается удовлетворитель-
ная работа перекачивающих мазут поршневых насосов (I), центробежных

3.4. Технические характеристики отдельных видов топлив 97
500
3000
2000
1000
60 . 80 100
Температура, °С
2
X
5
Рис. 3.5. Зависимость вязкости мазутов от температуры.
насосов (II), нормальная работа распыливающих паромеханических (III)
и механических форсунок (IV). Кроме энергетических, на рис. 3.5 показана
характеристика транспортного мазута, применяемого для судовых устано-
вок (флотский мазут Ф5).
Повышение вязкости мазутов с понижением температуры определяется
присутствием в них парафинов.
Плотность. Обычно пользуются относительной плотностью мазу-
тов (плотностью по отношению к плотности воды при температуре 20°С).
Последняя составляет рго = 0,99 - 1,06. С повышением температуры от-
носительная плотность уменьшается и может быть определена по формуле
Pt =
Р20
1 + P(t-20Y
(3.16)
где pt — относительная плотность мазута при определяемой температуре;
# — коэффициент объемного расширения топлива при нагреве на 1°С; для
мазута/3= (5,1-5,3) • 10"4.
Температура вспышки и воспламенения. Температурой
вспышки считается такая температура, при которой пары мазута над по-
верхностью жидкой фазы кратковременно воспламеняются при поднесении
источника огня. Температурой воспламенения считается такая температура
Котельные установки

98
Глава 3
паров в смеси с воздухом, при которой после вспышки продолжается устой-
чивое горение не менее 5 с. Эта температура обычно на 15-20°С выше, чем
при вспышке.
Мазут, сжигаемый на электростанциях, имеет температуру вспышки
135-245°С. Во избежание пожара температура подогрева мазута в открытых
системах всегда должна быть ниже температуры вспышки, причем недогрев
должен составлять не менее 10°С. Закрытая система подогрева — в теплооб-
менниках под давлением — допускает подогрев мазута выше температуры
вспышки.
3.4.3. Характеристики природного газа
Основными техническими 'характеристиками Природного газа являют-
ся плотность, взрываемостъ и токсичность.
Плотность. Почти все виды газового топлива легче воздуха
(рг = 0, 73 - 0, 75 кг/м3), поэтому проникший в помещение газ скапливает-
ся под верхними перекрытиями. В целях безопасности перед пуском котла
проверяют отсутствие газа в вероятных местах его скопления.
Взрываемость. Смесь горючего газа с воздухом в определенных
пропорциях при вводе в эту смесь источника огня или даже искры может
взорваться, т. е. происходит процесс воспламенения смеси вблизи источни-
ка огня и распространение горения в остальной газо-воздушной смеси со
скоростью перемещения волны давления во фронте горения (т. е. со скоро-
стью распространения звука). Взрывоопасные концентрации горючего газа
в воздухе зависят от химического состава и свойств газа. Выделяют нижний
предел взрываемо сти (наименьшая концентрация горючего газа в воздухе)
и верхний предел взрываемости (наибольшая концентрация газа в возду-
хе), между которыми смесь газа с воздухом взрывоопасна (рис. 3.6). При
образовании смеси газа с воздухом в зоне постоянного горения происхо-
дит равномерное (без взрывов) сгорание готовой смеси, когда концентра-
ция горючего газа будет находиться в диапазоне между верхним и нижним
пределами взрываемости.
Токсичность. Под токсичностью понимают способность газово-
го топлива вызывать отравление. Наиболее опасными в этом отношений
компонентами являются оксид углерода СО и сероводород H2S. Предель-
но допустимая концентрация СО в воздухе составляет 0,0024% объемных,
или 0,03 мг/л. Опасна для жизни концентрация окиси углерода — около 0,4%
объемных -- при воздействии на человека в течение 5-6 мин. Даже незна-
чительное содержание СО в воздухе (0,02% объемных) вызывает заметное
отравление. Сернистые соединения в большинстве природных газов прак-
тически отсутствуют. В попутных газах некоторых месторождений содер-
жится значительное количество сероводорода в воздухе — 0,01 мг/л.

3.5. Угольная пыль и не характеристики 99
Наименование
газа
Водород
Окись углерода
Метан
Ацетилен
Сероводород
Природный газ
Доменный газ
Коксовый газ
Химичес-
кая
формула
н,
со
сн,
с»н>
H.S
—
—
—
1Ipe-дел ы воспламеняемости
в объемных процентах
1 1 1 1 1 1 1
V//////////////A
17
v;WW);?sAs)a
73
J ' * J
Х////////Л
^М
V///////A
У////Л
О 20 40 60 80 100
Объемная доля газа в газовоздушной смеси, %
Рис. 3.6. Пределы воспламенения газовоздушных смесей при 20°С и р = 0,1 МПа.
Поскольку в природном газе все его компоненты перемешаны равно-
мерно и состав газа известен, то концентрацию в воздухе вредных газов
можно установить по присутствию в воздухе метана, процентное содержа-
ние которого определяют прибором — метаномером.
Почти все природные газы совсем не имеют запаха или имеют весьма
слабый запах. Для своевременного обнаружения утечки газа и принятия
мер безопасности газовое топливо, не имеющее запаха, до поступления в
газовую магистраль одорируют, т.е. придают характерный острый запах
введением сернистого соединения — меркаптана.
3.5. Угольная пыль и ее характеристики
Основным ^элементом любой пылесистемы является углеразмольная
мельница (рис. 1.6). В табл. 3.2 приведены некоторые характеристики наи-
более распространенных мельниц для размола топлива. Они различаются
,]о принципу измельчения топлива и по частоте вращения подвижной части
Мельницы. Наиболее широкое распространение получили шаровые бара-
банные (ШБМ) и молотковые (ММ) мельницы. На их долю приходится
свыще 80% всех размалываемых твердых топлив.
Размолоспособность топлива. Механические (прочностные)
с»ойства различных твердых топлив не одинаковы. Одна и та же мсль-
Hnua при их размоле будет иметь разную производительность по гото-
К°Г1 пыли. Для характеристики топлив по их способности к размолу вве-
4*

100
Глава 3
Таблица 3.2. Характеристики основных углеразмольных мельниц
Наименование
мельницы
Шаровая бара-
банная
Валковая сред-
неходная
Молотковая
Мельница-вен-
тилятор
Обо-
значе-
ние
ШБМ
МВС
ММ
MB
Принцип
размола
топлива
удар, истира-
ние
раздавлива-
ние
удар
удар
Частота
вращения
размольной
части с""1
(об/мин)
0,25-0,42
(15-25)
0,85-1,3
(50-80)
12,5-16,3
(590-980)
12,0-24,5
(735-1470)
Классифика-
ция по частоте
вращения
тихоходная
среднеходная
быстроходная
быстроходная
дено понятие о лабораторном относительном коэффициенте размолоспо-
собности Кл,0. Значение Кпл определяется по результатам размола оди-
наковой начальной порции дробленого топлива в лабораторной мельнице
строго определенное время путем сравнения тонкости полученной пыли
с тонкостью аналогичной пыли эталонного очень твердого при размоле
топлива. При значениях А'л.0 ^1,1 топлива имеют высокую твердость,
а при Кп_0 > 1,5 — относятся к мягким топливам, легко разрушающим-
ся при ударе или раздавливании. Остальные — являются топливами сред-
ней твердости.
После размола топлива в мельнице получается полидисперсный уголь-
ный порошок, т. е. смесь частиц различных размеров, примерно от 0,1 до
300-500 мкм, а при грубом размоле бурых углей — до 1 000 мкм. Практи-
чески в топочных камерах неполноту сгорания в зависимости от выхода
летучих веществ создают частицы размером более -200 мкм, которые отно-
сят к крупным фракциям пыли (грубые фракции).
Тонкость размола пыли. Ее определяют по рассеву взятой пор-
ции полученного порошка на ситах (рис. 3.7). Отобранную порцию пыли
просеивают через 4-5 сит с постепенно убывающим размером ячеек сита.
Рассев производят на вибрационной машине. Сита нумеруют по размеру
отверстия в' свету х, выраженному в микрометрах.
По принятой методике ситового анализа пыли за суммарный остаток,
на сите заданного размера принимают общее количество частиц с размером
больше, чем размер ячейки сита х, мкм, и выражают его в процентах перво-
начальной массы. Этот остаток обозначают через R,r. Так, значение П.юоо

3.5. Угольная пыль и re характеристики
101
а)
х = 90 мкм
б)
Рис. 3.7. Производство ситового анализа пыли на комплекте из пяти сит: а — ком-
плект сит с рассевом пыли; б — вид решетки сита; 1-5 — сита с размерами ячейки
соответственно 1 000, 500, 200, 90, 50 мкм; 6 — поддон; х — размер ячейки сита.
(см. рис. 3.7) представляет долю остатка на сите 1 000 мкм в процентах от
начальной порции пыли, а значение Я200 будет составлять общую долю от
суммы остатков на ситах 200, 500 и 1 000 мкм. Поэтому суммарные остатки
на ситах Rx называют интегральными.
По данным рассева строят зерновую характеристику, т. е. зависимость
остатков Rx от размера частиц х (рис. 3.8, а).
100
90
80
70
60
50
10
30
20
10
ш
и
V
\
N
1
\
/^, = :п^
ШБМ
3
ММ
/? = 1.."
Мн(='
k\
^
п =0 „s:>
1 1
1
»т*
'
■
М !
i
'1 !
ч //,,;„,=г.>
х>^^|
:...,2^
у,
Л
4
'1.'Л\{
mJV2'/\ \
{-..Т
0 50 90
150 200 250 300
а)
400 мкм
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
f
\
г
„-(
ч\
ч
чч
,Х.">
^
\Ч
= I.-J."»
,/* - 1.0
^
=5=^=
40 80 120 160 200 240 280 мкм
б)
Рис. 3.8. Зерновые характеристики угольной пыли: а -- интегральная при размоле
'оплива в разных мельницах; б —дифференциальная при разных коэффициентах по-
Л1«дисперсности гс; 1 —размол в молотковой мельнице (ММ); 2 — размол в шаровой
барабанной мельнице (ШБМ); 3 — область гонких фракций; 4 — го же грубых.

102
Глава 3
Из рис. 3.8 следует, что чем круче зерновая характеристика, тем в пыли
больше мелких частиц, легко сгорающих в топках котлов, и уменьшается
масса крупных частиц (размером более 200 мкм), ведущих к недогоранию
топлива. Вместе с тем, на получение тонкой пыли затрачивается больше
энергии в процессе размола. Анализ многочисленных зерновых характери-
стик размола различных видов топлива показал, что все кривые описывают-
ся уравнением Розина-Раммлера (устанавливающее распределение частиц
по фракциям)
Я^ЮОе-6*", (3.17)
в котором b и п — постоянные коэффициенты, характеризующие соответ-
ственно тонкость измельчения и равномерность зернового состава; е — осно-
вание натуральных логарифмов.
Значение коэффициента b изменяется в пределах 0,0025-0,1; чем тонь-
ше пыль, тем меньше коэффициент Ь. Коэффициент п характеризует струк-
туру пыли, распределение частиц по размерам и может быть больше или
меньше единицы. Значения коэффициентов Ьип для данного топлива и сит
стемы пылеприготовления (типа сепаратора и мельницы) определяют, сде-
лав рассев порции полученной пыли на двух ситах, чаще всего размером
ячейки х = 90 и 200 мкм (т. е. получают два опытных значения Rx).
Структуру пыли по фракциям можно проанализировать, если продиф-
ференцировать уравнение (3.17) по х:
у = -fill* = mbnxn-le-bv" = Rxbnxn~l. (3.18)
ах
Тогда ордината у, %/мкм, на графике (рис. 3.8,6) характеризует про-
центное содержание пылинок размером х. При п > 1 кривая имеет макси-
мум в зоне х = 15 -f- 25 мкм. В такой пыли оказывается относительно мало
мельчайших фракций, и она характеризуется как более грубая. При п — 1
и п < 1, наоборот, наибольшее количество фракций пыли приходится на
очень мелкие фракции. Это пыль более тонкая по размолу.
В эксплуатации для быстрой (оперативной) оценки качества угольной
пыли пользуются обычно ситом 90 мкм, дающим четкое представление о ха-
рактере пыли (тонкая или грубая), то есть интегральным остатком R,qq. При
известных для данной пылесистемы значений b и п по полученному i?90
легко рассчитать полную зерновую характеристику, а также оценить ка-
чество пыли: при значениях Rgo < 15% пыль относится к тонкой, при
i?90 > 40% является грубой, в диапазоне Ддо = 15 -г 40% пыль считается
среднего состава.
Для каждого сорта топлива типа пылеприготовительного и топочногр
устройства имеется наивыгоднейшая, так называемая экономическая, оп-
тимальная тонкость размола, Т?^1, соотвегствующая минимуму суммарных

3.5. Угольная пыль и ек характеристики
103
затрат на размол и потерь при сжигании. Экономическую тонкость размола
устанавливают испытаниями в процессе эксплуатации. Основным факто-
ром, влияющим на экономическую тонкость размола, является выход лету-
чих Vjf. Чем он больше, тем меньше коксовый остаток, легче горит топливо,
тем грубее может быть размол. Так, для антрацита Щ™ — 1 — 8%, для пыли
каменных углей — 20-30%, пыли бурых углей — 40-55%.
В зависимости от выхода летучих и фракционного состава пыли эко-
номически оправданную тонкость размола можно оценить по формуле
Д^ = 4 + 0,8пУлг. (3.19)
Затраты энергии на размол топлива. Энергия, затраченная
на измельчение исходного топлива до состояния пыли пропорциональна
размеру вновь полученной поверхности [кВт-ч/кг пыли]:
Эм = ^=Л(/™-/др), (3.20)
где NM, BM — мощность мельницы, кВт, и ее производительность по пыли,
кг/ч; А — удельный расход электроэнергии на измельчение материала, при
котором обнажается 1 м2 новой поверхности, кВт-ч/м2; /др, /пл — перво-
начальная поверхность 1 кг топлива (дробленки) и конечная поверхность
полученного 1 кг пыли, м2/кг. При размоле топлива в углеразмольных мель-
ницах поверхность /пл > /др, и в выражении (3.20) можно не учитывать /др.
Поверхность пыли. Теоретическую поверхность пыли, состоящей
из пылинок различных размеров, согласно кривой распределения по фрак-
циям (рис. 3.8, а), но имеющих форму куба, можно определить по следую-
щей упрощенной формуле:
где ртл — удельная плотность размалываемого топлива, кг/м3; обычно р1Л =
= 1 700-1 840 кг/м3. Однако частицы пыли никогда не имеют точной формы
куба. Для определения действительной поверхности в расчет вводится ко-
эффициент формы частиц А'ф, величина которого зависит от размера частиц.
Он больше для крупных фракций (Аф = 2 -г 2,5) и близок к единице для
мелких. Среднее значение коэффициента формы для угольной пыли прини-
мают Кф — 1,75. Тогда действительная поверхность пыли /11Л — Аф/Г.
Влажность пыли. Важной характеристикой пыли является ее влаж-
ность И""1, % Она оказывает большое влияние на производительность мель-
ниц и сепараторов, бесперебойность подачи готовой пыли, безопасность

104
Глава 3
работы пылесистемы. Определяющей величиной для выбора допустимой
влажности пыли принята гигроскопическая влажность топлива W™.
Допустимая по условиям взрывобезопасности и транспортировки
влажность пыли после мельницы должна находиться в следующих пре-
делах: >
- для топлив марок А, ПА, Т W™ + 1 >W™ > W™;
- для каменных углей и сланцев W™ ^Wnn > 0,5 Wru;
- для бурых углей W™ + 8 >Wnn ^ W™.
Повышение влажности пыли сверх допустимых значений ведет к за-
труднениям транспорта пыли: потеря текучести и слеживание пыли в бун-
керах. Вместе с тем, пересушенная пыль бурых и каменных углей склонна
к самовозгоранию при доступе воздуха в местах ее хранения или скопления,
а пылевоздушная смесь взрывоопасна.
Взрываемость пыли. Взрыв в объеме, заполненном взвешенной
в воздухе угольной пылью, будет тем интенсивнее, чем больше удельная по-
верхность пыли (чем мельче фракции) и чем выше выход летучих веществ.
Существенное значение имеет температура смеси. Наиболее опасными яв-
ляются концентрации пыли от 0,3 до 0,6 кг на 1м3 воздуха. Именно такие
концентрации обычно имеют место при эксплуатации пылесистем. Поэто-
му жестко ограничивается температура сушильного агента на выходе из
мельницы — не выше 80-100°С при ниличии бункеров пыли и до 130°С
в пылесистемах с прямым вдуванием пыли в топку.
Воспламенение объема аэропыли сопровождается резким ростом тем-
пературы и давления. Для уменьшения силы взрыва служат предохрани-
тельные клапаны, которые при росте давления выбрасывают часть смеси
из системы. При недостатке кислорода в смеси возникновение взрыва невоз-
можно. Это имеет место при содержании О2 в сушильном агенте не более
16-19% для различных видов топлив. Поэтому использование в качестве
первичного потока смеси горячего воздуха с топочными газами способ-
ствует надежности работы пылесистемы.
Такое же влияние на предотвращение взрыва пыли оказывает повышен-
ная зольность топлива. Так, экибастузский каменный уголь не относится к
взрывоопасным при содержании минеральной части АР > 40%.
3.6. Примеры и контрольные вопросы
3.6.1. Примеры
1. При лабораторных исследованиях был получен элементный состав
кузнецкого угля марки СС на горючую массу:
С = 84,0%; Яг - 4, 5% Nr = 2,0%, О' - 9%, 5Г - 0, 5%.

3.6. Примеры и контрольные вопросы 105
влажность и зольность топлива при его анализе составила: Wp — 12%,
j[p = 11,4%. Определить состав рабочей массы топлива.
Решение.
Определим коэффициент пересчета с горючей массы на рабочую:
1QQ - Wp - Ар 100-12,0-11,4
к** = Ш6 = Гоб = °'766'
Тогда Ср = Сг • Кг.р = 84,0 • 0,766 = 64,34%; аналогично по другим
составляющим: Нр = 3,45%, Np = 1,53%, Ор = 6,9%, Sp = 0,38%.
Проверим суммарный состав рабочей массы:
Ср + Нр + Ор 4- Np + Sp + Ар + WP = '
" = 64,34 + 3,45 + 6,9 + 1,53 + 0,38 + 11,4 + 12,0 = 100%.
2. Для того же состава угля известно значение QrH = 7 332,2 ккал/кг
в технической системе единиц. Определить теплоту сгорания рабочей мас-
сы QrH в международной системе единиц (СИ).
Решение.
Переведем значение теплоты сгорания QrH в систему СИ. Исходя из
соотношения 1 ккал=4,187 кДж, получаем:
QrH = 7 332,2 - 4,187 - 30 700 кДж/кг = 30,7 МДж/кг.
По формуле (3.8) значение теплоты сгорания составит:
100-(11,4 +12,0)
Qp = 30 700 K-j^ — - 25 • 12,0 = 23 216 кДж/кг.
3. На сколько увеличится теплота сгорания Qp бурого угля Назаров-
ского месторождения при переходе на электростанции от замкнутой к разо-
мкнутой схеме сушки топлива с получением подсушенного топлива (су-
шонки) окончательной влажностью пыли Wnn — 10,0%. Исходная работая
масса топлива имеет значение Qp = 13,02 МДж/кг и Wp = 39,0%.
Решение.
По формуле (3.9) при сохранении постоянной зольности топлива зна-
чение
1 ПС] _ Т/Т/пл
QT = {QI + 25 W) ^0_^Р - 25 W"» =
= (13 020 + 25 • 39,0) • *вв ~ 10' 0 _ 25 • 10,0 = 20 398 кДж/кг.
Теплота сгорания подсушенной пыли увеличится в 1,56 раза.

106
Глава 3
4. При размоле испытуемого топлива в лабораторной мельнице полу-
чена пыль с Ддо ~ 52%. Найти значение коэффициента КЛш0.
Решение.
По методике ВТИ коэффициент размолоспособности определяют по
формуле
'ioo^I0,67
Ял.о = 1,96
L V Доп /
Таким образом, размолоспособность испытуемого топлива составит
**~-1-«Кж)П
1,475.
Указанное топливо достаточно мягкое при размоле.
5. На электростанции сжигается экибастузский каменный уголь, име-
ющий коэффициент Кп 0 = 1,29 и выход летучих V* = 24,0%. На станции
установлены валковые среднеходные мельницы. Определить оптимальное
значение тонкости размола топлива i?goT и максимальный размер частиц
пыли хмлк.
Решение.
Для среднеходной мельницы значение коэффициента полидисперсно-
сти п — 0,85. По формуле (3.19) значение
Щ™ = 4 + 0,8 • 0,85 ■ 24 = 20,3%.
За максимальный размер частицы принимается хшк, которому соответству-
ет значение Rx = 0,1%. Используя формулу (3.17), выразим значение хшк
при Rx = 0,1. При этом значение коэффициента тонкости размола
fin Ж) (\пШ)
, V b%s) v 20,3;
Ъ = —^— = ;JL_ = о, 0348.
90"
(-£
90'
0,85
1/п
40,0348/
1.176
= 503 мкм.
3.6.2. Контрольные вопросы
1. Почему горючая масса используется для определения вида и «хи-
мического возраста» топлива?

3.6. Примеры и контрольные вопросы 107
2. Почему с переходом от твердого топлива к мазуту и природному
газу теплота сгорания 1 кг массы топлива увеличивается?
3. Какие факторы определяют различие теплоты сгорания Q[ и Q£?
4. Какое твердое топливо будет иметь более высокую теплоту сгора-
ния QP{: имеющее 10% влаги и 20% золы или имеющее 10% золы
и 20% влаги?
5. Зачем введено понятие «условного топлива»? Всегда ли (на любых
видах топлива) расход условного топлива меньше, чем натураль-
ного?
6. Какой технической характеристикой определяется склонность
топлива к шлакованию или возможность образования жидкого
шлака?
7. Какие отрицательные воздействия на работу котла вызывает на-
личие влаги и серы в топливе?
8. За счет каких процессов оказывает влияние выход летучих ве-
ществ на сгорания топлива в топке?
9. В чем состоят меры предосторожности на электростанции при
сжигании природного газа?
10. Какая характеристика определяет разделение топлива на реакци-
онные и малореакционные? Как связано сжигание этих топлив
с тонкостью их размола в пылесистеме?
11. Что означает показатель пыли Rxl To же — показатель у? Чем
определяется оптимальное значение размола топлива?
12. Зачем необходимо знать расчетную поверхность пыли?

Глава 4
ОСНОВЫ ОРГАНИЗАЦИИ
ТОПОЧНЫХ ПРОЦЕССОВ
И МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ
ГОРЕНИЯ
4.1. Основы кинетики химических реакций
Процесс горения характеризуется быстрым протеканием реакций окис-
ления горючих элементов топлива кислородом воздуха, при котором имеет
место значительное тепловыделение и создается высокий уровень темпе-
ратуры. Реакции с выделением теплоты называют экзотермическими. Пре-
имущественное тепловыделение при горении топлив определяется содер-
жанием в топливе углерода. Горение углерода в основном характеризуется
протеканием трех химических реакций:
— полное окисление углерода кислородом с образованием диоксида
углерода
С + 02 = С02 + 409,1 МДж/моль, (4.1)
— частичное окисление с выходом монооксида углерода
2С 4- 02 = 2СО + 2 • 123,3 МДж/моль, (4.2)
— доокисление монооксида до диоксида в объеме около поверхности
горения
2СО + 02 - 2С02 + 2 • 285, 8 МДж/моль. (4.3)
Реакции по уравнениям (4.1) и (4.2) являются гетерогенными, так как в ре-
акции участвуют горючее и окислитель, находящиеся в разном фазовом со-
стоянии (твердое горючее и газообразный окислитель — кислород). Реакция
по уравнению (4.3) относится к гомогенной, так как здесь оба вещества,
вступающие в реакцию, являются газообразными (возможны гомогенные
реакции веществ в жидком состоянии).

4.1. ОСНОВЫ КИНЕТИКИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ
109
В условиях высоких температур в ядре факела могут протекать реакции
с поглощением тепла. Они являются эндотермическими. К ним, например,
относятся реакция образования оксидов азота:
N2 4- 02 = 2NO - 180 кДж/моль (4.4)
или восстановление диоксида углерода на раскаленной поверхности угле-
рода при недостатке кислорода:
С + С02 = 2СО - 162,5 кДж/моль. (4.5)
Реакция является химически обратимой, если она может идти как в пря-
мом, так и в обратном направлении, однако внешне условия для протекания
реакции в том или другом направлении могут существенно отличаться. Так,
реакция образования окислов азота имеет место только в зоне весьма высо-
ких температур, а обратная реакция их разложения на газообразные кисло-
род и азот протекает в земной атмосфере под действием солнечной радиа-
ции. При горении топлива в топочных камерах скорость прямого процесса
окисления горючих кислородом несоизмеримо больше скорости обратного,
поэтому химическое равновесие этих реакций смещено в сторону образо-
вания конечных продуктов, и в указанных условиях эти реакции можно
считать необратимыми.
Однако всегда по мере роста концентрации продуктов реакции и тем-
пературы в зоне горения находится в равновесии с конечными продуктами
какое-то количество исходных веществ. Этот процесс связан с термической
диссоциацией части образовавшихся продуктов сгорания. В топочных ка-
мерах при температуре горения выше 1 600°С подвергаются термической
диссоциации в заметном количестве диоксид углерода С02 и водяные па-
ры Н20:
2С02 +± 2СО + 02
2Н20^2Н2 + 02. ( ' }
Таким образом, в зоне высоких температур горения всегда останется
небольшое количество СО, Н2 и 02, догорание которых возможно при более
низких температурах.
Интенсивность горения характеризуется скоростью реакции. Под ско-
ростью гомогенной реакции понимают массовое количество вещества, реа-
гирующее в единице объема и в единицу времени. Скорость реакции в этом
случае измеряют по изменению концентрации одного из реагирующих ве-
ществ. Например, в реакции (4.3) средняя скорость реакции гйр, моль/(м3-с),
За промежуток времени Ат, с, имеет выражение
и)1> = -&Г> (4>7)

по
Глава 4
где АСсо — изменение концентрации СО в объеме, моль/м3. Скорость ге-
терогенной реакции (4.1) и (4.2) Ks, г/(м2-с), выражается количеством уг-
лерода Ад, г, прореагировавшим с кислородом на единице поверхности
контакта с окислителем S, м2, в единицу времени Ат, с:
**=wkry (48)
Скорости реакций подчиняются закону действующих масс, согласно кото-
рому в однородной среде при постоянной температуре в каждый момент
времени скорость реакции пропорциональна произведению концентраций
реагирующих веществ с учетом числа молей. Так, для уравнения (4.3) ско-
рость реакции составит
wp = KpC2coCo2. (4.9)
Здесь Кр — константа скорости реакции, зависящая от температуры и хи-
мической природы реагирующих веществ.
В условиях гетерогенного горения концентрация горючего (твердого
топлива) неизменна, поэтому скорость такой реакции на основе закона дей-
ствующих масс будет зависеть только от концентрации окислителя (кисло-
рода) у поверхности топлива:
К3 = КРС™. (4.10)
Здесь Cq°b — концентрация кислорода у поверхности топлива. При неизмен-
ной концентрации реагирующих веществ во времени (постоянный подвод
топлива и окислителя в зону горения) скорость реакции зависит от кон-
станты скорости реакции Кр, 1/с, значение которой выражается законом
Аррениуса:
Kp = K0e~E/RT, (4.11)
где Ко — предэкспоненциальный множитель, 1/с; Е — энергия активации,
кДж/моль; R — универсальная газовая постоянная, кДж/моль-К); Т — аб-
солютная температура процесса, °К. Величины Кр и Е называются кине-
тическими константами реакции, они определяют реакционные свойства
топлива. Химическая реакция может происходить при столкновении моле-
кул, вступающих в реакцию веществ. Если бы все столкновения приводили
к реакциям, то горение происходило бы с огромной скоростью и константа
скорости равнялась бы Kq. В действительности, реакция может произойти
только в том случае, когда за счет энергии соударения произойдет разруше-
ние старых молекулярных связей и образовавшиеся осколки молекул (за-
ряженные радикалы) могут перегруппироваться и создать молекулы новых
веществ.

4.1. ОСНОВЫ КИНЕТИКИ ХИМИЧЕСКИХ РЕАКЦИЙ I 1 1
Энергия, достаточная для разрушения внутримолекулярных связей ис-
ходных веществ, называется энергией активации Е. Так, при горении кокса
по реакции (4.1) энергия активации зависит от вида кокса: для кокса бурого
угля Е —92-105, для кокса каменных углей — 117-134, для антрацита -
147 МДж/моль. В результате число молекул Ne, обладающих необходи-
мым уровнем энергии Е, определяется статистическим законом Максвел-
ла-Бол ьцмана:
NE = N0e-E'RT, (4.12)
где iVo — полное число молекул в единице объема. Энергия активации за-
висит не только от величины внутриатомных связей в молекулах, но и от
того, в каком состоянии находятся вступающие в реакцию вещества. При
высоких температурах в зоне реакции за счет диссоциации молекул с более
слабыми внутренними связями накапливается определенное количество за-
ряженных частиц (радикалов) типа ОН-, Н+, О2-, которые легко вступают
в промежуточные реакции с исходными молекулами (такие реакции имеют
низкие значения Е) и способствуют ускорению реакций горения.
гор
ВП 100 %
Рис. 4.1. Кинетические характеристики процесса горения: а — зависимость констан-
ты реакции горения Кр и диффузионного массообмена Кл от температуры; 6 —
изменение скорости реакции гир от энергии активации Е\ в — изменение скорости
Реакции при повышении концентрации горючего вещества (7гор в смеси с воздухом;
НП,ВП — нижний и верхний предел концентрации.
На рис. 4.1 показана зависимость константы скорости Кр и скорости
Реакции шр от определяющих факторов. Рост скорости химической реак-
ции с температурой на известном уровне тормозится аэродинамическим
фактором — возможностью доставки в зону горения окислителя (кислоро-
да), определяемого скоростью диффузионного массообмена Кл, который
слабо зависит от температуры (рис. 4.1,л). Повышение энергии активации

112 Глава 4
вступающих в реакцию веществ требует больше энергетических затрат на
каждый акт реакции, что ведет к торможению скорости (рис. 4.1,6).
В топочных устройствах происходит постоянная подача топлива
и окислителя в зону горения, и, следовательно, в ядре горения сохраняется
практически постоянная концентрация реагирующих веществ во времени.
В этих условиях максимальная скорость реакции может быть достигнута
при соотношении концентраций исходных веществ, близком к стехиомет-
рическому С?ор, когда в результате реакции не остается избытка любого из
них (рис. 4.1, в). При избытке горючего (богатая смесь) или при малой его
концентрации (бедная смесь) скорость реакции снижается ввиду уменьше-
ния тепловыделения на единицу объема. Как видно, существует нижний
предел концентраций горючего (НП), ниже которого горение становится
невозможным, и верхний предел (ВП), когда дальнейшее увеличение кон-
центрации горючего в смеси также прекращает горение. Во всем диапазоне
концентраций между этими пределами
горение возможно. При сгорании го-
рючей смеси в замкнутом объеме и от-
сутствии отвода теплоты во вне теп-
ловыделение в процессе реакции пе-
редается продуктам сгорания и приво-
дит к максимальному повышению их
температуры. При этом условии име-
ет место теоретическая (адиабатная)
температура горения Ттеор = Та. Наи-
высшее ее значение достигается при
подводе окислителя в строгом соответ-
ствии с химической формулой (при сте-
хиометрическом соотношении горюче-
го и окислителя). Эту температуру ча-
сто называют жаропроизводителъно-
стыо топлива.
В топочных устройствах всегда
имеет место отвод теплоты из зоны ре-
акции к поверхностям нагрева. С по-
вышением температуры в зоне основ-
ного горения увеличивается и отвод
теплоты, далее по мере выгорания топ-
лива тепловыделение снижается, а вме-
сте с ним происходит спад температуры продуктов сгорания, так как теп-
лоотвод сохраняется достаточно высоким (рис. 4.2).
Температура смеси, начиная с которой система способна к самоуско-
рению реакции до устойчивого горения, называется температурой воспла-
Рис. 4.2. Изменение температуры га-
зов по высоте топки h: hrop — высо-
та расположения горелок; /?.г — высота
топки.

4.2. Горение натуральных топлив из
иенения. Эта величина не является постоянной для реагирующих веществ
\\ зависит от условий отвода тепла из зоны реакции. Тепловыделение в хо-
де реакции горения топлива (при постоянной концентрации реагирующих
веществ) определяется скоростью реакции в данных условиях и теплотой
горения топлива:
QP = KS-Q№r, (4.13)
где Ks — скорость реакции по сгорающему топливу, кг/(м2-с), соглас-
но (4.8); Qu — теплота горения топлива, кДж/кг.
Из рис. 4.1, а видно, что скорость реакции Ks увеличивается с ро-
стом температуры, а по (4.10) зависит еще от концентрации кислорода на
поверхности горения. Последняя, в свою очередь, зависит от значения кон-
стант диффузионного массообмена и химической реакции на поверхности
топлива. При этом в области низких температур скорость реакции ограни-
чивается значением константы Кр, а при высоких — тормозится условиями
массообмена у поверхности топлива, т. е. значением константы Кд. В итоге
зависимость Ks = /(Г) имеет дерегиб (см. рис. 4.1, а).
Теплоотвод из зоны реакции в окружающую среду (к тепловосприни-
мающим поверхностям) выражается формулой
Qo = aFCT(Tp-TCT), (4.14)
где а — коэффициент теплоотдачи, кВт/(м2К); FCT — настенная тепло-
воспринимающая поверхность, м2; Тр, Тст — температуры в зоне реакции
и у поверхности стен, °К. Из (4.14) следует, что при постоянстве условий
отвода тепла из зоны реакции (а = const) теплоотвод изменяется линейно
в зависимости от разности температур (Гр - Тст). На рис. 4.3 показан харак-
тер изменения значений Qp и Qo от температуры. Точка 1 касания кривой Qp
и линии теплоотвода Qq соответствует температуре воспламенения Тв, так
как при любом отклонении от нее значение Qp > Qo n происходит само-
разогрев горючей смеси и рост тепловыделения за счет реакций окисле-
ния. Точка пересечения 3 кривой Qp и линии Qo характеризует наивысшее
устойчивое тепловыделение, когда Qp — Qo, а соответствующая темпера-
тура — температура горения Тгз. Как видно на рис. 4.3, чем интенсивнее
теплоотвод из зоны горения (круче наклон линии отвода 2-4, выше ТСТ2, так
как а2 > ai), тем выше температура воспламенения топлива Тв2, и ниже
температура горения ТГ4.
4.2. Горение натуральных топлив
4-2.1. Горение газового топлива
Ранее были изложены основные законы кинетики (законы действу-
К)идих масс и Аррениуса), позволяющие определять скорость химических

114
Глава 4
*ст! -*ст2 -*bI ^в2
Рис. 4.3. Графическое определение температуры воспламенения Тв, горения Тг при
разной интенсивности теплоотвода к стенам топки (Q02 > Qoi)- Qp — тепловыде-
ление в результате реакции горения; Тст — температура стен (экранов) топки.
реакций. В основе этих реакций лежат стехиометрические соотношения
молекул исходных и конечных продуктов. Экспериментально установлено,
что скорости протекания реакций существенно превышают их расчетные
значения, полученные с применением закона действующих масс и закона
Аррениуса. В действительности, реакции в вещестах, находящихся в па-
рогазовом состоянии, происходят чаще не между исходными молекулами
горючего и окислителя, а через ряд промежуточных стадий, в которых
вместе с молекулами участвуют активные осколки молекул — радикалы
и атомы, имеющие свободные связи Н, ОН, О, СЫ и др. При этом пе-
реход от исходных веществ к конечным продуктам происходит через ряд
промежуточных реакций, протекающих с большой скоростью, так как они
обладают низкой энергией активации. Такие реакции, отличительной осо-
бенностью которых является огромная скорость их протекания, получили
название цепных.
При горении газов протекают разветвленные реакции, в процессе кото-
рых один активный центр порождает два или большее число новых актив-
ных центров. Теорию цепных реакций разработал академик Н.Н.Семенов.
Согласно этой теории цепная разветвленная реакция включает следующие
процессы: зарождение цепей — образование активных частиц из исходно-

4.2. Горении натуральных топлив
115
го продукта; разветвление цепей — процесс, при котором одна активная
частица, реагируя с исходными, вызывает образование двух или несколь-
ких новых активных частиц; по мере убывания горючих компонентов ре-
акция замедляется, наступает обрыв цепей и реакция вырождается — го-
рение прекращается. Началу реакции между веществами предшествует пе-
риод накопления активных центров реакции в виде заряженных частиц за
счет разрушения части исходных молекул другими, обладающими боль-
шими энергиями движения, выше энергии связи атомов в молекуле. Этот
период называют периодом индукции. При высокой температуре вступа-
ющих в реакцию веществ период индукции занимает от долей секунды
до 1-2 секунд.
Рассмотрим механизм цепной
разветвленной реакции на приме-
ре горения водорода (рис. 4.4). Из
цикла цепной реакции следует, что
наряду с образованием конечного
продукта Н2О увеличивается чис-
ло активных частиц — возбудителей
цепи Н (на один вступивший в ре-
акцию активный атом водорода по-
сле первого цикла образуется 3 ато-
ма водорода, после второго цикла —
9, после третьего — 27 и т. д.), что
приводит к дальнейшему лавинооб-
разному ускорению реакции. В ре-
альных процессах одновременно с
лавинообразным ускорением обра-
зования активных центров часть их
по ряду причин при контакте со
стенками сосуда, друг с другом по-
гибает, что ведет к постепенному
снижению скорости нарастания ре-
акции и переходу ее в установив-
шееся состояние, если имеет место
постоянный подвод кислорода и во-
дорода в зону реакции.
Горение газового топлива в смеси с воздухом идет с очень большой
скоростью (готовая смесь метана с воздухом объемом Юм3 сгорает за 0,1 с).
Поэтому интенсивность сжигания природного газа в топках паровых котлов
°пределястся скоростью его смешения с воздухом в горелочном устройстве.
В турбулентном потоке горючей смеси метана с воздухом скорость
Распространения пламени £/„л, м/с, определяется турбулентной диффузией
|Конечный|
продукт
Возбудители"
цепи
+
о,
+
о,
+
о,
/\ /\ /\
\
V
и т. д
/
Рис. 4.4. Цикл цепной реакции горения
водорода: О ~ возбудитель цепной ре-
акции; □ — конечный продукт.

116
Глава 4
веществ и находится по приближенной формуле
С/пл = 1,2'ШГ0р£г(^)П, (4.15)
где wrop — скорость воздуха на выходе из горелки, м/с; Тг — расчетная
температура газовой среды, °К; п = 0,6 -f- 1,65 — показатель степени,
изменяется в зависимости от состава горючей смеси и скорости потока,
Для промышленных горелок, сжигающих природный газ; значение п близко
к единице; £т = 0,25 - 0,3 — степень турбулентности потока воздуха.
В итоге скорость распространения газового пламени обычно составляет
С/пл =8-12 м/с.
Трудность обеспечения полного смешения расхода газа с воздухом за
короткий промежуток времени связан с большим различием объемных рас-
ходов газа и воздуха — на сжигание 1 м3 газа требуется 10 м3 воздуха. Для
полноты перемешивания приходится вводить газ в поток воздуха внутри
горелки большим количеством мелких струй малого диаметра и с большой
скоростью. Воздушный поток также сильно турбулизуется в специальных
завихривающих устройствах.
4.2.2. Горение твердого топлива
Горение твердого топлива (угольной пыли) включает два периода: теп-
ловую подготовку и собственно горение (рис. 4.5). В процессе тепловой под-
готовки (рис. 4.5, зона I) частица топлива прогревается, высушивается и при
температуре выше 110°С начинается тепловое разложение исходного веще-
ства топлива с выделением газообразных летучих веществ. Длительность
этого периода зависит главным образом от влажности топлива, размера его
частиц, условий теплообмена и составляет обычно десятые доли секунды.
Протекание процессов в период тепловой подготовки связано с поглощени-
ем тепла, главным образом, на подогрев, подсушку топлива и термическое
разложение сложных молекулярных соединений, поэтому нагрев частицы
в это время идет замедленно.
Собственно горение начинается с воспламенения летучих веществ
(рис. 4.5, зона II) при температуре 400-600°С, а выделяющаяся в процес-
се их горения теплота обеспечивает ускоренный прогрев и воспламенение
твердого коксового остатка. Горение летучих веществ занимает 0,2-0,5 с.
При большом выходе летучих (бурые и молодые каменные угли, сланцы,
торф) выделяющейся теплоты их горения достаточно для воспламенения
коксовой частицы, а при малом выходе летучих возникает необходимость
дополнительного прогрева коксовой частицы от окружающих раскаленных
газов (зона III).

4.2. Горение натуральных топлив 117
Горение кокса (рис. 4.5, зо-
на [V) начинается при температу-
ре около 1 000°С и является наи-
более длительным процессом. Это
определяется тем, что часть кис-
лорода в зоне у поверхности ча-
стицы уже израсходована на сжи-
гание горючих летучих веществ
и оставшаяся концентрация его
снизилась, кроме того, гетероген-
ные реакции всегда уступают по
скорости гомогенным для однород-
ных по химической активности ве-
ществ.
В итоге общая длительность
горениятвердой частицы (1,0-2,5 с)
в основном определяется горени-
ем коксового остатка (около 2/3 об-
щего времени горения). У молодых
топлив, имеющих большой выход
летучих веществ, коксовый оста-
ток составляет менее половины на-
чальной массы частицы, поэтому
их сжигание (при равных началь-
ных размерах) происходит достаточно быстро и возможность недожога
снижается. Старые по возрасту топлива имеют плотную коксовую части-
цу, горение которой занимает почти все время пребывания в топочной
камере.
Коксовый остаток большинства твердых топлив в основном, а для ряда
твердых топлив почти целиком состоит из углерода (от 60 до 97% массы
частицы). Учитывая, что углерод обеспечивает основное тепловыделение
пРи сжигании топлива, рассмотрим динамику горения углеродной части-
цы с поверхности. Кислород подводится из окружающей среды к части-
це углерода за счет турбулентной диффузии (турбулентного массоперено-
са), имеющего достаточно высокую интенсивность, однако непосредствен-
Но У поверхности частицы сохраняется тонкий газовый слой {пограничный
Сдой), перенос окислителя через который осуществляется по законам мо-
дулярной диффузии (рис. 4.6). Этот слой в значительной мере тормозит
подвод кислорода к поверхности. В нем происходит догорание горючих
1 азовых компонент, выделяющихся из частицы в ходе термического разло-
жения. Количество кислорода, подводимого в единицу времени к единице
поверхности частицы посредством турбулентной диффузии определяется,
А
1\/ )
, -
/ /
/
2
II
/^--"*-
-ь
III
t
S
V~*"^4_
1 ^
IV
^4
г
с
Рис. 4.5. Температурный режим при горе-
нии отдельной частицы твердого топлива:
1 - температура газовой среды вокруг ча-
стицы; 2 — температура частицы; 3 — вос-
пламенение коксового остатка; 4 — завер-
шение горения коксового остатка; 1 — зона
термической подготовки; II — зона горе-
ния летучих веществ; III — зона прогрева
коксового остатка; IV — зона горения кок-
сового остатка.

118
Глава 4
по формуле
G0
= Л(СП0Т-ССл). (4.16)
Такое же количество кислорода диф-
фундирует через пограничный слой толщи-
ной 5 посредством молекулярной диффу-
зии:
Go
U{LsCn Wob/
(4.17)
Газовоздуш-
ный поток
Рис. 4.6. Схема горения углерод-
ной частицы: 1 — поверхность уг-
леродной частицы; 2 — ламинар-
ный пограничный слой; 3 — зона
турбулентного потока.
В (4.16) и (4.17) Gn0T - концентрация
кислорода в окружающем частицу потоке;
Ссл — то же на внешней границе погранич-
ного слоя; Gn0B — то же на поверхности
топлива; 5 — толщина пограничного слоя;
D — коэффициент молекулярной диффузии
через пограничный слой; А — коэффициент
турбулентного массообмена.
Совместное решение уравнений (4.16)
и (4.17) приводит к выражению
Go
или
1
1/A + 5/D
Сток — ^д\^пот ^-пов))
(Спот-Спов) (4.18, а)
(4.18,6)
в котором
/£д —
AD
1/A + 8/D {A5 + D)
(4.19)
— обобщенная константа скорости диффузии.
Из формул (4.18, а) и (4.18,6) следует, что подвод кислорода к реаги-
рующей поверхности твердого топлива определяется константой скорости
диффузии и разностью концентраций кислорода в потоке и на реагирующей
поверхности.
В установившемся процессе горения количество кислорода, подводи-
мого диффузией к поверхности реагирования, равно его количеству, про-
реагировавшему на поверхности в результате химической реакции. Отсюда
скорость реакции горения углерода с поверхности К$ из равенства массо-
вых скоростей двух процессов — диффузионного подвода и расхода кисло-
рода на поверхности в результате химической реакции:
H-S — /^лд(Спот ~ С-нов) —- /^/СрОГ|(
(4.20)

4.2. Горение натуральных топлив
119
гдС дополнительно (5 — отношение расхода углерода и кислорода в химиче-
ской реакции. Так, например, в реакции C-J-O2 =СОг значение /3 = 12/32 =
-.0,375.
Из уравнения (4.20) можно получить приведенную константу скорости
iпрения Кг, учитывающую как условие диффузии, т.е. значение кд, так
и интенсивность химической реакции кр:
К^ = А?рА?д (42])
Величина, обратная константе скорости горения, 1/Кг представляет собой
общее сопротивление процессу горения.
В соответствии с законом Аррениуса, определяющим параметром ско-
рости химической реакции, является температура процесса. Константа ско-
рости диффузии /сд достаточно слабо изменяется с ростом температуры
(рис. 4.1,а), в то время как константа скорости реакции /ср — весьма силь-
но (экспоненциальная зависимость). При относительно невысокой темпе-
ратуре для топки (800-1 000° С) химическая реакция протекает медлен-
но, несмотря на избыток кислорода около твердой поверхности, так как
£р <С /сд. В этом случае горение тормозится кинетикой химической реакции,
поэтому эту зону температур называют областью кинетического горения.
Наоборот, при высоких температурах горения (выше 1 500°С) и сжигании
угольной пыли значение 1Д « ^ и процесс горения тормозится условия-
ми подвода (диффузии) кислорода к поверхности частицы. Этим условиям
соответствует область диффузионного горения. Создание в этой зоне темпе-
ратур факела дополнительных условий для перемешивания горящей смеси
(приводящей к увеличением значения /сд) способствует ускорению и углуб-
лению выгорания топлива.
Аналогичный эффект в части интенсификации горения достигается
уменьшением размера частиц пылевидного топлива. Частицы малых раз-
меров имеют более развитый тепломассообмен с окружающей средой и, та-
ким образом, более высокое значение /ед. Повышение температуры приводит
к смещению процесса окисления в область диффузионного горения, так как
быстро растет константа /ср.
Область чисто диффузионного горения пылевидного топлива харак-
терна для ядра факела, отличающегося наиболее высокой температурой
г°рения, и зоны догорания, где концентрации реагирующих веществ уже
малы и их взаимодействие определяется законами диффузии. Воспламе-
нение любого топлива начинается при относительно низких температурах,
в Условиях достаточного количества кислорода, т. е. в кинетической области.
В этой области горения определяющую роль играет скорость химической
Реакции, зависящая от таких факторов, как реакционная способность топ-

120
Глава 4
лива и уровень температуры. Влияние аэродинамических факторов в этой
области горения незначительно.
4.2.3. Горение жидкого топлива
Температура воспламенения жидкого топлива (нефть, мазут) выше, чем
температура кипения его. Поэтому при поступлении в зону высоких темпе-
ратур капля мазута вначале испаряется с поверхности за счет подводимой
теплоты, а затем пары топлива смешиваются с воздухом, поступающим из
окружающей среды, подогреваются до температуры воспламенения и горят
в газообразном состоянии. В результате на некотором расстоянии от кап-
ли г3.р достигается стехиометрическое соотношение между массой горючих
газов и кислорода, и здесь устанавливается фронт горения (зона реакции),
который для случая горения капли жидкого топлива в неподвижной окру-
жающей среде представляет сферу вокруг капли (рис. 4.7). Расстояние г3.р
составляет обычно 4 ~ 10 радиусов капли. От капли к фронту горения идет
интенсивное движение паров испаряющегося топлива, здесь практически
нет кислорода. В зоне реакции имеет место химическое равновесие между
количеством топлива и окислителя, а за ней идет догорание остатков топли-
ва и отвод продуктов сгорания. Навстречу им к зоне реакции диффундирует
окислитель. Концентрации паров топлива Ст и окислителя (кислорода) Сок
резко уменьшаются в пределах зоны горения в результате интенсивной реак-
ции окисления, а температура среды Т здесь достигает максимума. Горение
паров топлива протекает по законам цепных реакций (см. раздел 4.2.1).
Организация сжигания жидкого топлива предусматривает прежде все-
го его распыление в форсунке до мельчайших капель размером не более
1,0-1,5 мм (средний размер капель — 0,3-0,5 мм) с одновременным по-воз-
можности равномерным распределением их в потоке горячего воздуха на
выходе из горелки. Уже в процессе смешения с воздухом и при дальнейшем
движении готовой смеси капли жидкого топлива быстро прогреваются за
счет теплового излучения ядра факела и конвективного теплообмена с га-
зовоздушной средой (начальная температура капли — 120-140°С, а окру-
жающей ее среды — 300 -г 500°С). При достижении поверхностью капли
температуры испарения наиболее низкокипящих фракций жидкого топлива
(для мазута — 200-320°С) начинается ее испарение.
Процесс смешения с воздухом и прогрев капель топлива до начала
испарения определяет первый подготовительный этап сжигания жидкого
топлива (рис. 4.8). Он занимает тпод =0,2-0,6 с, в зависимости от круп-
ности размеров капель и уровня температур окружающей каплю среды.
Наиболее длительным является процесс испарения капли. Исследованиями
установлено, что время испарения капли прямо пропорционально квадрату
ее начального диаметра — тисп = f{(%). Эту зависимость называют зако-

4.3. Развитие и воспламенение гопливыо-воздушной струи 121
Рис. 4.7. Механизм горения капли жидкого топлива: гк — радиус капли; гзр — ра-
диус зоны реакции; Ст, Сок — объемная концентрация топлива (пары) и окислителя
(кислород).
ном Срезневского. При сжигании распыленного в форсунках мазута тисп =
= 0,3-1,0 с. в зависимости от начального размера капель. Процесс нагрева
паров до температуры воспламенения (на 50-70°С выше температуры ис-
парения) и сам процесс горения по законам ЦРР при наличии окислителя
(кислорода) занимает ничтожно малое время по сравнению с испарением.
Горение паров топлива происходит, как правило, сразу по мере испарения
капли. В итоге полное время сжигания капель жидкого топлива составляет
ггор = Тпод + Тисп.
В условиях присутствия в готовой смеси капель разного размера первы-
ми прогреваются, испаряются и сгорают мелкие капли, обеспечивая более
Ускоренный прогрев за счет роста температуры капель больших размеров.
Вместе с тем, сжигание паров этих капель происходит в среде с понижен-
ной концентрацией кислорода и содержащей уже много продуктов сгорания
(диффузионная область горения), что приводит к затягиванию языков факе-
ла в верх топки и при ограниченности времени пребывания газов в топке
ведет к возможному появлению химического недожога и сажи.
4.3. Развитие и воспламенение топливно-воздушной струи
в топочном объеме
В энергетике основным типом топок мощных паровых котлов является
камерная топка. Топливно-воздушная смесь поступает в нее из горелочных

122
Глава 4
fV
Рис. 4.8. Схема сгорания капель мазута и изменение температур газов Т по длине
факела L$\ I — зона смешения с воздухом и прогрев капель; II — кинетическая зона
горения мелких капель; III — диффузионное горение крупных капель; IV — зона
догорания и охлаждения продуктов сгорания; Тгв, Тв — температуры горячего воз-
духа и воспламенения паров мазута; Тм, Тф' — максимальная температура горящего
факела и продуктов сгорания на выходе из камеры.
устройств в виде прямоточных или завихренных струй, развитие которых
в топочном объеме определяет условия воспламенения и последующую
интенсивность горения.
Рассмотрим вначале механизм развития прямоточной струи, втекаю-
щей в топочный объем, заполненный горячими топочными газами (рис. 4.9).
Из амбразуры горелочного устройства вытекает струя, имеющая началь-
ные значения скорости шо, температуры То, концентрации горючего Со-
На поверхности раздела струи с топочной средой, за счет поперечной со-
ставляющей пульсационных скоростей, происходит проникновение части
массы струи в окружающий газовый объем и захват части массы из окру-
жающего объема в струю. В зоне смешения, называемой пограничным сло-
ем струи, взаимодействие масс подчиняется закону сохранения количества
движения
Mqiuo + А/г'"'.- = (М0 + М)"'см, (4.22)
где А/о, А/, — масса основной струи и окружающей газовой среды; wu, wr -
их скорости, причем для данного условия и\ = 0.
к Г
••• 1 • •
/• • • !• ••
•• • • • •
I
II
т«
~®~®Z®~
-© -_© ©
III
-® _" Г =
"®-® -*-
IV

4.3. Развитие и воспламенение топливно-воздушной струи 123
Щ» V
6 3, 4 5
Начальный участок
*<>
Основной участок
Рис. 4.9. Структура развития свободной турбулентной струи: 1 — выходная часть
сопла (горелки); 2 — ядро струи; 3 — пограничный слой; 4 — распределение тем-
ператур в струе; 5 — распределение концентрации горючего вещества в струе; 6 —
эпюра скоростей на выходе из горелки; 7 — эпюры скоростей на основном участке;
8 — внешний угол раскрытия струи; 9 — внутренний угол.
В связи с этим, средняя скорость поступательного движения смеси
в пограничном слое определяется как
MqWq
wC]
(Mo + Мт)
(4.23)
По мере приближения к внешней границе струи доля вовлеченной
в движение массы Мг увеличивается, а массы Mq — уменьшается и ско-
рость и;см падает.
За счет турбулентного переноса масс пограничный слой расширяется
и внутрь струи, в результате ее потенциальное ядро, сохраняющее началь-
ные значения wq9 To, Со (невозмущенная часть струи), постепенно умень-
шается. Внешний угол раскрытия струи 8 составляет 12-14°, внутренний
угол 9 расширения пограничного слоя — 0°. Сечение, в котором оканчи-
вается потенциальное ядро, называется переходным, а расстояние до него
от устья горелки представляет собой начальный участок струи Sq. За пе-
реходным сечением пограничный слой распространяется на всю струю,
11 параметры на оси струн также начнут изменяться по мере удаления от пе-
реходного сечения (скорость падает, температура растет). Длина начального
Участка струи
SQ = 0.67
/'о
(4.24)
где
мет
>'о — начальный радиус круглой струи или половина эквивалентного диа-
ра струи прямоугольной формы; а( -- экспериментальный коэффициент

124
Глава 4
структуры струи, учитывающий ее начальную турбулентность и неравно-
мерность поля входных скоростей.
В турбулентном потоке при числе Re > 2 • L04 коэффициент ас =
— 0,07 Ч- 0,08, откуда длина начального участка So — (4,2 — 5)d>, где
<i> — эквивалентный диаметр струи. Для прямоугольной формы амбразуры
горелки эквивалентный диаметр составляет
rf3 = l,13(a-6)0'5, (4.25)
где a, b — ширина и высота выходного сечения горелки.
В переходном сечении в зависимости от внешнего угла раскрытия
струи аВНш полуширина струи составит
гп.с = г0 + S0tgaBHU1, (4.26)
что примерно в 3 раза превышает начальный радиус струи.
Прогрев поступающего топлива до температуры воспламенения про-
исходит за счет двух источников теплоты: теплового потока излучения из
ядра факела — и более интенсивно — путем конвективного нагрева за счет
смеси воздуха с горячими топочными газами. В связи с этим горелочные
устройства должны выполняться таким образом, чтобы максимально ин-
тенсифицировать вовлечение горячих газов в свежую струю на начальном
участке и, тем самым, ускорить воспламенение топлива. Примером такого
типа устройства является вихревая горелка с кольцевой закрученной стру-
ей (рис. 4.10). Степень закручивания такой струи определяется параметром
крутки, значения которого обычно составляют пг = 2 ~ 4.
Параметр крутки приближенно можно выразить в виде
*»£. («7,
где wt — максимальная тангенциальная составляющая скорости потока на
выходе из горелки; ша - тоже аксиальная составляющая скорости.
Параметр крутки пг, может быть определен для данной горелки по ее
конструктивным размерам (диаметр канала, тип, размеры, угол установки
завихрителя и т.п.). С увеличением параметра пГ растет турбулентность
струи, интенсивность вовлечения окружающих газов в струю и угол рас-
крытия струи.
В центральной (приоссвой) зоне закрученной струи создается область
пониженного давления, куда устремляются высокотемпературные газы из
ядра горения. Создается рециркуляция газов к корню струи. Длина зоны ре-
циркуляции также зависит от степени крутки 5рц — 1,47?,,то. Таким образом,
основное отличие закрученной кольцевой струи от прямоточной состоит

4.3. Развитие и воспламенение гопливно-воздушной струи 125
Рис. 4.10. Структура кольцевой закрученной струи на выходе из горелки: а — об-
щий вид движения потоков; б — распределение аксиальных скоростей; So — длина
начального участка; 5рц — длина зоны рециркуляции газов.
в повышенной турбулентности и наличии, кроме внешней, еще внутренней
зоны вовлечения газов в струю, что ускоряет ее прогрев.
Воспламенение горючей смеси топлива с воздухом возможно при со-
блюдении двух условий: температура горючей смеси должна быть не ниже
температуры воспламенения; концентрация горючего должна превышать
нижний предел воспламенения.
У внешней границы струи, где температура tCM наибольшая, находит-
ся незначительное количество топлива, недостаточное для воспламенения.
В центральной зоне струи температура недостаточна для воспламенения,
поэтому начало горения становится возможным в довольно узкой, близкой
к периферии полосе струи, где выполняются оба указанные условия.
Фронт горения отличается повышенной турбулентностью за счет резко-
го увеличения объема газов (благодаря росту температуры). Фронт горения
будет устойчивым, если постоянно обеспечивается подвод свежих порций
топлива и воздуха. Горение происходит всегда на определенном удалении от
среза горелки, поскольку вблизи горелки в' струе нет необходимого уровня
температур. Фронт горения устанавливается в том месте, где поступатель-
ная скорость потока оказывается равной скорости распространения турбу-
лентного пламени (см. раздел 4.2.1).
Начальный этап горения топлива происходит в условиях высокой кон-
центрации горючего и окислителя и при повышенной турбулентности пото-
Ка> созданной горелкой. Зона топочной камеры, в пределах которой идет ин-
Генсивное горение топлива до степени выгорания, составляющей 0, 85-0, 9,
Нцзывают юлой ядра факела. Она отличается высоким температурным уров-

126
ГЛЛВА 4
Рис. 4.11. Зоны горения топли-
ва в топочной камере: 1 — зона
ядра факела; 2 — зона догора-
ния топлива и охлаждения га-
зов; 3 — условная длина факе-
ла; #,-г — высота горизонталь-
ного газохода.
нем и значительным тепловым излучением
на окружающие экранные поверхности на-
грева (рис/ 4.11). По своим размерам зона
ядра факела занимает 1/3-1/5 объема топоч-
ной камеры. Остальную часть топки состав-
ляет зона догорания топлива и охлаждения га-
зов.
Степень выгорания топлива в топоч-
ной камере обычно относят к условной
длине факела /ф, под которой понимают
расстояние от устья горелки до оси топки
по горизонтали, затем расстояние от уров-
ня горелок до уровня середины горизон-
тального газохода по вертикали и далее
по горизонтали до выхода из топки (см.
рис. 4.11). Исследования сжигания различ-
ных видов топлив показывают, что в основ-
ном (на 85-90%) сгорание твердого топлива
завершается на относительной длине факела
'гор/'ф — 0,35 — 0,4, жидкого топлива (ма-
зута) на длине 0,25, природного газа — на
длине 0,15, что соответствует практически го-
ризонтальной части длины факела на уровне
горелки.
4.4. Продукты сгорания топлива
Состав продуктов сгорания при сжигании 1 кг твердого или жид-
кого топлива или 1 м3 газового топлива можно записать в следующем
виде:
1кг/м3 + VB - Vco2 + Kso2 +Уиао + Vn3 + Vb2 + Кп +
1 2
+ Vco + Vii3 + VrcH4. (4-28)
Здесь VB — объем воздуха, использованного для сжигания 1 кг (м3) топ-
лива; Vcq0, Kscb и др. - объемы отдельных газов в продуктах сгорания,
м3/кг или m'Vm3.1 Продукты сгорания топлива удобно разбить на три груп-
пы. Цифрой 1 в (4.28) обозначены продукты полного окисления горючих
В дальнейшем размерности удечьнык объемом будут ук!ныиа1ься голько на 1 кг топлива

4.4. Продукты сгорания топлива 127
элементов топлива. Они состоят из объема трехатомных сухих газов, обо-
значаемых Vro2 :
Vkoa = Vco2 + ^so2 (4.29)
л объема водяных паров Vh2o за счет горения водорода топлива. В со-
ставе Vro2 всегда Vfco2 ^ ^so2» поскольку содержание серы в топли-
вах мало. Цифрой 2 обозначены объемы азота и кислорода, представ-
ляющие собой остаток сухого воздуха после горения топлива, и водя-
ные пары. Здесь Vn2 > Vb2, так как кислород в значительной мере
израсходован на окисление. Объем водяных паров Увп включает в се-
бя испарившуюся влагу топлива и влажность самого воздуха. Для силь-
но влажных бурых углей значение Vm соизмеримо или превышает Vco2-
Цифрой 3 обозначены продукты неполного окисления горючих элемен-
тов топлива, при этом VcO > Vh2 > Vch4- Соотношение между объема-
ми Vco и Vh2 в среднем составляет 3:1. Наличие в продуктах неполно-
го сгорания объема Vch4 говорит о грубых отклонениях режима горения
от нормы.
Рассмотрим полное сгорание топлива в стехиометрических соотноше-
ниях и при условии, когда в продуктах сгорания Vco — 0; V\\2 — 0; Vch4 — 0
и нет остаточного кислорода — Vb2 = 0. Количество воздуха, необходи-
мое для полного сгорания 1 кг (м3) топлива при условии безостаточного
использования кислорода, называют теоретически необходимым объемом
воздуха Vg°. В этом случае образуется теоретический объем продуктов сго-
рания Vr°, который будет состоять:
Уг° = Vbo2 + VS02 + <0 + ^°2 ■ (4.30)
Здесь выделяют теоретический объем сухих газов
Ус°Г = Усо2 + Vso2 + Vl = VR02 4- Vl (4.31)
и полный теоретический объем газов
Vr° = Vc°r + Vy%0. (4.32)
При этом здесь в объем VjJo0 входят все составляющие водяных паров в про-
дуктах сгорания, рассмотренные выше (V^20 — Vh2o 4- VBn)t а объем V§2
образуется в основном из азота воздуха с небольшим дополнением азота из
т°плива. Для обозначения объемов, соответствующих теоретическим усло-
виям горения, вводится индекс «О». Теоретические объемы воздуха и про-
дуктов сгорания определяются составом сжигаемого топлива и приведены
в табл. 4.1.

128 Глава 4
Таблица 4.1. Теоретические объемы воздуха и продуктов сгорания (м3/кг или м3/м3.
Объем
Теоретичес-
кий воздуха
Трехатомных
сухих газов
Водяных па-
ров
Азота
Примечание:
Топливо
Твердое и жидкое
Газовое
Твердое и жидкое
Газовое
Твердое и жидкое
Газовое
Твердое и жидкое
Газовое
dv — влагосодержан
Расчетная формула
VB° = 0,0889(СР + 0,375SP) +
+ 0,265 ЬР-0,0333 О75
VB° = 0,0476 2СН4 + 0,5СО +■"
+ 0,5H2 + £(rn+!)cmHn-O2] ,
VR02 = 0,01866(СР + 0,375SP)
VR02 = 0,01(СН4 + СО + С02 +
+ £raCmHn)
Ун°20 = 0,1ШР + 0,0124И^ +
+ 0,0,161 V?
Ко = 0,0l(2CH4 + Н2 +
+ EfCmHn + 0,124dr) +
+ 0,0161VB°
V* =0,79VrB° + 0,008Np
VN°9=0,79VB° + 0,01N2
ие газа, г/кг.
Объем сухих трехатомных газов Vro2 в формулах (4.30) и (4.31) одина-
ков и не зависит от того, подан на горение теоретический объем воздуха VB
или большее его количество, поскольку содержание С02 и S02 в атмо-
сферном воздухе очень мало и не учитывается в расчетах. Объем других
составляющих продуктов сгорания при подводе VB > VB будет изменять-
ся. При этом увеличение объема продуктов сгорания сверх Vr° определяется
только избыточным количеством сухого воздуха ЛУв = VB — VB и водяными
парами, содержащимися в нем AV^o0 = 0,0161 VB .
В действительных условиях невозможно довести топливо до полного
сгорания при теоретически необходимом объеме воздуха вследствие несо-
вершенства перемешивания топлива с воздухом в большом топочном объ-
еме за короткое время пребывания газов в нем (2-3 сек.) Поэтому для
обеспечения полноты сгорания топлива, удовлетворяющего экономическим
показателям работы парового котла, действительный объем воздуха в зоне
горения всегда поддерживают несколько больше теоретического. Отноше-

4.4. Продукты сгорания топлива
129
Ь[ИС этих объемов называют коэффициентом избытка воздуха в продуктах
сгорания
3 практике значение коэффициента избытка воздуха фиксируют на выходе
из топочной камеры и обозначают ат. Доля избыточного воздуха в топке
зависит от сорта топлива, способа его сжигания и конструкции топочного
устройства. Твердое топливо, отличающееся большим выходом летучих ве-
ществ, легче воспламеняется и быстрее сгорает. Оно относится по условиям
горения к реакционным топливам, поэтому нуждается в меньшем избытке
воздуха, чем топливо с малым выходом летучих. Эффективное перемешива-
ние топлива с воздухом и быстрое сжигание достигается при использовании
газового топлива и мазута, поэтому они требуют наименьшего избытка воз-
духа в зоне горения. Разный избыток воздуха нужен при сжигании одного
и того же топлива, но в разных топочных устройствах (например, в пря-
моточной или вихревой топочной камере), отличающихся эффективностью
перемешивания.
Расчетный коэффициент избытка воздуха аТ нормируется в зависимо-
сти от указанных факторов. Обычно его принимают для разных топлив
в следующих пределах:
для твердых 1,15-f 1,25,
для жидких 1,02 -г 1,1,
для газовых 1,05 -f-1,1.
Уменьшение избытка воздуха дает экономию расхода энергии на тягодутье-
вых машинах и повышает КПД котла. Однако его снижение ниже расчет-
ного значения аТ ведет к быстрому росту недожога топлива и снижению
экономичности котла.
При работе парового котла под наддувом избыток воздуха на выходе
из топки ат равен его значению в горелке агор и сохраняется неизменным
по всему газовому тракту, так как все его газоходы в этом случае имеют
небольшое избыточное давление и выполнены газоплотными (исключение
вставляет регенеративный воздухоподогреватель).
При работе котла под разрежением, создаваемым дымососами, про-
исходит подсос в газовый тракт холодного воздуха из окружающей среды
Чсрез возникающие неплотности (чаще всего в местах сопряжения отдель-
ных элементов котла).
За счет присоса воздуха объем продуктов сгорания по газовому тракту
п°^тепенно увеличивается, снижается температура газов (рис. 4.12). При-
стальные установки

130
Глава 4
Перегретый пар
в турбину
Вторично-
перегретый
пар в турбину
Пар из
турбины
Холодный
воздух
Уходящие
азы
Рис. 4.12. Места присоса холодного воздуха в газовый тракт котла,
сосы определяются в долях от теоретически необходимого воздуха
Да* =
Кс
(4.34)
где Д Vi — объем присосанного воздуха в пределах 2-ой поверхности паро-
вого котла.
Тогда избыток воздуха за г-ой по порядку поверхностью нагрева после
топки определяется как
OLi = ат +
У" Да;.
(4.35)
В топочной камере также имеют место присосы воздуха А(\^ С учетом
этого избыток воздуха в зоне горелок будет составлять
----- п-, — Асх,..
(4.36)

4.4. Продукты сгорания топлива 131
Объем уходящих газов, определяемый за последней поверхностью котла,
мо>кно найти по следующей формуле:
1/ух - К° + (%х ~ 1)К°, (4.37)
где аух = OLt + Аапе + AcvBI + Аа-)к + Аавп (см. рис. 4.12).
Объем Vyx состоит из объема продуктов полного сгорания топлива Vr°
и всего избыточного воздуха ДКзб, которое можно разделить на две со-
ставляющие:
АКзб - (ат - 1)УВ° + Y, А^К0, (4.38)
где (ат — 1) — избыток воздуха в зоне горения.
Первое слагаемое в формуле (4.38) характеризует организованный из-
быток воздуха, необходимый для обеспечения достаточно полного сжига-
ния топлива. Второе слагаемое — вредные присосы холодного воздуха в
последующих поверхностях нагрева.
Первоначально определение избытка воздуха в потоке газов осуще-
ствлялось косвенным способом — путем определения процентного содер-
жания R02=C02+S02 в сухих газах при известном для данного топлива
максимально возможном значении RO^0. Максимальное содержание су-
хих трехатомных газов в продуктах сгорания (при а ~ 1 и О2 = 0):
о/^макс _ 21 ,л oq\
(1 + АГ
где вт — топливная характеристика, зависящая при сжигании в воздухе от
состава топлива
_ №»-0,126 О"+ 0,038^
Рг-2,АЬ СР +0,375 S? ■ (4'40)
Значения ROr>aKC для видов топлив находятся довольно в узких пределах:
для твердых — 18-20%,
для мазута—16-17%,
для природного газа — 11—13%.
В этом случае для определения избытка воздуха используют углекис-
л°тную формулу
дПШКС
(4.41)
R02 '
Значение ROo определяют в составе исследуемого газа ручными газоанали-
заторами либо на хроматографе. Косвенным способом при сжигании твер-
1Ь[х топлив нельзя пользоваться, когда топливо в своем составе имеет карбо-
,агкК разлагающиеся в зоне горения с выделением СО_> (например, сланцы).

132 Глава 4
В настоящее время наиболее широко применяется прямой метод опре-
деления избыточного кислорода в потоке дымовых газов.
В этом случае контроль за избытком воздуха в газовом тракте котла
обеспечивают с помощью кислородомера. При постоянном протоке через
прибор небольшой доли дымовых газов из заданного места газового трак-
та из них выделяется кислород, обладающий специфическими ^магнитными
свойствами. Прибор показывает количество О2 в процентах от объема осу-
шенных газов.
Остаточный кислород в продуктах сгорания, в процентах от объема
сухих газов, можно выразить следующим образом:
02 = -—Цт — 100. (4.42)
•чет
С учетом ранее сказанного объем Vcs = a V®, тогда
02 . Щр» «4.43,
и окончательно искомое значение избытка воздуха
а=-———-. (4.44)
(21-02) '
Если в дымовых газах есть заметное количество продуктов неполного сго-
рания (СО, Н2), то нельзя весь кислород считать избыточным. Часть его
должна быть израсходована на окисление этих продуктов. Тогда форму;
ла (4.44) примет вид:
а = — (4 45)
21- [О2-0,5(СО + #2)]'
где СО, #2 — процентное содержание в газах продуктов недожога. Их ко-
личество определяется методами газовой хроматографии.
Контроль за избытком воздуха на котле обычно осуществляют в двух
точках газового тракта: в поворотной камере (или за конвективным паро-
перегревателем высокого давления) и за воздухоподогревателем (в уходя-
щих из котла газах). Разность этих показателей характеризует долю присо-
сов холодного воздуха в поверхностях конвективной шахты, а значение 02
в поворотной камере показывает, выдерживаются ли условия оптимального
избытка воздуха в топочной камере, поскольку присосы в горизонтальном
газоходе стабильны и незначительны. Прямое определение избытка воздуха
на выходе из топки технически затруднительно и неудовлетворительно по
точности из-за высокой температуры газов и неустойчивой аэродинамики
потока.

4.5. Расчет энтальпий продуктов сгорания
133
4.5. Расчет энтальпий продуктов сгорания
Расчет энтальпий продуктов сгорания необходим для определения теп-
ловосприятия поверхностей нагрева и изменения теплосодержания газово-
го потока. При теплотехнических расчетах принято удельную энтальпию
продуктов сгорания определять для объема газов, получающегося при сго-
рании 1 кг или 1 м3 топлива и удельную энтальпию воздуха также относить
к его объему, необходимому для сжигания 1 кг или 1 м3 топлива. Обыч-
но это значение энтальпии обозначают буквой Я и выражают в кДж/кг
или кДж/м3. Так как теплоемкости отдельных газов в составе продуктов
сгорания различны, то энтальпии компонентов дымовых газов подсчиты-
вают отдельно и затем суммируют. Так, энтальпия теоретического объема
продуктов сгорания при температуре газов #, °С, составляет:
Яг° - (Vr02cr02 + V&2cN2 + KhVh2oH (4-46)
где cro2, cjy2, сн2о — объемные теплоемкости отдельных компонентов ды-
мовых газов, взятые при расчетной температуре газов #, кДж/(м3-К).
Энтальпия газового потока при избытке воздуха а > 1 определяется
как
Яг = Яг° -Ь Д#в + #зл = Яг° + (а - 1)#в° + Язл. (4.47)
Здесь Я° — энтальпия теоретического объема воздуха при температуре
газового потока:
Яв° = VB°cB$, (4.48)
где св — объемная теплоемкость воздуха, кДж/(м3-К). Последний член урав-
нения (4.47) Язл учитывает энтальпию золовых частиц в потоке:
ЯзлИ^зл-^, (4.49)
где (с#)зл — энтальпия 1 кг золовых частиц при температуре газов, кДж/кг;
ftyii — доля золы, уносимой газовым потоком| обычно dyn = 0,9-0,95.
Энтальпия золы учитывается только при сжигании высокозольных топлив,
когда ayHA*>/QP > 1,4%, кг/МДж.
Величина Яг° при одинаковой температуре всегда выше, чем Я^ по-
скольку объем газов Vr° > Ув°, а объемные теплоемкости трехатомных газов
r'Ro2, сн2о больше теплоемкости воздуха съ. При работе котла с уравнове-
шенной тягой и наличии присосов по газовому тракту значения энталь-
пий Яг в каждой поверхности нагрева зависят от рабочей температуры
1 азов и избытка воздуха. Присосы воздуха в поверхности нагрева изменяют
°°ъем и энтальпию газов на выходе из нее.

134
Глава 4
Теплота, отданная газовым потоком при прохождения поверхности на-
грева, определяется по формуле
Q = <p(H;-H,r'+AaiH°.). (4.50)
Здесь Н'г — энтальпия газов на входе в поверхность, кДж/кг; определяет-
ся по (4.47) при значении а' для предыдущей поверхности; Н" — то же на
выходе из поверхности, определяется по значению а" с учетом присоса воз-
духе в поверхности — а" — af 4- Дгч; Н®л = Ув°св£х.в ~ энтальпия теорети-
ческого объема присосанного холодного воздуха, кДж/кг; (р — коэффициент
сохранения тепла (см. разд. 6.3.4), характеризующий долю тепловосприятия
от газового потока (без доли потерь через обмуровку).
Если тепловосприятие поверхности нагрева определено по рабочей
среде, то из уравнения (4.50) может быть найдена энтальпия газового пото-
ка до или за поверхностью. Температуру газов по известной их энтальпии
можно установить, используя Я, д — таблицу продуктов сгорания топлива
для опорных температур (через каждые 100°С) либо определить по формуле
tf= 2695SL, (4.51)
(14-0,3 Я)
где Н = Нт/Щ — относительная энтальпия газов, определенная по от-
ношению к максимальному значению при 2 200°С и при избытке воздуха,
соответствующем его избытку в данном расчетном месте:
Ягм = Яг°м + (а-1)Я£н. (4.52)
Значения Н®м и Н%м определяются при i? — 2 200°С по [6].
4.6. Примеры и контрольные вопросы
4.6.1. Примеры
1. Определить, насколько возрастет скорость горения коксовой частицы
по уравнению С+СЬ^ССЬ при увеличении температуры горения с t\ — 1 230
до to — 1 730°С при значении энергии активации Е — 125 МДж/моль.
На основании формул (4.10) и (4.11) при постоянстве в зоне горения
средней концентрации кислорода и принятии в первом приближении кон-
станты Ко = const отношение скоростей реакций составит
где универсальная газовая постоянная /? - 8. 3 кДж/(моль-К).

4.6. Примеры и контрольные вопросы
135
результате
К',2
125 000
е 8,3-2 003
125 000
е 8,3-1503
е-7,52
е"10
12,2.
В то же время за счет увеличения температуры возрастают скорости дви-
жения молекул и частота соударений молекул. Поэтому при температуре ti
константа Kq увеличится в соотношении:
IHJ =1,15АГо1-
В итоге общее увеличение скорости горения коксовой частицы составит
-£ = 1,15.12,2 = 14 раз.
2. Определить тепловое напряжение в зоне активного горения природ-
ного газа и время выгорания 1 м3 газовоздушной смеси.
Решение.
Тепловое напряжение в зоне химической реакции qy, кВт/м3, при теп-
ловыделении Qp в объеме Vp определяется по формуле
qy =
qp (ад)2
Vp (2\0Atpy
где t)H - нормальная скорость распространения пламени в среде; обычно
$н = 0,35 м/с; Ао — теплопроводность, Вт/м-К, газовоздушной смеси при
температуре начала горения (принято to = 800°С); Atp — повышение тем-
пературы в зоне горения; Atp - 1 850 - 800 = 1050°С; Q* = 35,6 • 103 -
теплота сгорания газа, кДж/м3.
В результате
(0,35-35,6-103)2 fi
qy = AJ L_^ L_ = о, 45 ■ Ю6 = 450 МВт/м
2-16,3-10-2-1050
бремя горения 1 м3 газовоздушной смеси:
...,о AtP a_
Tp~~Oa-to' дГ
3

136.
Глава 4
где да — теоретическая температура горения, °С; принимается для при-
родного газа i?a = 2 020°С; а — температуропроводность смеси; а =
= 392-КГ6м2/с.
Для этих условий время сгорания
т _ о 1050 . 392 . IP"6 _ г _ . 1П_з _
Тр~ А2Ш -800 (0,35)2 ~~ '
Готовый объем смеси, равный зоне горящего факела от одной горелки (по-
рядка 30 м3), при этом сгорает за 0,17 с. Реально процесс горения тор-
мозится смесеобразованием. Максимальное значение qy в зоне горения
составляет 3,5 МВт/м3.
3. Установить соотношение константы скорости химической реак-
ции кр и интенсивности диффузионного массообмена кд в зонах температур
горения 1 000 и 2 000 К и для частиц размером 5 мм и 100 мкм.
Решение.
Для реакции кислорода с угольной частицей в топке константа реакции
ifp = 10-7T°'5exp(--^;),
а константа скорости диффузии
кй = ю-14 V-
Здесь энергия активации Е = 125 МДж/моль; г — радиус частицы топли-
ва, мм. Для температуры 1 000 К:
К - Ю-7 • 1000°'5 -912- Ю-13
Лр ~ Ш ехр(125 000/8,3 • 1 300) ~ ' ° '
^5 = 10-14.Ш^! = 1)26.10-13>
Хд1оо = 10-14.100^=6з2.10-13
и, ио
Значения Кл и Кр одного порядка, причем для частиц размером 100 мкм
К}00 > Кр, что характерно для кинетической области горения. С умень-
шением размера частицы ее масоообмен с окружающей средой усили-
вается.

4.6. Примеры и контрольные вопросы
137
Для температуры 2 000 К:
2 0000'5
К - 10~7 ZW[) -24-10~9
р ехр(125000/8,3-2000)" ' '
^ = Ю-14-2^ = 1,79-Ю-13,
^д100 = 10-14.2Ш^!==894.10-12
В этой зоне для всех частиц Кр > Ка, т.е. процесс находится в диффузи-
онной зоне горения.
4.6.2. Контрольные вопросы
1. Какие реакции относятся к гетерогенным и гомогенным при сжи-
гании твердого топлива и мазута?
2. Почему скорости горения обычно выше расчетных, полученных
на основе молекулярных балансов? Какой показатель отражает
уровень скорости химической реакции?
3. Достижима ли теоретическая температура горения?
4. Какие факторы определяют значение температуры воспламене-
ния?
5. Что такое ЦРР? При каких условиях ЦРР может развиваться?
6. Какова роль летучих веществ и влажности топлива в сжигании
твердого топлива?
7. Чем определяется перемещение температурной границы между
кинетической и диффузионной областью горения?
8. Сравните этапы сжигания твердого и жидкого топлива. За счет
чего мазутная капля сгорает быстрее твердой частицы топлива
эквивалентного размера?
9. В чем принципиальное различие условий сжигания топлива в пря-
моточной и вихревой струе?
10. Что такое ядро факела и условная длина факела?
11. Чем отличаются теоретический и реальный объемы продуктов сго-
рания в топке?
12. Чем вызвано различие избытка воздуха на выходе из топки для
разных видов топлив? Одинакова ли роль присосов в топке и кон-
вективных газоходах?
13. Каковы составляющие энтальпии газов при заданной температуре
для высокозольного твердого топлива и природного газа?

Глава 5
ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ
СЖИГАНИЯ ТОПЛИВ
В энергетике при большой тепловой мощности паровых котлов, как
показано в гл. 1, получил широкое распространение факельный метод сжи-
гания топлив, т. е. сжигание поступающего из горелок топлива в свободном
объеме топочного устройства, ограниченного экранированными теплоизо-
лирующими стенами, в виде объемного факела с различной его аэродинами-
кой внутри топочного объема. Подобное топочное устройство называется
топочной камерой, а сжигание топлива — камерным или факельным. Наибо-
лее распространенные виды топочных камер для сжигания твердых топлив
показаны на рис. 5.1.
Топочные камеры называются открытыми, если топочный объем имеет
вертикальные плоские стены, как это показано, например, на рис. 5.1, а. То-
почные камеры с пережимом получаются, когда одна или две стены на опре-
деленной высоте имеют выступ внутрь топочного объема (см. рис. 5.1,6),
который условно разделяет топку на камеру сгорания (объем, где в основном
происходит горение топлива) и камеру охлаждения (объем топки с открыты-
ми экранами, где завершается горение и в основном происходит снижение
температуры газов за счет интенсивного теплообмена). В практике находят
применение двухкамерные топки, когда обе камеры (горение топлива и ка-
мера охлаждения газов) разделены поверхностью нагрева или перемычкой
Рис. 5.1. Виды топочных устройств: а — однокамерные открытые с твердым шлако-
удалением; б — однокамерные открытые и с пережимом для жидкого шлакоудаления;
в — двухкамерные с циклонным методом сжигания топлива и жидким удалением
шлаков; 1 — топочные экраны; 2 — горелка; 3 — зона утепленных (футерованных)
экранов; 4 — подвод топлива и воздуха в горелку; 5 — вихревая камера горения; 6 —
циклон; 7 — камера дожигания; 8 — гравитационный сепаратор топлива с открытой
амбразурой в топку; 9 — холодная воронка; 10 — шлаковая летка; 11 — шлаковая
ванна; 12 — горизонтальный охлаждаемый под; 13 — наклонный охлаждаемый под;
14 — выход жидкою шлака.

ТОПОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВ
139
Щ
\
//
//
I
Г
№.
13 ^Ш7
о ^14
10
L-
-4-3
-$4-2
9-Vl-/,
иг!
11
ТОТ^
^
а)
'Т-
--J--J./ ,4 V\f
JL
I
<
13
^иг
Ж
1
J
14
V DiMJ
б)
■Н
2 /
ш
Sip++7
14 N|2
в)

140
Глава 5
с узким проходом (переходом). Примеры таких топочных устройств пока-
заны на рис. 5.1,6.
По принципу вывода шлаков в нижней части топки топочные каме-
ры разделяются на топки с твердым шлакоудалением (рис. 5.1,а) и жид-
ким шлакоудалением (рис. 5.1,б,в). Двухкамерные топки с первоначальным
циклонным способом сжигания топлив (рис. 5.1,в) сегодня применяются
редко из-за технологической сложности выполнения топок, недостаточной
эксплуатационной надежности и повышенного образования вредных газов
в зоне высоких температур горения.
5.1. Основные размеры топочной камеры и расчетные
тепловые напряжения
При конструировании топочной камеры ста-
вится ряд условий, которым она должна удовле-
творять. Во-первых, топочная камера должна обес-
печить в пределах ее объема наиболее полное
сжигание топлива, так как за пределами топки
горение топлива практически невозможно (допу-
стимая неполнота сгорания топлива обоснована
в гл. 6). Во-вторых, в пределах топочной каме-
ры должно произойти охлаждение продуктов сго-
рания за счет отвода теплоты к экранам до эко-
номически целесообразной и безопасной темпера-
туры, на выходе из топочной камеры по услови-
ям шлакования или перегрева металла труб. В-тре-
тьих, аэродинамика газовых потоков в объеме то-
почной камеры должна исключать явления шлако-
вания стен или перегрева металла экранов в от-
дельных зонах топки, что достигается выбором ти-
па горелок и их размещением по стенам топоч-
ной камеры.
Геометрически топочная камера характеризу-
ется линейными размерами: шириной фронта ат,
глубиной ЬТ и высотой /iT (рис. 5.2), размеры ко-
торых определяются тепловой мощностью топки,
тепловыми и физико-химическими характеристика-
ми топлива. Произведение fT — ат6т, м2, есть сече-
ние топочной камеры, через которое с достаточно
большой скоростью (7-12 м/с) проходят раскаленные топочные газы.
Ширина фронта топки паровых котлов электростанций составляет
аг = 9,5-т-31ми зависит от вида сжигаемого топлива, тепловой мощности
Рис. 5.2. Основные раз
меры топочной камеры

5.1. Основные размеры топочной камеры и расчетные напряжения 141
(паропроизводительности) парового котла. С увеличением мощности паро-
вого котла размер ат растет, но не пропорционально росту мощности, ха-
рактеризуя таким образом увеличение тепловых напряжений сечения топки
и скорости газов в ней. Оценочно ширину фронта ат, м, можно определить
по формуле
ат-шф1)0'5, (5.1)
где D — паропроизводительность котла, кг/с; гпф — числовой коэффициент,
изменяющийся от 1,1 до 1,4 с ростом паропроизводительности.
Глубина топочной камеры составляет 6Т = б -f- 10,5 м и определяется
размещением горелок на стенах топочной камеры и обеспечением свободно-
го развития факела в сечении топки так, чтобы высокотемпературные языки
факела не оказывали давление на охлаждающие настенные экраны. Глуби-
на топки возрастает до 8-10,5 м при использовании более мощных горелок
с увеличенным диаметром амбразуры и при их расположении в несколько
(два-три) ярусов на стенах топки.
Высота топочной камеры составляет hT = 15 — 65 м и должна обеспе-
чить практически полное сгорание топлива по длине факела в пределах то-
почной камеры и размещение на ее стенах требуемой поверхности экранов,
необходимых для охлаждения продуктов сгорания до заданной температу-
ры. По условиям сгорания топлива необходимая высота топки может быть
установлена из выражения
К°Р = ^гТпреб, (5.2)
где WT — средняя скорость газов в сечении топки, м/с; тпреб — время пре-
бывания единичного объема газа в топке, с. При этом необходимо, чтобы
тпРеб ^ тгор, где тгор — время полного сгорания наиболее крупных фракций
топлива, с.
Основной тепловой характеристикой топочных устройств паровых кот-
лов является тепловая мощность топки, кВт:
адт = Дс(^ + Фдоп+Зг.в), (5.3)
характеризующая количество теплоты, выделяющейся в топке при сжига-
нии расхода топлива Вк, кг/с, с теплотой его сгорания QJ, кДж/кг и с учетом
дополнительных источников тепловыделения (Здоп, а также теплоты посту-
пающего в топку горячего воздуха QrB (см. гл. 6). На уровне расположения
горелок выделяется наибольшее количество теплоты, здесь расположено
ядро факела и резко растет температура топочной среды. Если отнести все
тепловыделение в растянутой по высоте топки зоне горения к сечению топ-
ки на уровне горелок, то получим важную расчетную характеристику -

142
Глава 5
тепловое напряжение сечения топочной камеры .
^Q" НАЛ
Qf = ——• (5-4)
Максимально допустимые значения qj нормируются в зависимости
от вида сжигаемого топлива, расположения и типа горелок и составля-
ют от 2 300 кВт/м2 — для углей, обладающих повышенными шлакующими
свойствами, до 6 400 кВт/м2 — для качественных углей с высокими темпе-
ратурами плавления золы. С ростом значения <?/ увеличивается температура
факела в топке, в том числе вблизи настенных экранов, заметно увеличива-
ется тепловой поток излучения на них. Ограничение значений q/ определя-
ется для твердых топлив исключением интенсивного процесса шлакования
настенных экранов, а для газа и мазута — предельно допустимым ростом
температуры металла экранных труб.
Характеристикой, определяющей уровень энерговыделения в топочном
устройстве, является допустимое тепловое напряжение топочного объема,
c/v,kBt/m3:
где VT — объем топочной камеры, м3.
Значения допустимых тепловых напряжений топочного объема также
нормируются. Они изменяются от 140 -1-180 кВт/м3 при сжигании углей
с твердым шлакоудалением до 180 -f 210 кВт/м3 при жидком шлакоудале-
нии. Величина qy прямо связана со средним временем пребывания газов
в топочной камере. Это следует из нижеприведенных соотношений. Время
пребывания единичного объема в топке определяется отношением факти-
ческого объема топки с подъемным движением газов к секундному расход-
ному объему газов:
_ £гК _ 273£т14 ,
Гпреб"Кек-БкдаХТг' ( }
где £г — усредненная доля сечения топки, имеющая подъемное движение
газов; значение £т = 0,75 ~ 0,85; $" — удельный приведенный объем газов,
получающийся при горении топлива на единицу (1 МДж) тепловыделения,
м3/МДж; значение $" = 0,3 -=- 0, 35 м3/МДж — соответственно крайние
значения при сжигании природного газа и сильновлажных бурых углей;
Тг — средняя температура газов в топочном объеме, °К. •
С учетом выражения (5.5) значение гпрсб в (5.6) можно представить
следующим образом:
_ т^ 273 {с 7ч
тЪреб - qv ' тр ' yj'n
где тГ — комплекс значений постоянных величин.

5.1. Основные размеры топочной камеры и расчетные напряжения 143
l Vj' с
i
1
1—1
!
100
200
300
qv, кВт/м
Рис. 5.3. Связь теплрнапряжения топоч-
ного объема со временем пребывания га-
зов в топке.
Как следует из (5.7), с увели-
чением теплового напряжения qv
(увеличением объемного расхода
газов) время пребывания газов
в топочной камере уменьшается
(рис. 5.3). Условию тпреб = тгор со-
ответствует максимально допусти-
мое значение qy, а этому значе-
нию по (5.5) отвечает минимально
допустимый объем топочной каме-
ры Утмин.
Вместе с тем, как это указа-
но выше, экранные поверхности то-
почной камеры должны обеспечить
охлаждение продуктов сгорания до
заданной температуры на выходе из
топки #", что достигается опреде-
лением необходимых размеров стен
и, следовательно объема топочной
камеры. Поэтому нужно сопоставить минимальный объем топки Т^мин из
условия сгорания топлива и необходимый объем топки из условия охла-
ждения газов до заданной температуры V°™.
Как правило, VfXJ] > VTmm, поэтому высота топочной камеры опреде-
ляется условиями охлаждения газов. Во многих случаях эта необходимая
высота топки существенно превосходит ее минимальную величину, соот-
ветствующую VTmm, особенно при сжигании углей с повышенным внешним
балластом, что ведет к утяжелению и удорожанию конструкции котла.
Увеличения поверхностей охлаждения без изменения геометриче-
ских размеров топки можно достичь применением двусветных экранов
(см. рис. 2.5), расположенных внутри топочного объема. В топочных ка-
мерах мощных паровых котлов при сильно развитой ширине фронта топки
применение такого экрана делает сечение каждой секции в плане близ-
ким к квадрату, что значительно лучше для организации сжигания топлива
и получения более равномерного поля температур газов и тепловых напря-
жений экранов. Однако такой экран, в отличие от настенного, воспринимает
интенсивный тепловой поток с обеих сторон (отсюда и название — двусвет-
ный) и отличается более высокими тепловыми напряжениями, что требует
тщательного обеспечения охлаждения металла труб.
Тепловосприятие топочных экранов, полученное излучением факе-
ла QJb кДж/кг, можно установить из теплового баланса топки, как разность
между удельным полным тепловыделением в зоне ядра факела на уровне
расположения горелок без учета отдачи теплоты к экранам, QT, кДж/кг,

144
Глава 5
и удельной теплотой (энтальпией) газов на выходе из топки Н" при от-
даче (потере) небольшой части теплоты во вне через теплоизолирующие
стены Опот-
Qn = QT - tfT" - Qn0T = (QT - #;>, , (5.8)
где ip = Qn/iQn+Qnor) — доля сохранения теплоты в топке (см. п. 6.3.4). Ес-
ли отнести значение Qn к единице поверхности экрана, то получим среднее
тепловое напряжение поверхности нагрева, дл> кВт/м2, характеризующее
интенсивность тепловой работы металла труб экранов:
<?л = ^, (5.9)
где FC3T — поверхность стен топки, закрытая экранами, м2.
5.2. Топочные камеры и горелки для сжигания твердых
топлив
На организацию топочного процесса при сжигании пылевидного топ-
лива большое влияние оказывают образование и поведение золы и шлака
в топочной камере.
Топочная камера может работать с удалением шлаков в твердом состо-
янии (топка с твердым шлакоудалением) либо выводом шлаков из топки
в жидком состоянии (топка с жидким шлакоудалением). В любом случае
мелкие золовые фракции уносятся с потоком газов из топки в отвердевшем
состоянии. В ядре факела, где развиваются высокие температуры, шлако-
вые и золовые частицы находятся в размягченном состоянии и обладают
способностью налипать на стены/или экранные поверхности, если в таком
состоянии они в каком-то месте их коснутся. Этот процесс может привести
к нарастанию слоя затвердевающих частиц золы и шлаков на относительно
холодной поверхности экранов, т. е. к локальному шлакованию отдельных
стен топки.
Поскольку при сжигании топлива нельзя избежать промежуточного те-
стообразного состояния золы по выходе из зоны высоких температур, для
предотвращения шлакования стен топки процесс сжигания пылевидного
топлива должен быть так организован, чтобы зола в размягченном состоя-
нии не достигала стен топки.
Организация твердого шлакоудаления. Распределение тем-
ператур в топочной камере при удалении шлака в твердом состоянии харак-
теризуется изотермами, показанными на рис. 5.4. Наивысшая температура
устанавливается в ядре факела в центральной части топки, располагающем-
ся примерно на уровне горелок. В результате отдачи теплоты топочным

5.2. Топочные камеры и горелки для сжигания твердых топлив 145
экранам около них располагается изотерма с более низкой температурой.
По мере перемещения расплавленной в ядре факела золы к периферии
и попадания в область сравнительно низкой температуры золовые части-
цы охлаждаются и затвердевают. Таким образом, частицы золы при нагреве
в ядре факела и охлаждении затем около топочных экранов дважды проходят
все стадии изменения физического состояния от твердого до жидкого (или
размягченного) и обратно. На пути движения вверх частицы золы также
охлаждаются вместе с газами и должны выноситься из топки в гранулиро-
ванном (отвердевшем) состоянии.
Топочные камеры, работающие с /
твердым шлакоудалением, по конструк-
ции выполняют открытыми, то есть без
изменения сечения топки по высоте.
Отличительной особенностью этих
топок является наличие в нижней части
топки холодной воронки, образованной
путем сближения фронтового и заднего
экранов с большим уклоном (50-60°) до
расстояния Ь' — 1-1,2 м. За счет это-
го быстро снижается температура газов
в нижней части топки, и выпадающие из
ядра факела расплавленные шлаковые
частицы, попадая в эту зону, отвердева-
ют (гранулируются) снаружи и по кру-
тым скатам воронки ссыпаются в шла-
коприемную ванну. Количество шлака,
уловленного таким способом через хо-
лодную воронку, невелико и составляет
5-10% общего золосодержания топлива,
т.е. доля шлака ашп = 0,05-0,1. Грану-
лированные шлаковые частицы непре-
рывно удаляются из ванны специальным
механизмом. Водяная ванна выполняет
одновременно роль гидрозатвора про-
тив подсоса снизу в топку холодного
воздуха.
Аэродинамика топочного объема
Должна быть так организована, чтобы
вблизи настенных экранов температура
газов была не выше характерной тем-
пературы золы tA (см. раздел 3.4), начиная с которой золовые частицы
становятся липкими и создают опасность шлакования стен. На рис. 5.5 по-
Рис. 5.4. Топка с твердым шлакоуда-
лением: 1 — холодная воронка; 2 —
шлаковая ванна с водой; 3 — канал
гидрозолоудаления; 4 — горелка; 5 —
настенные экраны; 6 — ядро факела;
7 — шнековый шлакоудаляющий ме-
ханизм; 8 - электродвигатель.

146
Гллвл 5
казано, как влияет величина теплового напряжения сечения топки qj на
распределение температур по сечению. При высоких тепловых напряжени-
ях более существенно, как видно, увеличивается температура газов вблизи
стен, что создает опасность их шлакования, когда она превышает значе-
ние tj\ ЗОЛЫ.
Поэтому средние тепловые напряжения се-
чения топочной камеры при твердом шлакоудале-
нии как правило должны иметь невысокие значе-
ния (qf — 3-4 МВт/м2). Это неизбежно приводит
к развитию размеров сечения топочных камер.
Горение частиц твердого топлива, особен-
но в диффузионной зоне догорания затягивает-
ся. Пыль малореакционных топлив сгорает за
2-2,5 сек, что ограничивает значение тепло-
вого напряжения объема величиной не выше
qy = 180 кВт/м3, а с учетом необходимости охла-
ждения газов на выходе из топки до значения
$у < tA + 50°C, поверхность стен и объем топ-
ки по условиям охлаждения газов существенно
увеличиваются и реальные тепловые напряже-
ния топочного объема получаются равными qy =
= 100-140 кВт/м3. Это ведет к развитию габари-
тов и металлоемкости котла, но оправдано по-
вышением его надежности в работе, исключе-
нием (сокращением) аварийных остановов из-за
шлакования поверхностей стен и пароперегре-
вателя на выходе из топки и в горизонтальном
газоходе.
Организация жидкого шлакоуда-
ления. Для обеспечения жидкого шлакоудален-
ня необходимо, чтобы температура газов у стен
нижней части топки и в районе пода была выше
температуры текучести шлака, то есть т9г > £н.ж.
Создание таких условий в нижней части топки возможно за счет прибли-
жения ядра факела к поду топки и покрытия настенных экранов в этой
зоне карборундовой огнеупорной тепловой изоляцией (футерование экран-
ных труб). Для прочного удержания футеровки вначале на трубы экра-
нов со стороны топочного объема обычно приваривают шипы (диамет-
ром 10 мм и длиной 15-18 м) и затем наносят слой изоляции (рис. 5.6,6).
Подовая часть топки выполняется горизонтальной или слабонаклонной
к центру топки. Здесь на трубы пода накладывают 2-3 слоя огнеупорно-
го кирпича на огнеупорной связке. В центре пода оставляется одно или
Рис. 5.5. Характер измене-
ния температур газов в се-
чении топочной камеры:
1 — температура при низ-
ких тепловых напряжени-
ях сечения топки; 2 — то
же при высоких тепловых
напряжениях; 3 — темпе-
ратура начала деформации
золы tA-

5.2. ТОПОЧНЫЕ КАМЕРЫ И ГОРИЛКИ ДЛЯ СЖИГАНИЯ ГВЕРДЫХ ТОПЛИВ 147
два футерованных отверстия для слива шлака (летка), размером пример-
но 500 ~ 800 мм. Расплавленный шлак переливается через край летки
и тонкими струями стекает в шлаковую ванну, где при контакте с во-
дой отвердевает.
а) ' б)
Рис. 5.6. Топочная камера с жидким шлакоудалением: а — общий вид топки; б — вид
футерованного экрана; 1 - камера сгорания; 2 — под топки; 3 — шлаковая летка; 4 —
камера охлаждения; 5 — труба; 6 — шипы до их покрытия обмазкой; 7 —• огнеупорная
обмазка труб (футеровка) по шинам.
Повышению уровня температуры в этой зоне способствует дву-
сторонний пережим топки, который уменьшает теплоотдачу радиацией
(рис. 5.6,я)> где открытые экраны имеют более низкую температуру. При
жидком шлакоудалении через шлаковую летку удаляется до 20-30% мине-
ральной массы топлива в виде расплавленного шлака.
Камера охлаждения полностью экранирована открытыми трубами.
Здесь завершается сжигание недогоревшей части топлива и охлаждение
продуктов сгорания до необходимой температуры на выходе, при которой
Должна гранулироваться вся юла в объеме уходящих из топки газов. По кон-
струкции топочные камера с жидким шлакоудалением выполняются одно-
камерными открытыми и полуоткрытыми (с пережимом) по типу рис. 5.1,6,
а также двухкамерными по типу рис. 5Л9в. В топочных устройствах с пе-
режимом за счет футерования настенных экранов в зоне горения дости-

148
Глава 5
гается достаточно высокая температура газов 1 600-1 800°С. Она должна
быть примерно на 150-200°С выше температуры £нж. Объемное тепловое
напряжение в камере горения выше среднего по топке в целом в 4-5 раз
и составляет q*y — 500 -г 800 кВт/м3.
В циклонных камерах горения за счет тангенциального ввода горя-
чего воздуха (горизонтальные циклоны) или угловой установки горелок
с тангенциальным направлением струй (вертикальные предтопки) создает-
ся интенсивное вихревое движение горящего факела. Здесь уровень тем-
ператур более высокий — 1 700-1900°С, а тепловые напряжения объ-
ема достигают 2-4 МВт/м3 в горизонтальных циклонах. Однако, за счет
более низких тепловых напряжений значительной по размерам камеры
(зоны) охлаждения газов среднее значение qy для топочного устрой-
ства получается только на 20-30% выше, чем в. топках с твердым уда-
лением шлаков. Доля удаления шлаков в жидком виде здесь составля-
ет ашл = 0,6-0,7.
В топках с жидким шлакоудалением благодаря более высокой темпера-
туре горения улучшается сгорание топлива и несколько снижаются потери
с Недожогом. Вместе с тем, вследствие увеличения количества удаляемо-
го через летку шлака и более высокой его температуры, возрастает потеря
с физическим теплом шлака.
Более высокий процент улавливания золы позволяет по условиям из-
носа металла поверхностей повысить скорость продуктов сгорания в кон-
вективных газоходах, что интенсифицирует теплообмен и уменьшает габа-
риты и затраты металла поверхностей нагрева. Основной недостаток топок
с жидким шлакоудалением — опасность застывания шлака при пониженной
нагрузке котла, отсюда известные ограничения DNIIIH.
Увеличение температуры горения ведет также к росту образования
вредных составляющих газов, в частности, оксидов азота.
Топки с жидким шлакоудалением применяют в основном при сжига-
нии слабореакционных топлив (при У < 15%) с умеренными значениями
температуры плавления золы (tc ^ 1 300 -г 1 350°С).
Горелочные устройства. Необходимая интенсивность горения
топливной пыли достигается подготовкой горючей смеси (смесеобразова-
нием) в горелочном устройстве, называемом в дальнейшем горелкой. Как
показано в разделе 1.3, полученная в процессе размола и сушки топливная
пыль при температуре 70-130°С потоком первичного воздуха, доля которо-
го составляет от 15 до 40%, вдувается в топочную камеру через горелки;
в горелки поступает также вторичный воздух при температуре 250-420°С.
Следовательно, горелки выдают в топку два раздельных потока: пылевоз-
душную смесь и вторичный воздух. Образование горючей смеси заверша-
ется в топочной камере.

5.2. Топочные камеры и горелки для сжигания твердых топлив 149
Горелки являются важным элементом топочного устройства; от их ра-
боты и размещения в топке зависит характер смесеобразования, что в со-
четании с аэродинамикой топочной камеры определяет интенсивность вос-
пламенения, скорость и полноту сгорания, а следовательно, тепловую мощ-
ность и эффективность топки.
Рис. 5.7. Виды вихревых пылеугольных горелок: а — двухулиточная горелка; б — ули-
точно-лопаточыая горелка; в — прямоточно-улиточная горелка; г — двухлопаточная
горелка; 1 — улитка пылевоздушной смеси; 1' — ввод аэропыли в горелку; 2 — улитка
вторичного воздуха; 2' — короб ввода вторичного воздуха; 3 — кольцевой канал для
выхода пылевоздушной смеси в топку; 4 — то же вторичного воздуха; 5 — основная
мазутная форсунка; 5' — растопочная мазутная форсунка; 6 — рассекатель на вы-
ходе пылевоздушной смеси; 7 — завихривающие лопатки для вторичного воздуха;
8 — подвод центрального (третичного) воздуха; 9 — управление положением рассе-
кателя; 10 — завихритель осевого потока воздуха; 11 — обмуровка топки; П — подсос
1'оиочных газов к корню факела; В — подвод горячего воздуха.

150
Глава 5
Различают вихревые и прямоточные пылевые горелки.
Вихревые горелки выполняют следующих видов:
— двухулиточные с закручиванием аэропыли и вторичного воздуха в ули-
точном аппарате (рис. 5.7,а);
— улиточно-лопаточные с улиточным закручиванием потока аэропы-
ли и аксиальным лопаточным закручивателем вторичного воздуха
(рис. 5.7,6);
— прямоточно-улиточные, в которых аэропыль подается по прямоточному
каналу и раздается в стороны за счет рассекателя, а вторичный воздух
закручивается в улиточном аппарате (рис. 5.7, в);
— двухлопаточные, в которых закручивание потоков вторичного воздуха
и аэропыли обеспечивается аксимальным и тангенциальным лопаточ-
ным аппаратом (рис. 5.7,г).
Горелки этого типа имеют производительность от 1 до 3,8 кпу.т./с, что
определяет их тепловую мощность от 25 до 100 МВт. Наиболее распростра-
нены двухулиточные и улиточно-лопаточные горелки, последние применя-
ют для горелок большой тепловой мощности (75-100 МВт).
Вихревые горелки отличаются повышенной эжекцией горячих топоч-
ных газов в поступающую пылевоздушую смесь (см. рис. 4.10), что обес-
печивает ее быстрый прогрев до температуры воспламенения. Лопаточный
завихривающий аппарат может быть выполнен поворотным, что позволяет
производить оптимальную настройку аэродинамики горелки.
На полноту сгорания топлива сильное влияние оказывают скорости
вдувания в топку аэропыли и вторичного воздуха. Повышение скорости уси-
ливает турбулентное перемешивание потоков, однако при слишком большой
скорости произойдет отрыв факела от горелки. Для лучшего перемешива-
ния угольной пыли с горячим воздухом необходимо сохранять различие
в скоростях этих потоков. Так, скорость аэропыли на выходе из горелки
поддерживают на уровне wl = 14-25 м/с, а скорость вторичного воздуха
должна быть w2 = (1,2-1,4)ги1.
Вихревые горелки универсальны и применимы для любого твердого
топлива, но наибольшее распространение они получили при сжигании топ-
лив с малым выходом летучих веществ. Горелки повышенной тепловой
мощности выполняют с двумя регулируемыми коаксиальными каналами по
вторичному воздуху (см. рис. 5.7 б), что обеспечивает сохранение необходи-
мых скоростей воздуха при работе на пониженных нагрузках. При нагрузке
ниже 70% номинальной периферийный канал воздуха перекрывают и тем
обеспечивают поддержание высокой его скорости. Вихревые горелки со-
здают более короткий факел по длине и широкий угол его раскрытия. Они
обеспечивают интенсивное перемешивание потоков и глубокое выгорание

5.2. ТОПОЧНЫЙ КАМЕРЫ И ГОРИЛКИ ДЛЯ СЖИГАНИЯ ТВЕРДЫХ ТОПЛИВ 151
топлива (до 90-95%) на относительно короткой длине факела. В этом отно-
шении вихревые горелки являются горелками «индивидуального действия»,
обеспечивая каждая самостоятельно сжигание топлива.
Рис. 5.8. Расположение прямоточных горелок на стенах топки: а — встречное;
б - тангенциальное; dy — условный внутренний диаметр вращения факела.
Определяющим конструктивным параметром вихревых горелок явля-
ется диаметр амбразуры Da. Горелки размещают на достаточном расстоя-
нии друг от друга — (2,2 ч- 2, 3)£)а, и от боковых стен — (1,6 ^2)Da, чтобы
исключить раннее взаимодействие факелов и наброс факела на стены. При
однофронтальном расположении горелок в 1-2 яруса экран задней стены
получает повышенное тепловосприятие (на 10-20% выше среднего), и для
исключения шлакования стены при твердом шлакоудалении глубина топки
Должна быть не менее Ьт = (6-7)Da. Встречное двухфронтальное располо-
жение горелок (см. рис. 5.1) характерно для мощных паровых котлов, когда

152
Глава 5
необходимое число горелок невозможно разместить на одной фронтовой
стене.
При встречном расположении выравнивается теплонапряжение экра-
нов топки, повышается уровень температур в центре топки.
Прямоточные горелки ввиду более низкойтурбулизации потока,
создают дальнобойные струи с малым углом расширения и вялым пере-
мешиванием первичного и вторичного потоков. Поэтому успешное сжига-
ние топлива достигается взаимодействием струй разных горелок в обьеме
топочной камеры. Для этого применяют встречное расположение горелок
с двух противоположных стен топки или угловое с тангенциальным направ-
лением струй в объеме топки (рис. 5.8).
Прямоточные горелки могут быть прямоугольной формы (плоские) или
круглые (рис. 5.9). Горелки прямоугольной формы, особенно вытянутые по
высоте, обладают высокой эжекцией окружающей газовой среды с боко-
вых сторон струи. Поэтому такие горелки при внешней подаче аэропыли
(рис. 5.9, а) имеют преимущества по условиям воспламенения. Круглые
горелки обычно выполняют с отдельной подачей аэропыли и горячего воз-
духа (рис. 5.9,6). Встречный наклон двух блоков горелок, расположенных в
одной плоскости по высоте, улучшает перемешивание и сгорание. Такие го-
релки получили название плоскофакельных. Горелки с внутренней подачей
топлива и рассекателем (рис. 5.9, в) имеют лучшие условия перемешивания
с воздухом, но прогрев.топлива происходит медленнее, поэтому такая горел-
ка более приемлема для качественного каменного угля с высоким выходом
летучих веществ. При угловом расположении горелок и тангенциальном
движении факела в сечении топки чаще всего применяют блоки щелевых
горелок (рис. 5.9, г).
Прямоточные горелки применяют в основном для сжигания высокоре-
акционных топлив: бурых углей, торфа, сланцев и каменных углей с высо-
ким выходом летучих веществ. Скорость пылевоздушной смеси на выходе
из горелок принимают w{ — 20-28 м/с, а оптимальная скорость вторичного
воздуха w2 = (1,5-1,7)w1.
Горелки для высококонцентрированной пыли получают всё более ши-
рокое применение. Подача пыли из бункера к горелке происходит в этом
случае не первичным потоком воздуха, а с помощью небольшого количе-
ства (0,1 + 0,3% всего расхода) сжатого воздуха СВ, который обеспечи-
Рис. 5.9. Прямоточные пылеугольные горелки: а — прямоугольные с центральным
каналом горячего возуха; б— плоскофакельная с круглыми соплами; в — прямоуголь-
ная с поворотной головкой и внутренней подачей аэропыли; г — щелевая блочная;
В — подвод воздуха; Тл — подвод топливо-воздушной меси; М — подвод мазута;
1 — канал аэропыли; 2 — канал горячего воздуха; 3 — подсос топочных газов к струе
аэроныли; 4 — поворотная головка; 5 — рассекатель; 6 — растопочный блок.

5.2. Топочный камеры и горелки для сжигания твердых гонлив 153
,&—Ф
IWYiS УСНУЛА!
S'.S.SS .S4SSN Ч^ \S vAsSlti
, ч . uss.S^
Тл
в)

154 ' ГЛАВА 5
Рис. 5.10. Горелки с подачей высококонцентрированной пыли: а — смеситель пыли
с воздухом; б — прямоточная горелка; в — двухулиточная вихревая горелка; 1 —
обмуровка топки; 2 — амбразура горелки; 3 — распылитель; 1 — первичный воздух;
II — вторичный воздух; П — пыль; СВ — сжатый воздух; АП — аэропыль.
вает достаточно хорошую текучесть аэропыли АП по пылепроводу мало-
го диаметра — 60-90 мм (рис. 5.10,а). Распыл подаваемой в котел пыли
обеспечивается непосредственно на входе в горелку при смешении пы-
ли с первичным потоком воздуха (рис. 5.10,6, в). При этом ликвидирует-
ся громоздкая система пылепроводов диаметром 300-500 мм от бункеров
пыли к горелкам котла, обеспечивается равномерность раздачи пыли по
горелкам, резко снижается удельный расход энергии на пневмотранспорт
и создается возможность регулировать расход первичного воздуха в зави-
симости от нагрузки, что ранее было невозможно по условиям транспор-
та пыли.
Аэродинамическое сопротивление горелки по вторичному воздуху, Па,
определяется по формуле
ДЯ1Ор = 0,5£гори>в2А,, (5.10)

5.3. Газомазутные топки и горилки
155
где ^В5 Рв ~ аксиальная скорость, м/с, и плотность воздуха, кг/м3, при его
температуре в горелке; £гор — коэффициент сопротивления горелки, который
для прямоточных горелок составляет 1, 5 -г- 2, 0 и для вихревых — 2,5-3,5.
5.3. Газомазутные топки и горелки
Условия сжигания природного газа и мазута имеют много общего, что
позволяет выполнять топочные камеры для этих видов топлив одинаковой
конструкции.
Природный газ и мазут имеют близкую по величине теплоту сгорания
(35-36 МДж/м3 природный газ и 38-39 МДж/кг — мазут), горение этих
топлив происходит в парогазовом состоянии (см. гл. 4). Интенсивность горе-
ния в обоих случаях определяется только условиями перемешивания. Для
сжигания этих топлив достаточен невысокий подогрев воздуха — £пв =
= 250-300°С. Практически отсутствует зола после сгорания этих топлив,
поэтому исключается необходимость шлакоудаления в нижней части топки
и не происходит шлакования экранов.
В результате при одинаковой тепловой мощности котла для этих топ-
лив могут быть приняты одинаковые по размерам и конструкции топки.
Близкие объемы образующихся продуктов сгорания позволяют применять
одни и те же тягодутьевые машины. Смешение топлива с воздухом в газо-
вом состоянии в обоих случаях позволяет обеспечить практически полное
сжигание топлива с низким избытком воздуха в топке ат = 1,02-1,05 при
наличии высоких тепловых напряжений в зоне горения.
Газ и мазут обычно сжигают в камерной топке раздельно, так как при
совместном их сжигании возрастают топочные потери. В этом случае при-
родный газ, воспламеняющийся раньше мазута, перехватывает на свое го-
рение кислород и балластирует зону горения мазута продуктами своего
сгорания. В котлах, оснащенных современными мощными газомазутными
горелками, имеющими раздельные каналы подачи воздуха (периферийный
и центральный) с самостоятельным завихрением каждого потока, возможно
совместное сжигание газа и мазута. Это определяется обеспечением началь-
ной стадии горения каждого вида топлива «своим» воздухом из «своего»
канала.
Конструктивно топочная камера для сжигания природного газа и мазу-
та имеет форму параллелепипеда. Нижнюю часть топки (под) выполняют
горизонтальной или с небольшим уклоном к центру. Ввиду очень малого
содержания минеральных примесей в этих топливах никаких устройств для
вывода шлака не предусматривают. Интенсивное горение топлива приво-
дит к образованию относительно небольшой по размерам зоны ядра факела
вблизи горелок, которая характеризуется весьма высоким уровнем темпе-
ратур. При этом излучательная способность факела в значительной мере

156 Глава 5
определяется наличием сажистых частиц и трехатомных газов в зоне факе-
ла (СО2, И^О), а количество твердых коксовых частиц здесь много меньше,
чем при сжигании твердого топлива. Высокий уровень температур в ядре
факела создает значительную интенсивность теплового потока на настен-
ные экраны, особенно при сжигании мазута, за счет образования более
значительного количества сажистых частиц. Это создает опасность перегре-
ва металла труб и развития высокотемпературной коррозии, а также ведет
к образованию высокой концентрации окислов азота в ядре факела.
,;Ш
а)
б)
Рис. 5.11. Виды топочных камер для газомазутных котлов: а — открывая топка с
однофронтальными многоярусными горелками; б — открытая топка с встречным
двухярусным расположением горелок; в — топка с подовыми вихревыми горелками;
г — топка с прямоточно-вихревым факелом; 1 — горелка; 2 — траектория факела; 3 —
аэродинамический выступ.
Большинство выпускаемых газомазутных паровых котлов оборудуют-
ся традиционными призматическими топками с двухфронтальным (встреч-
ным) расположением горелок (рис. 5.11). В котлах небольшой мощности
используется однофронтальная установка горелок как правило в несколь-
ко (3-4) ярусов (рис. 5.11, а). Такая компоновка горелок не обеспечивает рав-
номерного заполнения топки факелом и неприемлема для топок с неболь-
шим размером по глубине (6Г < б м). При встречном расположении горелок
обеспечиваются лучшие условия работы экранов и увеличивается число ра-
ботающих горелок (рис. 5.1 \,б). Двухфронтальная установка способствует
также турбулизации концевых участков факела и ускорению сгорания топ-
лива при малой концентрации кислорода. Однако этот способ приводит
к повышению теплонапряжения в зоне факела на 20-30%.
Для уменьшения температур факела и локальных тепловых потоков
на топочные экраны предложено нижнее (подовое) расположение горелок

5.3. ГЛЗОМАЗУТИЬШ ГОНКИ И ГОРЕЛКИ
157
в открытой топочной камере с развитием факела вверх (рис. 5.11,в). При
этом на мазуте в горелке делают малую степень крутки потока воздуха.
Тогда горение факела растягивается на большую высоту топки и локальные
тепловые потоки на экраны заметно снижаются, но температура газов на
выходе из топки повышается.
Ту же задачу — снижение тепловых напряжений экранов и их вы-
равнивание по стенам топки — решает вихревой способ движения факела
в топочном объеме (рис. 5.11,г). Прямоточные горелки при этом устанав-
ливаются на противоположных стенах топки тангенциально и создают вос-
ходящий вращающийся поток горящего факела. Наклон горелок вниз (на
20-40°) обеспечивает активное заполнение факелом нижней часта топки,
а с учетом возникшей конвективной составляющей теплообмена происхо-
дит интенсивное охлаждение газов и их температура на выходе из топки по
сравнению с другими схемами снижается.
Горелки для сжигания природного газа и мазута выполняют комбини-
рованными, позволяющими поочередно сжигать эти топлива в одном го-
релочном устройстве. Одним из преимуществ комбинированных горелок
является возможность легкого перехода сжигания одного вида топлива на
другое. Горелка должна быть выполнена так, чтобы сжигание каждого из
видов топлива происходило в оптимальных условиях.
На рис. 5.12 показан пример такой горелки большой тепловой мощ-
ности. Она имеет два самостоятельных канала подвода воздуха, каждый
из которых завихривается в тангенциальном лопаточном аппарате и посту-
пает в периферийный и центральный каналы горелки. Кроме того, имеет-
ся еще прямоточная подача третичного воздуха в центральную трубу для
охлаждения канала мазутной форсунки. Подача мазута осуществляется па-
ромеханической форсункой типа ТКЗ-4М производительностью 1,28 кг/с
(4,6 т/ч) при давлении мазута 4,5 МПа и пара 0,2 МПа. Распыл мазута
производится в основном в потоке центрального воздуха. С его участием
происходит воспламенение топлива. Природный газ в основном вводится
в периферийный поток воздуха большим числом труб 032 мм из кольце-
вого коллектора. Другая часть природного газа вводится через отверстия
центрального коаксиального канала (расчетная скорость выхода газа из от-
верстий соответственно 134 и 177 м/с).
Газомазутные горелки рассчитывают на работу с предельно малыми
избытками воздуха (ат = 1,02-1,03 в газоплотной топке) в целях сниже-
ния интенсивности коррозионных процессов в низкотемпературной части
тракта и уменьшения образования NOx (см. раздел 7.7). Работа с низкими
избытками воздуха требует тщательного выполнения горелок и воздухо-
иодводящих трактов, для того чтобы исключить неравномерность распре-
деления топлива и воздуха по горелкам. При работе топки под разрежени-
ем неизбежны присосы холодного воздуха извне (Arv, = 0.05-0, 1). В та-

158
Глава 5
Рис. 5.12. Газомазутная горелка тепловой мощностью 48 МВт: i и 1' — подача воз-
духа в периферийный и центральный воздушные каналы; 2 и 2' — тангенциальные,
лопаточные аппараты; 3 — паромеханпческая форсунка; 4 — кольцевой коллектор
природного газа; 5 — отверстия для периферийного ввода природного газа; 6 —,
центральная подача природного газа; 7 — центральная подача горячего воздуха;
8 — газовый электрозапалышк; 9 — обмуровка топки.
ком случае расход организованного горючего воздуха через горелку будет
несколько меньше теоретически необходимого (агор = 0,96-0,98), посколь-
ку присосанный воздух частично (около 0, 5Дат) используется для горения
топлива.
Для тонкого распыления мазута применяют центробежные форсунки.
В зависимости от используемой среды для распыления мазута различают
форсунки механические, паромсханические и паровые (рис. 5.13).
В форсунках с механическим распылением используется кинетическая
энергия струи мазута, создаваемая напором топливного насоса. Выходя под
давлением с повышенной скоростью (до 80 м/с) через завихритель и сопло
форсунки, мазут тонко распыляется и выходит в топочный объем в форме
полого конуса с большим углом раскрытия. Внутрь конуса поступают горя-
чие топочные газы, которые обеспечивают прогрев и испарение выходящего
из сопла топлива. _
Средний размер получающихся мелких капель составляет 5 --
= 25(3- 300 мкм.

5.3. ГЛЗОМАЗУТНЫЕ ТОПКИ И ГОРБЛКИ
159
м>—►
Р3
ч>
а)
В паромеханической форсунке тонкое
распыление мазута достигается подачей
пара в зону разрушения пленки мазута.
За счет большей плотности пара и зна-
чительной его скорости (более 500 м/с)
происходит тонкое распыление жидкости
(S = 100-150 мкм). Расход пара на рас-
пыл составляет не более 10% расхода
мазута. Производительность паромехани-
ческой форсунки по мазуту составляет
5-7 т/ч. Они устанавливаются на мощных
паровых котлах с глубоким диапазоном
регулирования нагрузки.
В паровых форсунках распыление
топлива достигается в результате исполь-
зования кинетической энергии струи пара,
вытекающей из форсунки, а мазут может
поступать в форсунку под небольшим дав-
лением.
Достоинством парового распыления
являются простота форсунки, а также
высокое качество распыления даже при
невысоком подогреве мазута (до 30°С).
Однако паровые форсунки используются
редко и только как растопочные на электростанциях, сжигающих твердое
топливо. В длительной работе они неэкономичны из-за большого расхода
пара на распыл (40-60% расхода мазута).
Расчетная производительность механической центробежной форсун-
ки Вм (кг/с) прежде всего зависит от площади выходного сопла /о (м2),
давления поступающего топлива рм (МПа) и коэффициента расхода р зави-
хренного потока через сопло:
Рис. 5.13. Виды мазутных форсу-
нок: а — механическая; б — паро-
механическая; в — паровая.
Вм = bpf0{pMpM
\0,5
(5.11)
Здесь дополнительно b — числовой коэффициент; рм — плотность жидкого
топлива, кг/м3. Как видно, расходная характеристика более существенно
зависит от сечения (диаметра) сопла форсунки, слабее от давления мазута
и температуры его нагрева (плотности). Производительность центробежных
форсунок для котлов большой мощности составляет 0,83 -3,3 кг/с (3-12 т/ч)
при диаметре выходного сопла г/с = 4 — 8 мм; коэффициенте расхода —
// = 0.15-0, 3 и угле раскрытия струи <р — 80-120°С.
При сжигании природного газа его ввод в воздушный поток чаще вы-
чолняют перпендикулярно к направлению движения воздуха (рис. 5.14).

160 Глава 5
Рис. 5.14. Развитие газовых струй в воздушном потоке: а — центральная раздача
газа; б — периферийная.
При этом газ может поступать из центральной газовой трубы (центральный
ввод), либо через большое число отверстий с внешней стороны воздуш-
ного канала (периферийный ввод). Для равномерного распределения газа
в объеме воздуха глубина проникновения отдельных струй газа должна
быть различной. Определяющей характеристикой при расчете проникнове-
ния газовой струи является глубина внедрения струи hc, определяемая со-
отношением количеств движения газовой струи и воздушного потока и ха-
рактеризующая расстояние по нормали от устья струи до места, где она
принимает спутное направление движения с воздушным потоком. Глубина
внедрения струи определяется по формуле
Лс = Л.Л0^(^)°,°, (5.12)

5.3. Газомазутные гонки и горелки
161
где dv — диаметр отверстия газовой струи, м; wr, wB — соответственно скоро-
сти газовой струи на выходе из отверстия и воздуха в сечении горелки, м/с;
обычно wr = 60-120 м/с при wB — 30-50 м/с; рг, рв — плотности газа и воз-
духа при расчетных температурах, кг/м3; при температуре горячего воздуха
200-250°С плотности газа и воздуха практически одинаковы; ks — попра-
вочный коэффициент на расстояния между отверстиями; ка — поправка на
угол ввода газовой струи.
Из формулы (5.12) следует, что глубина проникновения струи опре-
деляется главным образом ее диаметром и отношением скоростей струи
газа и воздуха. При выполнении газовых отверстий вдоль потока воздуха
в несколько (2-3) рядов равномерное распределение газа в воздушном по-
токе достигается путем уменьшения диаметра отверстий по направлению
движения воздуха (см. рис. 5.14).
Природный газ смешивается с воздухом внутри горелки на некотором
расстоянии от выхода в топочный объем. Это необходимо для обеспече-
ния первоначального перемешивания части газа с воздухом и достижения
стехиометрического соотношения между ними, что создает зону устойчи-
вого воспламенения газа на срезе горелки при температуре металлического
насадка горелки или обмуровки выше 600°С. Иначе факел будет пульсиру-
ющим и может оборваться.
Расход природного газа через горелку Вг, м3/с, определяется из общего
теплового баланса парового котла:
Br=(npQ"-K у (5.13)
где Q% — теплота сгорания газа, кДж/м3; QnK, 7уп.к — соответственно полез-
ная тепловая мощность парового котла, кВт, и его КПД брутто (их расчет
приведен в гл. 6); пгор — число работающих газовых горелок.
Воздушные регистры горелок выполняют трех видов: улиточный, тан-
генциальный лопаточный и аксиальный лопаточный (рис. 5.15). При боль-
ших расходных объемах воздуха мощных горелок улиточный завихритель
получается довольно громоздким (большого диаметра). В тангенциальном
лопаточном регистре поток воздуха движется к центру канала из пери-
ферийной камеры по касательной к стенкам канала. Он имеет несколько
большее сопротивление, но отличается высокой степенью крутки потока.
Аксиальный лопаточный аппарат состоит из прямых или гнутых лопаток,
повернутых под углом 40-50° к направлению оси канала. Он наиболее прост
в выполнении и имеет наименьшее гидравлическое сопротивление, но для
пропуска всего потока воздуха требуется большой диаметр канала, и при
этом создается меньшая по сравнению с другими степень крутки.
Котельные установки

162
Глава 5
а) б) в)
Рис. 5.15. Схемы воздушных регистров: а — тангенциальный лопаточный; б — ули-
точный; в — аксиальный лопаточный.
5.4. Примеры и контрольные вопросы
5.4.1. Примеры
1. Определить время пребывания тпреб и скорость подъема газов в то-
почной камере котла ТПП-312А (N1 = 300 МВт), имеющего тепловую
мощность Qn.K = BpQl = 727 МВт.
Профиль топки соответствует рис. 5.2, ее размеры: ширина ат = 17,3 м,
глубина Ьт = 8,65 м, высота hT = 41,5 м. Объем топочной камеры VT =
= 5 970 м3.
Решение:
Секундный расход газов в топке, согласно (5.6),
^сек = Qn.K^XTr/273 = 727 • 0,32 ■ 1,15 • 1 670/273 = 1 636, б м3/с.
Время пребывания газов в топке, по (5.6),
Тпреб - 0, 8 • 5 970/1 636,6-2, 92с.
Скорость газов в сечении топки
Усек 1636,6
wr — = — 13, 7 м/с.
(£,ат6,) (0,8-17,3-8,65)
2. Определить тепловое напряжение топочного объема котла ТПП-312А
при сжигании донецкого каменного угля марки ГСШ с Q% — 18, 8 МДж/кг
при КПД котла //, — 0. 92.

5.4. Примеры и контрольные вопросы
163
Решение:
Расход топлива на котел
в = _0ц^_ = 727 = 42 /
(Q£4k) (18,8-0,92)
Тогда тепловое напряжение объема топки, по (5.5):
42 1Я Я
Qv = 'п ' = 0,132 МВт/м3 - 132кВт/м3.
о У7и
Тепловое напряжение сечения топки, по (5.5), при расположении горелок
в одном ярусе:
Значение q/ свидетельствует о целесообразности двухъярусного располо-
жения горелок для исключения шлакования стен.
3. Установить необходимый объем газоплотной топочной камеры па-
рового котла паро производительностью Dn — 186,1 кг/с (670 т/ч); при сжи-
гании природного газа (Q£ = 35 880 кДж/м, теоретические объемы Ув° =
= 9,52 м3/м3, Vr° = 10,67 м3/м3, коэффициент избытка воздуха ат = 1,1).
Предварительными расчетами определены: расход природного газа
Вк — 15,5 м3/с, КПД котла г)к = 0,943, температура горячего возду-
ха £гв = 245°С. Температура газов на выходе из топки $" = 1 265°С.
Максимальная энтальпия, газов по (4.52), при температуре 2 200°С Щ —
= 42 868кДж/м3.
Решение.
1. Тепловая мощность топки определяется по (5.3), где теплота горячего
воздуха с учетом (4.48) составит
QrB = аг#в° - атУв°Св*г.в = 1,1-9.52-1,34- 245 = 3438 кДж/м3.
Здесь св = 1,34 кДж/м-К — объемная теплоемкость воздуха при £пв =
= 245°С.
Тогда по (5.3) тепловая мощность
BKQT = 15,5(35 880 + 3 438) - 609,4 • 103 кВт.
Удельное тепловыделение в топке при сгорании 1 м3 газа
п 609,4-103 з
Q, = -^r-z = 39 318 кДж/м\
15,5
6*

164
Глава 5
2. Тепловосприятие топочных экранов, по (5.8),
Qn = (39 318 - 23 419)0, 997 = 15 851 кДж/м3.
Здесь Н" определяется из (4.51):
^ = H"2695-0,Mi' =428682695-063.1265 =23419КДЖ/М3- .
3. Минимальный объем топочной камеры при допустимом тепловом
напряжении для сжигания газа qy = 220 кВт/м3.
„мин Дк-Qg 15,5-35 880 з
К =^^ = 220 = 2528м.
4. Расчетный объем топки при условии охлаждения газов до темпера-
туры ti'T' = 1 265°С
у"л = (3 ~ т)> ^ин = (3" W)2528 = 3015 м3-
Расчетное тепловое напряжение топочного объема
„ 15,5-35 880 ЛОА г „ , з
qPv = 3 015 = 184,5 КВТ/М
5. Объем 1/°хл больше, чем Утмин в 1,19 раза.
5.4.2. Контрольные вопросы
1. Назовите основные тепловые характеристики, определяющие раз-
меры топочной камеры.
2. Дайте определение минимальному объему топки. Почему реаль-
ный объем должен быть больше минимального?
3. Назовите преимущества и недостатки твердого шлакоудалсния по
сравнению с жидким.
4. Каковы особенности выполнения и принципы размещения вихре-
вых горелок на мощных паровых котлах?
5. Какие преимущества имеет подвод в горелки высококонцентриро-
ванной пыли?

5.4. Примеры и контрольные вопросы 165
6. В чем отличие конструкции топки для газа и мазута по сравнению
с твердым топливом?
7. Какой тип мазутной форсунки целесообразен для котла с широким
диапазоном нагрузок?
8. Какие применяют методы ввода природного газа в воздух в горе-
лочном устройстве? Какая скорость должна быть больше — воз-
духа или газа?

Глава 6
ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ И
ОСНОВЫ ТЕПЛОВОГО РАСЧЕТА
ПАРОВОГО КОТЛА
6.1. Общее уравнение теплового баланса котла
В паровом котле при сжигании органического топлива получаются
высокотемпературные продукты сгорания, обладающие большой тепловой
энергией. Значительная часть этой энергии передается посредством радиа-
ционного и конвективного теплообмена поверхностям нагрева, в результате
чего на выходе из котла получается перегретый пар высокого давления и
температуры, концентрирующей в себе полезную тепловую энергию, на-
правляемую далее в паровую турбину.
При сжигании 1 кг (или 1 м3) рабочей массы топлива полное количе-
ство теплоты, которое может выделиться в топке, называют располагаемой
теплотой топлива, Qp, кДж/кг или кДж/м3. Она включает в себя следую-
щие источники поступления теплоты:
Ql = QI + <Эдоп, (6.1)
где QR0U — дополнительные источники теплоты, сопутствующие организа-
ции сжигания топлива:
Qaon = Фвнш + <2тл + Qu ~ Qk- (6.2)
Здесь QjJ — низшая удельная теплота сгорания топлива на рабочую массу,
кДж/кг(м3); Qbiiui — теплота, поступившая в котел с воздухом при подогре-
ве его вне агрегата. Эта теплота учитывается в тех случаях, когда воздух
предварительно, до поступления в воздухоподогреватель котла, подогрева-,
ется от постороннего источника, например, в калориферах паром из отбора
турбины; Qm — физическая теплота топлива, поступающего на сжигание
в горелки, например, при сжигании мазута необходим подогрев его перед
поступлением в котел; Qu — теплота пара, поступающего в форсунки для

6.1. Общей уравнение теплового баланса когла
167
распыления мазута; QK — теплота, затраченная на разложение карбонатов
рабочей массы сланцев, содержащей СаСОз и MgC03, с образованием га-
зообразного COrS.
Дополнительные источники теплоты учитываются в тепловом балансе,
если их значение превышает 0,5% Ql. Обязателен учет (5Д0П при сжига-
нии мазута, когда в формуле (6.2) QROn слагается из первых трех членов.
Заметное различие (Qp > QE) может иметь место при сжигании углей с вы-
сокой влажностью и сернистостью, так как требуется повышение темпера-
туры воздуха на входе в воздухоподогреватель для ослабления сернистой
коррозии (подвод Qbhui), a при сжигании сланцев Qp = Qf{ - QK. Однако
в большинстве случаев при сжигании ряда бурых углей, каменных углей
и антрацитов различие между QE и Qp незначительно и не учитывается,
т. е. Qp = QS. То же имеет место при сжигании природного газа.
Соответствующие статьи использования (расхода) выделившейся в то-
почной камере тепловой энергии в расчете на 1 кг (м3) сожженного топлива,
кДж/кг(м3), обычно нумеруют цифрами. Та часть теплоты, которая затра-
чивается на подогрев и испарение воды в трубах поверхностей нагрева,
а также на перегрев пара, составляет полезно использованное количество
теплоты в паровом котле QHCn> или Qi, и определяется повышением эн-
тальпии рабочего тела (вода, пар) при прохождении поверхностей нагрева:
Qx = ~{К.п - л„.в) + §i(/C - w„) + ^{ti, - лп.в), (6.3)
tSr jDk JbK
где Dne, DBT — расход свежего и вторично-перегретого пара на турбину,
кг/с; Dup — расход продувочной воды из барабана котла с естественной или
принудительной циркуляцией для поддержания заданного солевого режима
в контурах циркуляции, кг/с; Дп.п, Лп>в, Ы — энтальпия перегретого пара,
питательной воды, поступающей в экономайзер котла, и воды на линии
насыщения при давлении в барабане, кДж/кг; /i"T, h'BT — энтальпия вторич-
но-перегретого пара на выходе из промежуточного перегревателя и пара
и входе в него, кДж/кг; Вк — расход сжигаемого топлива, кг/с или м3/с.
Остальная часть выделившейся теплоты составляет различные тепло-
вые потери, сопутствующие работе парового котла:
Qo — с теплотой уходящих из котла продуктов сгорания;
Qs — с химическим недожогом топлива (газовые горючие ком-
поненты);
Q/i — с механическим недожогом топлива (твердые несгоревшие
частицы);
Q5 — с рассеянием теплоты через внешние ограждения (тепло-
вую изоляцию);
Qis — с физической теплотой удаляемого из топки шлака.

168
Глава 6
На относительно небольших по производительности паровых котлах
выделяют еще Qnp — прочие тепловые потери, связанные с отдачей ча-
сти насыщенного пара из барабана на нужды станции, с отводом теп-
лоты охлаждающими боковыми панелями в топках с цепными решетка-
ми и т. п.
В итоге уравнение теплового баланса котла запишем в следующем
виде:
Qpp= Qi +Q2 + Q3+Q4 + Q5 + Q6. (6.4)
Использованное тепло Тепловые потери
Полезно использованное количество теплоты складывается из тепловоспри-
ятий отдельных поверхностей нагрева котла:
Ql = Qt.k + Qne + Qbt + <2эк, (6.5)
где QT.K — тепловосприятие рабочей среды в поверхностях топочной ка-
меры, кДж/кг; Q*e, QBT — тепловосприятие пара в конвективных поверх-
ностях основного и промежуточного (вторичного) перегревателей, кДж/кг;
Q3K — тепловосприятие экономайзера, кДж/кг. Из уравнения (6.5) следует,
что тепловосприятие воздухоподогревателя прямо не входит в тепловой ба-
ланс котла. Это связано с тем, что теплота, отданная продуктами сгорания
воздуху в этой поверхности; возвращается снова в топочную камеру в ви-
де горячего воздуха и дополнительно увеличивает теплосодержание газов
в топке. Теплота, отданная газами в воздухоподогревателе, рециркулирует
внутри газовоздушого тракта. Вместе с тем, ввод горячего воздуха в зону
сжигания топлива повышает температуру газов, скорость горения топлива
и глубину его выгорания, т. е. приводит к росту эффективности использова-
ния топлива.
Общий баланс между поступлением и распределением теплоты в паро-
вом котле показан на рис. 6.1. Здесь теплота горячего воздуха QLB выделена
в виде замкнутого внутреннего контура.
Если отнести все расходные статьи теплового баланса к значению Qp,
получим относительные доли затрат теплоты в процентах:
100& ,* м
Ч/р
где Qi — любая из абсолютных затрат теплоты. Используя относительные
значения затрат теплоты, уравнение теплового баланса (6.4) можно записать
так:
100 = сц + cj2 + дз 4- г/4 4- Цъ + qe- • (6.7)

6.2. Коэффициент полезного действия парового котла 169
Рис. 6.1. Баланс теплоты парового котла: 1 — топочная камера; 2,3 — поверхности
основного и промежуточного пароперегревателя; 4 — экономайзер; 5 — воздухопо-
догреватель.
6.2. Коэффициент полезного действия парового котла
и котельной установки
Полнота передачи располагаемой теплоты топлива в котле к рабочей
среде определяется коэффициентом полезного действия (КПД) котла брут-
то. Последний выражается как отношение количества теплоты, восприня-
того рабочей средой Qi к располагаемому теплу поступающей на горение
рабочей массы топлива Q^:
Vk = —rp-. (6.8)
Такой метод определения КПД, когда при испытаниях котла непосредствен-
но устанавливают значения Qi и Qp, называют методом прямого баланса.

170
Глава 6
Прямое определение КПД котла по формуле (6.8) может оказаться недо-
статочно точным. Оно связано с большими трудностями при производстве
точных измерений многих параметров, массовых расходов пара и топлива,
определении теплоты сгорания топлива и дополнительных составляющих
располагаемой теплоты. Среднеквадратичная ошибка прямого определения
КПД котла зависит, главным образом, от точности нахождения средней теп-
лоты сгорания сжигаемой массы топлива и расхода топлива на котел и со-
ставляет av = (3 -т- 4)10 или 3-4%, отсюда истинное значение КПД 77"
может отличаться от полученного в испытаниях (опытного) 7^п на значе-
ние Дт/ = СГ^Г)^, Т,е'
< = С ± Дт?. (6.9)
Если, например, значение т?" = 0,9 (90%), то возможное отклонение опыт-
ного КПД составит Дту = (2, 7 -f 3,6)1СГ2 или 2,7 -г 3,6%.
Коэффициент полезного действия котла брутто в процентах можно
определить, установив сумму тепловых потерь при его работе:
<Пк = 100 - (q2 + <7з + <?4 + Чъ + q6). (6.10)
Такой метод определения называют методом обратного баланса. Погреш-
ность определения КПД методом обратного баланса зависит от точности
измерения тепловых потерь котлом. Каждая из них определяется с замет-
ной погрешностью oq = (4 -г- 5) • 10~2, но относительная доля тепловых
потерь составляет менее 1/10 общего теплового баланса. В итоге
у\\ = 100 - \Y 4пот ± А9пот J , (6.11)
где абсолютная ошибка определения Aqn0T = aq(l — 77") и для выше приве-
денного примера при г?" — 0,9 значение Aqn0T = 0,4 -~ 0,5%.
Таким образом, определение КПД котла с большей точностью может
быть сделано методом обратного баланса, т. е. через установление суммы ве-
личин его тепловых потерь. Этот метод является единственным при оценке
тепловой экономичности проектируемого котла. Зная КПД котла, восприня-
тое тепло рабочей средой в котле можно определить следующим образом:
Qi = Qppv«- (6.12)
Отсюда, используя это выражение Qi B (6.3), получим расход топлива на
котел, ВК9 кг/с. На этот расход топлива рассчитывают топливоприготови-
тельное оборудование. В самом котле в большинстве случаев сгорает не
все топливо, поскольку имеются потери с механическим недожогом q^. Для
определения действительных объемов образующихся продуктов сгорания

6.3. Анализ тепловых потерь при рабогн котла 171
вводят понятие расчетного расхода топлива, т. е. топлива, сгоревшего в то-
почной камере:
Вр = В(1-0,01 д4)- (6.13)
Разность АВ — Вк — Вр представляет собой количество несгоревшего топ-
лива. При сжигании газового топлива и мазута полный и расчетный расходы
топлив совпадают, т. к. потеря q\ ничтожна. С учетом точности определения
расхода топлива и незначительного влияния малых отклонений расхода на
тепловые характеристики котла для твердых топлив принимается, что при
значениях q^ < 2% можно не вводить поправки и считать Вк = Вр.
Коэффициент полезного действия котла брутто характеризует совер-
шенство работы собственно парового котла. Однако его нормальная работа
обеспечивается большим количеством вспомогательных машин и механиз-
мов, потребляющих часть вырабатываемой блоком (электростанцией) элек-
троэнергии. Затрату энергии на них называют расходом на собственные
нужды котельной установки. К ним относят затраты энергии на дутьевые
вентиляторы Эд.в, дымососы Эдс, питательные электронасосы ЭПЭн, механиз-
мы пылесистемы Эпс и большое число электродвигателей дистанционного
и автоматического управления Эупр. Расход энергии на собственные нужды
парового котла, Эс.н, можно записать в виде
^с.н — -Дд в "Ь -^дс ~Ь ^пс ~Ь -Зпэн ~Ь -^упр- (6.14)
Доля затрат энергии на собственные нужды от общей выработки электро-
энергии, приходящейся на котел при его работе в блоке с турбиной,
А71'»= (ВИР™* V (6Л5)
где 77э.с — КПД выработки электроэнергии на электростанции; траб — время
работы котла, ч.
Величина Ar/CH для мощного парового котла составляет 0,04-0,05 или
4-5%. Если вычесть из КПД котла брутто затраты энергии на собственный
расход, то получим КПД котла нетто, характеризующий эффективность ра-
боты котельной установки:
С^к-Дтусн. (6-16)
6.3. Анализ тепловых потерь при работе котла
Значения потерь теплоты при работе паровых котлов постоянно кон-
тролируются, так как от них зависит экономическая эффективность экс-
плуатации оборудования. Среднестатистические данные по тепловым поте-
рям <7з, (/4, (/5 внесены в нормативный метод тепловых расчетов, остальные

172
Глава 6
потери #2, Цб существенно зависят от вида сжигаемого топлива, условий
эксплуатации и требуют расчета для конкретных условий.
Наибольшее значение из тепловых потерь имеет отвод теплоты из котла
с уходящими газами. Она составляет q^ = 4, 5 -г 7%. При сжигании малоре-
акционных твердых топлив в зависимости от способа сжигания могут ока-
заться заметными потери с механическим недожогом топлива q^ — 2-^5%.
Для реакционных топлив потеря q^ — 0,5 -f-1,5%. Остальные потери в сум-
ме не превышают обычно 1%. Ниже приведен анализ зависимости потерь
теплоты от определяющих факторов, что позволяет оптимизировать усло-
вия эксплуатации котла.
6.3.1. Потеря теплоты с уходящими газами
Эта потеря определяется тем, что продукты сгорания после прохожде-
ния газового тракта котла не охлаждаются до температуры окружающе-
го воздуха, а имеют еще достаточно высокую температуру. Превышение
энтальпии уходящих газов над энтальпией поступающего в котел атмо-
сферного воздуха представляет потерю Q2, называемую потерей теплоты
с уходящими газами:
Q2 = #yx-#,B, (6.17)
где #ух, Нхл — соответственно энтальпия уходящих из котла газов и посту-
пающего холодного воздуха, кДж/кг топлива.
Формулу (6.17) можно переписать в следующем виде:
Q2 = Яг° + (аух - 1)ЯВ° - %ХЯ°В. (6.18)
В этой формуле Н® = Vr°crdyx — энтальпия теоретического объема ухо-
дящих газов при а = 1; величина (аух — 1)Н® — энтальпия избыточного
воздуха в потоке газов при $ух; #£в = VB°cBix.B — энтальпия теоретического
объема холодного воздуха, кДж/кг.
Из формулы (6.18) следует, что главными факторами, влияющими на
значение потери Q2, являются температура т?ух, зависящая от размера кон-
вективных поверхностей котла и интенсивности отдачи теплоты к этим
поверхностям, и величина аух, характеризующая превышение объема про-
дуктов сгорания над минимальным их объемом.
Связь необходимой поверхности нагрева с глубиной охлаждения газов
можно получить из уравнения конвективного теплообмена, которое запи-
шем в следующем виде:
F"irkry <619)
где FK — конвективная поверхность нагрева, м2; QK — тепловосприя-
тие конвективной поверхности, кДж/кг; А: — коэффициент теплопередачи,

6.3. Анализ тепловых потерь при работе котла
173
кВт/(м2-К); At — средний температурный напор между газами и рабочей
средой в поверхности нагрева, °С. Снижение температуры уходящих га-
зов на 15-20°С приводит к уменьшению потери #2 или, что то же самое,
к росту КПД котла примерно на 1%. Однако снижение температуры не про-
исходит само собой, для этого требуется отнять дополнительную теплоту
от газового потока AQK за счет установки дополнительной конвективной
поверхности AFK. При этом по мере уменьшения температуры газов сни-
жается температурный напор At, что вызывает повышенный рост разме-
ров конвективной поверхности. Графически эта зависимость изображена
на рис. 6.2. Здесь видно, что в области более высоких температур газов
снижение температуры на значение A$i требует дополнительной поверх-
ности Д-Fi, заметно меньшей, чем AF2 в области более низких температур
при одинаковом ее изменении (Ai?i = Д$2, но Ai*2 > AFi).
При понижении температуры уходя-
щих газов $ух одновременно возраста-
ют затраты на тягу, так как растет со-
противление газового тракта, возрастает
интенсивность сернокислотной коррозии
металла поверхностей и газового трак-
та за котлом (см. разд. 7.6.2), снижается
высота теплового и динамического вы-
броса газов выше устья дымовой трубы,
что ухудшает экологическую обстановку
в зоне вокруг электростанций.
В то же время было бы неправиль-
но проектировать паровые котлы с вы-
сокой температурой ^ух. Это привело бы
к снижению эффективности использова-
ния топлива и его неоправданному пе-
рерасходу. Поэтому выбор температуры уходящих газов является задачей
технико-экономической. Она решается на основании определения мини-
мума годовых расчетных затрат. Таким образом, дополнительные затраты,
руб/год, связанные, например, с понижением температуры уходящих газов
при сохранении температуры горячего воздуха, можно выразить в следую-
щем виде:
Av,
Av->'
,v,°C
i \
i J >
i '
i '
i '
i •
1 j—|—
Av{
i
i
—\—
~Av2
• "-—
i
»
AF,
AF>-
F, m2
Рис. 6.2. Изменение размера конвек-
тивной поверхности нагрева в за-
висимости от уровня температуры
греющих газов.
3 = А5ВП + AS3K + А5ТД - А5ТЛ + AS,
'тр>
(6.20)
где Д5ВП, А5ЭК — дополнительные затраты на увеличение поверхностей воз-
духоподогревателя и экономайзера; Д5ГД — то же на оплату дополнительной
электроэнергии в связи с увеличением сопротивления тягодутьевого тракта;
Д5гр — то же в связи с необходимостью увеличения высоты дымовой трубы;
Д5ГЛ' — снижение затрат на оплату топлива ввиду снижения его расхода.

174-
Глава 6
Рис. 6.3. К определению оптимальной температуры уходящих газов: а — зависи-
мость от стоимости поверхностей и стоимости сжигаемого топлива; 1 — затраты
на поверхности нагрева; 2 и 2' — затраты на дорогое и дешевое топливо; 3 и 3' -
суммарные расчетные затраты; б — зависимость от температуры питательной воды
и влажности топлива; 4 — границы для сухих топлив с Wn < 0, 7; 5 — то же для
влажных топлив с Wn = 1 -f 5.
Условие оптимума температуры $у"т определяется минимумом расчет-
ных затрат, его находят путем решения уравнения
wr°- (6-21)
Характерные зависимости оптимальной температуры уходящих газов #у"т
от определяющих факторов приведены на.рис. 6.3. Оптимальная температу-
ра существенно зависит от стоимости топлива и его качества, прежде всего
от влажности. Чем выше цена топлива, тем при прочих равных условиях
больше стоимость сэкономленного топлива, что окупает более развитую по-
верхность нагрева и тем самым позволяет иметь более низкую температуру
уходящих газов (рис. 6.3, а).
При большой влажности растет объем продуктов сгорания топлива
и их удельная теплоемкость, так как теплоемкость паров воды наибольшая.
Поэтому при охлаждении газов на одинаковое число градусов А0ух при
большой влажности необходимо отвести большее количество теплоты, что
требует дополнительного увеличения поверхности нагрева по сравнению

6.3. Анализ тепловых потерь при работе котла
175
с сухим топливом. При более низкой стоимости влажного топлива уве-
личение поверхности не окупается, в результате оптимальная температура
уходящих газов с повышением влажности растет (рис. 6.3,6).
Значение оптимальной температуры уходящих газов зависит также от
параметров пара (давления, температуры), с которыми работает паровой
котел. С их ростом развивается регенеративный подогрев питательной воды
и растет ее температура на входе в котел (см. рис. 6.3,6). В связи с этим
увеличивается доля теплоты газов на выходе из экономайзера, что приводит
к некоторому росту оптимальной температуры уходящих газов. В итоге
для паровых котлов высокого и сверхкритического давления оптимальные
значения $у"т находятся в диапазоне 120-160°С.
Для полу пиковых котлов с "ограниченным сроком эксплуатации только
в периоды повышенных электронагрузок системы более существенным ста-
новится уменьшение стоимости котла. Поэтому этот тип котлов отличается
использованием пониженных параметров пара и более высокой температу-
рой уходящих газов (#ух = 160 -f- 200°C).
Потеря тепла с уходящими газами сильно зависит от аух. Чем выше
избыток воздуха в топке и больше присос в газоходах, тем больше объем
продуктов сгорания за агрегатом, что увеличивает Q^> Кроме того, присос
холодного атмосферного воздуха в газоходах охлаждает продукты сгора-
ния и снижает теплоотдачу за счет уменьшения температурного напора.
Отрицательное действие большого избытка воздуха в топке и присоса его
в газоходах выражается также в увеличении нагрузки на дымососы, а сле-
довательно, и расхода электроэнергии на собственные нужды.
Расчетные значения потери ^ достигаются лишь при эксплуатацион-
но-чистых поверхностях нагрева. Во время работы котла поверхности на-
грева могут существенно загрязняться шлаком и золой, что ухудшает тепло-
обмен и происходит рост #ух, соответственно возрастают газовое сопротив-
ление и нагрузка на дымососы. Для достижения в эксплуатации проектных
режимов работы котла его поверхности нагрева подвергаются систематиче-
ской очистке с использованием различных механизмов (паровая и водяная
обдувка, дробеочистка, виброочистка, импульсная термоочистка). Большое
значение для уменьшения потерь теплоты qi имеет создание газоплотных
настенных поверхностей.
6.3.2. Потеря теплоты с химическим недожогом топлива
В продуктах сгорания на выходе из топки могут находиться компонен-
ты неполного сгорания исходного топлива СО, Н2, CH4 и другие газы. Их
Догорание за пределами топочной камеры становится невозможным вслед-
ствие недостаточно высокой для этого температуры и нехватки кислорода.
Теплота, которая могла быть получена в топочной камере в случае догора-

176
Глава 6
ния газообразных горючих, составляет химический недожог:
<2з = VboQco + VH2Qh2 + Vbi4QcH4-
(6.22)
Здесь Vcoj Vh2, Vch4 — объемы горючих газов в продуктах сгорания, м3/кг
топлива; Qco, Qh2> Qch4 — соответственно объемная теплота сгорания го-
рючих газов, кДж/м3.
На основе (6.22) удельную величину тепловых потерь в процентах
от <3р определяют по формуле
д3 = (12б,4Усо + Ю81/н2+358,2Усн4)
(100 - g4)
Ql
(6.23)
Цифры перед обозначением объемов газов, уменьшенные в 100 раз теплоты
сгорания 1 м3 соответствующих газов.
Химический недожог при сжигании газового и жидкого топлив со-
ставляет qs =0-7-0,5%, а при сжигании твердого топлива, как правило,
принимается равным нулю. В эксплуатации он определяется главным обра-
зом содержанием в продуктах сгорания СО и в меньшей мере Н2. Наличие
в составе продуктов сгорания СЩ свидетельствует о ненормальности ор-
ганизации процесса горения.
0,97 0,98 0,99 1 1,01 1,02 1,03 1,04 1,05 1,06
Рис. 6.4. Потери теплоты с химическим недожогом топлива.
Потери теплоты с химическим недожогом сильно зависят от коэффи-
циента избытка воздуха и нагрузки парового котла (рис. 6.4). В условиях
полного (идеального) перемешивания топлива с кислородом 1 химический
недожог может иметь место только при агор < 1, где агор — избыток воздуха
в зоне горения, и будет увеличиваться пропорционально величине нехватки

6.3. Анализ тепловых потерь при работе котла
177
кислорода (1 - агор). В реальных условиях 2 при полной нагрузке наличие
химического недожога при агор = 1 определяется несовершенством пере-
мешивания топлива с воздухом. При коэффициенте избытка воздуха, на-
званном критическим акр, химический недожог дз = 0. Обычно величина
П'кр = 1,02 -=-1,03 и характеризует, таким образом, степень аэродинамиче-
ского совершенства горелочного устройства. При работе котла на понижен-
ной нагрузке 3 снижаются скорости выхода топлива и воздуха из горелок,
тем самым уменьшается энергия перемешивания потоков, несколько сни-
жается уровень температур в зоне горения, что ведет к росту химического
недожога топлива. Определение концентрации горючих газов производят
на хроматографе (типа «Газохром-3101»).
6.3.3. Потеря теплоты с механическим недожогом топлива
При сжигании торфа, углей и сланцев механический недожог представ-
ляет собой коксовые частицы, которые, находясь некоторое время в зоне
высоких температур факела, успели выделить летучие вещества и, воз-
можно, частично обгорели. Механический недожог при сжигании мазута
и газа также представляет собой твердые частицы (коксовый остаток после
испарения капель мазута и сажевые частицы). Сажеобразование возникает
в высокотемпературных зонах горения при нехватке кислорода (агор < 0,6).
При камерном сжигании твердого топлива механический недожог со-
стоит из потери частиц топлива вместе со шлаком Q™ и уносом с газа-
ми QlH. Потери со шлаком, как правило, довольно незначительны, подав-
ляющая часть этой потери связана с уносом несгоревших частиц топлива
потоком газов вместе с летучей золой. Они проходят транзитом поверхности
котла и затем в основном удаляются из газового потока в золоуловителях.
Для определения потерь теплоты с механическим недожогом за счет
уноса пропускают небольшое количество газов конвективной шахты через
микроциклон, в котором улавливаются твердые частицы уноса. Они состо-
ят из -золовых частиц (в подавляющей массе) и горючих коксовых частиц
топлива. После прокаливания в лабораторной печи горючие компоненты
выгорают, что позволяет по разнице масс установить их долю в общем уно-
се Гун. Тогда величина (1-Гун) представляет долю содержания золы в общем
уносе. Относительная потеря с механическим недожогом в процентах будет
составлять
лр Гун QK0
q4 = аун Ар — у—, (6.24)
J- — А ун Чр
Где Qk.o — 32, б МДж/кг — расчетная теплота сгорания коксового остатка
в уносе; аун — доля уноса золовых фракций из топки с продуктами сгорания;
^4Р — зольность рабочей массы топлива, %.

178
Глава 6
При сохранении оптимальной тонкости размола пыли для данного типа
топлива и нормальных условиях эксплуатации потери q^ зависят от величи-
ны избытка воздуха и существенно меняются с изменением выхода летучих
веществ. При выходе летучих более 25% значение q^ = 0,5 -г 1,5% и тем
меньше, чем больше К,г.
Повышенные потери q^ — 4 -f 6% у низкореакционных топлив
с VI < 15% (антрацит, полуантрацит) определяются поздним воспламене-
нием коксовых частиц и затянутым горением в диффузионной области.
В связи с этим указанные виды топлива сжигают при повышенной тем-
пературе в зоне горения за счет перехода на жидкое шлакоудаление. В этом
случае потери д4 =2-7-4%.
6.3.4. Потеря теплоты от наружного охлаждения
Эта потеря определяется тем, что обмуровка и обшивка котла и его
элементы как барабан, коллекторы, паропроводы, короба горячего воздуха,
имея более высокую температуру, чем окружающий воздух помещений,
отдают часть теплоты во вне, что и составляет потерю Qs, кДж/кг. В общем
виде эту потерю можно установить по следующей формуле:
Q5 = FCT{aK + <^i)(*ct - *окр) / До (6.25)
где FCT — наружная поверхность стен котла и высокотемпературных его эле-
ментов, м2; ак, ал — коэффициенты теплоотдачи конвекцией и излучени-
ем, кВт/(м2К); tcr, t0Kp — соответственно средняя температура поверхности
теплоотдающих стен и температура окружающего воздуха, °С; Вк — расход
топлива на котел, кг/с.
Согласно ПТЭ внешние поверхности котла и его элементов должны
иметь изоляцию, обеспечивающую температуру tCT не выше 55°С. В оце-
ночных расчетах пользуются средним значением теплового потока с по-
верхности обмуровки: qn = 0,2 ~ 0,3 кВт/м2.
При испытаниях котла тепловой поток с его поверхностей qn опреде-
ляют прибором — тепломером.
Для мощных паровых котлов абсолютная потеря тепла Вр Q$ больше,
чем для агрегатов малой производительности, а удельная потеря на 1 кг
топлива Q.5 снижается, так как с ростом паропроизводительности котла
отношение FCT/BP уменьшается, поскольку поверхность стен „растет про-
порционально квадрату линейного размера, а расход топлива и тепловая
мощность котла увеличиваются пропорционально объему котла, т. е. про-
порционально третьей степени от линейного размера (рис. 6.5). Для паро-
вых котлов большой тепловой мощности (при D ^ 278 кг/с) относительная
потеря теплоты во вне невелика и составляет ^5 ^ 0, 20%. Однако в абсо-
лютных значениях эта потеря приобретает другой масштаб. Так, на паро-

6.3. Анализ тепловых потерь при работе котла
179
кя-Л
30 40 50 60
70 80 90 100 150 200 250 300 Dn, кг/с
10 20
Расчетная паропроизводйтельность
-Н
-+-
и—ь
-+-
-+-
-+-
50
100
150 200 250 300 500 700 900 МВт
Тепловая мощность
Рис. 6.5. Изменение потерь теплоты от наружного охлаждения котлов
минальной нагрузке, gi-; 2 — при снижении нагрузки на котле, q™.
при но-
вом котле электрической мощностью 800 МВт потери теплоты от внешнего
охлаждения эквивалентны неиспользованной мощности 4000 кВт.
При снижении нагрузки на котле абсолютная потеря тепла через огра-
ждающие его стены и элементы qn FCT останется практически такой же,
так как наружная температура обмуровки и тепловой изоляции не изме-
няется. Поэтому потери, отнесенные к теплоте 1 кг сожженного топлива
по (6.25), пропорционально возрастут (рис. 6.5). Поскольку потери ^5 от-
носительно невелики, их принято распределять пропорционально величине
тепловосприятия каждой из поверхностей нагрева котла и учитывать через
коэффициент сохранения теплоты (доля полезного тепловосприятия):
<р = 1
%
{Vk + q5)
(6.26)
При этом величина qb/{r]K + qs) характеризует долю потерь теплоты во вне.
Так, например, если в результате прохождения поверхности пароперегре-
вателя продукты сгорания отдали количество теплоты Q™, то собствен-
но поверхность нагрева получила Qne — tpQ\™, а теплота в количестве
Q.5° = (1 — <p)Q\?e потеряна газовым потоком во вне через ограждающие
газоход стены.

180 Глава 6
Потеря теплоты от наружного охлаждения в системе пылеприготов-
ления невелика и в значительной мере компенсируется приходом теплоты,
выделяющейся при работе углеразмольных мельниц и мельничных венти-
ляторов, и поэтому не учитывается.
6.3.5. Потери с физическим теплом удаляемых шлаков
Потери теплоты Qq характеризуется тем, что удаляемый из топки шлак,
имея довольно высокую температуру, уносит определенное количество теп-
лоты, которое передается воде, находящейся в шлаковой ванне, и безвоз-
вратно теряется. Расчет относительной потери (в процентах) ведется по
формуле
Яв = ашлА>^р, (6.27)
где ашл = 1 - аун — доля шлакоудаления в топочной камере; (сд)шп —
энтальпия удаляемого шлака, включая при высоких температурах тепло-
ту плавления шлака, кДж/кг. Значение потери #6 существенно зависит
от способа удаления шлаков из топки. При организации твердого шла^
коудаления принимают долю ашл = 0,05, а температура шлаков при
этом составляет 600 -г- 700°С. Учет этой потери при твердом шлакоуда-
лении производят только для многозольных топлив, когда Ар > 2,5QE,
где Qh выражено в МДж/кг. В случае жидкого шлакоудаления темпера-
тура вытекающего шлака определяется значением температуры плавле-
ния — tmn = tc + 100°С и в среднем составляет 1400 -f- 1 600°С, а до-
ля шлакоудаления также возрастает до ашл = 0,15 — 0,3. В этом слу-
чае потеря с/б становится заметной (qe = 0,5 ~ 1,5%) и ее учитывают
обязательно.
6.3.6. Оптимизация показателей работы парового котла по сумме
тепловых потерь
Из анализа тепловых потерь следует; что величина ряда.из них суще-
ственно и по-разному зависит от избытка воздуха. К ним относятся по-
тери 6/2> Яз» Q4- В связи с этим возникает необходимость в установлении
оптимального избытка воздуха в топке а°пт, обеспечивающего минимум
суммарных потерь. При этом потерю <?2 относят к значению ат, поскольку
присосы по газоходам известны. При сжигании газа и мазута определя-
ющими экономичность котла являются потери cj2 -f с]з> а в случае сжигания
твердого топлива — <72 + (/4- На рис. 6.6 показан пример определения оп-
тимального избытка воздуха в топке на основании балансовых испытаний
котла. Поскольку при сжигании газа и мазута значение а°пт < акр, потери дз

6.3. Анализ тепловых потерь при работе котла 181
в условиях нормальной эксплуатации незначительны. В этом случае значе-
ние а?пт определяется крутизной изменения суз с ростом агор > 1, т. е. аэро-
динамической характеристикой горелок и аэродинамикой потоков в объеме
топки (рис. 6.6, а). Обычно в этом случае а°пт = 1,05. При сжигании твердо-
го топлива (рис. 6.6,6) значение а^пт > акр и выбор оптимального избытка
главным образом зависит от характера изменения q^ и определяется видом
сжигаемого топлива (см. § 6.3.3). Здесь значение а°пт = 1,15 ± 1,25 и уве-
личивается по мере снижения выхода летучих веществ из топлива. Во всех
случаях отклонение оптимального значения избытка воздуха (не строго по
минимуму qs или q±) происходит за счет роста потери q^ с повышением
избытка воздуха.
i.u аопт акр ат 1?0 «крс^пт ат
а) б)
Рис. 6.6. К определению оптимального избытка воздуха в топке по минимуму тепло-
вых потерь: а — при сжигании природного газа и мазута; б — при сжигании твердого
топлива.
В «Нормативных материалах» все тепловые потери приведены для но-
минальной нагрузки. При нагрузке, отличной от номинальной, основные
тепловые потери изменяются по разным законам (см. пример 2).
В итоге на современных паровых котлах большой мощности прева-
лирующей является потеря с уходящими газами <?2, которая в основном
и определяет характер изменения КПД котла от нагрузки (рис. 6.7).
Обычно паровые котлы работают с нагрузкой 70 -г 100% номинальной
и разгружаются на короткое время (ночной или воскресный провал нагруз-
ки) до ЗО-т-50%, чтобы сохранить стабильный тепловой режим оборудования
(вместо кратковременного останова отдельных котлов).

182
Глава 6
0,96
^0,94
g 0:92
0,9
f 4
ё 2
И"
к
"^Ч
JH
-ill
0,96
0,94
0,92
0,9
б
4
2
vj7* 1
VJ
0,96
0,94
0,92
0.9
4i 6
4
2
9-,
^/J
9(i
0,3 0,5 0,75 1,0 Dr 0,3 0,5 0,75 1,0 Dr 0,3 0,5 0,75 1,0 Dr
а) б) в)
Рис. 6.7. Изменение тепловых потерь и КЦД котла от нагрузки при работе на разных
видах топлив: а — на природном газе; б — на каменном угле; в — на антраците
с жидким шлакоудалением.
6.4. Принципы компоновки поверхностей парового котла
Как известно из гл. 1, паровой котел состоит из трех основных эле-
ментов: топочная камера с развитым радиационным теплообменом, газоход
пароперегревателя (горизонтальный) со смешанным радиационно-конвек-
тивным теплообменом и конвективная шахта с развитым конвективным
теплообменом. Взаимное расположение газоходов и направление движе-
ния в них продуктов сгорания определяет профиль парового котла. Наибо-
лее распространенным является П-образный профиль котла, но возможны
и другие варианты, о чем будет сказано ниже. Последовательность располо-
жения поверхностей нагрева вдоль газового тракта объединяется понятием
компоновка поверхностей нагрева парового котла.
Компоновка поверхностей в газоходах котла оказывает непосредствен-
ное влияние на общие размеры котла, расход высококачественного металла
для выполнения его поверхностей и надежность работы котла. Поверхность
нагрева с определенной средней температурой рабочей среды может быть
размещена в разных температурных зонах газового тракта. Выгоднее поме-
стить ее в зоне с более высокой температурой продуктов сгорания, тогда
за счет более интенсивного теплообмена в этой зоне заметно уменьшается
размер поверхности нагрева, но одновременно растет рабочая температура
металла, и для обеспечения надежности потребуется использовать более
высококачественный и дорогой металл для труб поверхности. С учетом
различной температуры рабочей среды в поверхностях нагрева и различ-
ной интенсивности отвода теплоты от металла, что определяет его мак-

6.4. Принципы компоновки поверхностей парового котла 183
симальную температуру, возможны многочисленные варианты размещения
поверхностей вдоль газового тракта, т. е. многочисленные варианты ком-
поновок. Отсюда возникает задача оптимизации компоновки поверхностей
с целью снижения металлоемкости и стоимости парового котла в целом.
Основные принципы оптимизации конструкции парового котла сводят-
ся к следующим положениям.
В топочной камере парового котла имеют место самые высокие теп-
ловые потоки на экранные поверхности, но за счет плотного расположения
труб у стен топки этот тепловой поток воспринимает только лобовая сторо-
на трубы, т. е. «работает» на тепловосприятие примерно половина наружной
поверхности трубы. В зоне конвективного теплообмена заметно ниже ин-
тенсивность тепловых потоков, но здесь в тепловосприятии участвует вся
наружная поверхность трубы. К тому же надо учесть, что радиационный
теплообмен резко снижается с понижением температуры, а конвективный —
зависит от скорости газов и величины температурного напора между газо-
вым потоком и рабочей средой. Раздел между поверхностями с преимуще-
ственным радиационным и конвективным теплообменом находится в зоне
выхода из топки.
В итоге оптимальное соотношение доли радиационного и конвективно-
го теплообмена в котле определяется выбором температуры газов на выходе
из топки #", при которой удельное тепловосприятие единицы поверхности
трубы примерно одинаково как от радиационного, так и конвективного теп-
лообмена. В зависимости от технологии производства поверхностей, сред-
ней стоимости металла, используемого для поверхностей котла, значение
'д" -■ 1 250 -г 1 300°С Указанное оптимальное значение д" можно иметь
только при сжигании топлив, не имеющих золы (газ, мазут). В остальных
случаях (твердые топлива) для исключения шлакования плотных радиаци-
онно-конвективных поверхностей, расположенных на выходе из топки, при-
ходится снижать эту температуру до значения 1 050-1 150°С и, тем самым,
развивать топочные экраны (или сильно разреженные ширмы) в верхней
части топки, работающие в этой области температур с низкой эффективно-
стью.
Поверхности нагрева вдоль газового тракта (с учетом снижения темпе-
ратуры газов по тракту) следует размещать таким образом, чтобы в каждой
из них существовал достаточный перепад температур между греющими
тазами и тепловоспринимающей рабочей средой, что обеспечивает ее теп-
ловую эффективность. Это положение формулируется следующим образом:
поверхности нагрева располагают вдоль газового тракта по мере уменьше-
ния средней температуры рабочей среды в них (рис. 6.8). Действительно,
сРедняя температура £0.пе > *п.пе > ^эк > tB(]. Таким образом, обеспечи-
вается общее противоточное движение греющей газовой среды и рабочей
сРеды в котле в целом, что требует минимальной затраты поверхностей
Угрева. Исключение из этого общего принципа имеет место в поверхно-

184
Глава 6
чТл
/
—
Va
тэ
II
v7
, Цп
Г
—
<
on
'
fnc
i"
0 ВТ ;
—
—
пп
1 ^ '
1 £ п в
V
ЭК
Я эк
-^ ~
вп
^
*ге
УГ
Рис. 6.8. Компоновка поверхностей вдоль газового тракта: ТЭ - топочные экраны;
ОП — основной перегреватель; UT — промежуточный перегреватель; ЭК — эконо-
майзер; ВП — воздухоподогреватель; Тл — топливо; УГ — уходящие газы.
сти топочных экранов. Как правило, в них поступает рабочая среда после
конвективного экономайзера и выходит либо в виде кипящей воды и пара
(котлы с естественной циркуляцией), либо частично перегретого (прямо-
точные котлы). Здесь самые высокие тепловые напряжения поверхности
и температура продуктов сгорания. Поэтому на первое место выступает за-
дача надежности работы металла поверхностей. При размещении в топке
поверхностей пароперегревателя (согласно общему принципу) невозможно
обеспечить надежность работы металла, так как теплоотвод к пару заметно
слабее, чем к кипящей жидкости.
Уменьшение размеров каждой поверхности можно обеспечить при со-
хранении противоточного движения газовой и рабочей среды в пределах
поверхности. Так делают во всех конвективных поверхностях, пока тем-
пература металла не достигнет предельного значения для данной марки
стали. В поверхностях, где достигается наиболее высокая температура рабо-
чей среды (ОП, ПП) по условиям надежности металла, приходится частич-
но (на части поверхности) переходить на прямоточное движение сред (см.
рис. 6.8), размещая самые «горячие» трубные змеевики в зоне пониженных
температур газов и тепловых потоков и обеспечивая тем самым надежную
работу металла. Варианты взаимного расположения пакетов пароперегре-
вателей в разных типах паровых котлов (компоновки пароперегревателей)
показаны в § 2.3.
6.5. Распределение тепловосприятия между
поверхностями нагрева. Тепловая схема котла
В понятие «Тепловая схема котла» входит распределение общего теп-
ловосприятия рабочей среды в котле между поверхностями нагрева и уста-

6.5.-Распределение тепловосприятия между поверхностями нагрева 185
новление последовательности их размещения вдоль газового тракта. Эта
задача решается для котла с заданной паропроизводительностью и па-
раметрами входа рабочей среды (температура и давление питательной
воды) и выхода (то же — перегретого пара) и для установленного ви-
да сжигаемого топлива. В этом случае выбирается температура уходя-
щих газов из котла, определяется расчетный КПД котла, что позволяет
установить полную тепловую мощность котла и расход топлива для ее
обеспечения.
а) б)
Рис. 6.9. Расчетная схема парового котла: а — барабанный котел; б — прямоточ-
ный котел; 1 — топочные экраны; 2-5 — перегреватели соответственно настенный
(потолочный), ширмовый, конвективный и промежуточный (вторичный); 6 — эконо-
майзер; 7 — воздухоподогреватель.
Оптимизация расположения поверхностей нагрева и создание условий
надежности их работы связаны с установлением тепловосприятия каждой
из поверхностей нагрева, что возможно путем перебора ряда промежуточ-
ных вариантов. Рассмотрим принципы определения тепловосприятия по-
верхностей на примере барабанного парового котла (рис. 6.9, а) без про-
межуточного перегрева и прямоточного котла (рис. 6.9,6). Прежде всего,
но теплоте, отданной топочными газами радиацией настенным экранным
поверхностям и другим поверхностям в пределах топочного объема (дву-
хцветные экраны, разреженные ширмы, потолочный экран), определяется ра-

186
Глава 6
диационное (лучистое) тепловосприятие поверхностей топки QJU кДж/кг:
Qn = (QTrH?)<p, (6.28)
где QT — полное тепловыделение в зоне горения топлива, кДж/кг; опре-
деляется в основном теплотой сгорания топлива и теплотой поступающего
в топку горячего воздуха; Н" — энтальпия газов на выходе из топки, кДж/кг;
находится по принятой температуре газов д"\ф — коэффициент сохранения
теплоты в котле по (6.3.4).
Тепловосприятие поверхностей топки Qn включает также частичный
перегрев пара в перегревательных поверхностях. На барабанном котле это,
как привило, поверхности потолочного экрана и ширм на выходе из топки,
размеры которых известны из принятой конструкции топки. Их тепловос-
приятие от газового потока находят по формуле
Ул.пе = 5 ' (6.29)
где <7л.г — удельный воспринятый тепловой поток, кВт/м2; Fnei — расчетная
радиационная поверхность, м2. Тогда тепловосприятие остальной части па-
роперегревателя за пределами топочной камеры (называемой конвективной)
составит
Qne-Qne-^ne, (6.30)
где Qj}e ~ полное тепловосприятие пароперегревателя, кДж/кг.
В прямоточном котле поверхности перегрева пара в топочной камере
более развиты, а при СКД нельзя четко выделить состояние, с которого
начинается перегрев пара. Поэтому здесь определяют энтальпию среды на
выходе из топки:
л;' = л'г + ^± (6.3D
где Gr — расход среды через экраны топки, кг/с; h'T — энтальпия среды на
входе в коллектора топочных экранов, кДж/кг. В результате тепловосприя-
тие пароперегревателя за пределами топки составит
_ Д1е(йпп - ^ + АЛрег)
Чт — ту • (O.JZj
Здесь /гпп — энтальпия перегретого пара, кДж/кг; A/iper — регулируемый
теплосъем в пароохладителях, кДж/кг.

6.5. Распределение тепловос приятия между поверхностями hai рева 187
При расположении конвективных поверхностей перегревателя непо-
средственно за топкой устанавливают энтальпию газов за пароперегревате-
лем:
Я;'е = #," - ^ + Да„еЯх°в, ' (6.33)
где Аапе — доля присоса холодного воздуха; Н®л — энтальпия теоретиче-
ского объема холодного воздуха, кДж/кг. Температуру газов по известной
энтальпии Н" находят, используя связь д и Н из (4.51).
В барабанном котле не имеет ограничений значение энтальпии воды
(или даже пароводяной смеси до паросодержания х < 0,3) на выходе из
экономайзера, известной является только энтальпия питательной воды на
входе в него, поэтому тепловосприятие1 экономайзера находят как для за-
мыкающей поверхности в тепловом балансе котла. Для этого из общего
балансового уравнения определяют энтальпию газов за экономайзером:
К = От - 0^к, (6.34)
а затем по разности энтальпий газов до и за экономайзером устанавливают
его тепловосприятие:
Q3K = ¥>(Я£ ,- Щк + ДаэкЯх°в). (6.35)
Полученное значение Q3K позволяет определить энтальпию и температуру
воды на выходе из экономайзера.
При этом с позиции оптимизации размеров поверхности экономай-
зера следует проверить, чтобы разность температур (д"к — tnB) была не
менее 40°С.
В прямоточном котле задается значение энтальпии воды на входе в то-
почные экраны h'T из условия обеспечения надежности работы металла экра-
нов топки в зоне фазового перехода, поэтому тепловосприятие экономайзера
можно определить прямо по рабочей среде (воде):
D„№-hnB)
Ц/эк = Б ' (6.36)
£>Р
а энтальпию газов за ним Н"к находят из (6.35).
Часто между экономайзером и входом в топочные экраны находятся
подвесные трубы, охлаждаемые водой после экономайзера. В этом случае
оценивается тепловосприятие этих труб ДЛПт» и тогда /i"K = h'T - А/?„,.
Тепловосприятие воздухоподогревателя QB„, кДж/кг, определяется по
нагреваемой среде — воздуху, так как значения температур воздуха на входе

188
Глава 6
в него £вп и горячего на выходе £пв установлены при выборе исходных
расчетных характеристик котла:
Ql = (/%> + 0,5Аавп)(Я°в - Н'£). (6.37)
Здесь /?"п — относительный избыток воздуха на выходе из воздухоподогре-
вателя; определяется по избытку воздуха в горелках (см. § 4.4); Давп — доля
перетока воздуха в газовую сторону; Яг°в, Яв„ — соответственно энтальпии
теоретического объема воздуха при температурах £гв и £вп, кДж/кг.
На основании значения Щк и тепловосприятия Q\n находят расчетное
значение энтальпии уходящих газов ЯуХ, кДж/кг:
Я* = Щ'к - Щ- + АаВпЯп°рс, (6.38)
где Я„ — средняя теоретическая энтальпия присосанного в поток газов
воздуха, кДж/кг; находится по средней температуре воздуха между входом
и выходом его воздухоподогревателя.
В итоге расчетное балансовое значение энтальпии ЯуХ сравнивается со
значением Яух, соответствующим заданной (принятой) температуре уходя-
щих газов. Разность этих значений (по модулю), отнесенная к располага-
емой теплоте, не должна превышать
> дд = |яурх-яух|^о,оо5др (6.39)
и характеризует правильность выполненного распределения тепловосприя-
тий по поверхностям. Этому же условию проверки правильности распреде-
ления тепловосприятий по поверхностям отвечает уравнение
QPpVk = (Qn +Q«m + Qne + Qn.ne + «эк)(1 ~ 0, 01 tfe). (6.40)
Невязка баланса не должна превышать ±0,5% располагаемой тепло-
ты Qp. В прямоточном котле дополнительно сводят второй баланс — по
рабочей среде. Для этого находят удельное теплоприращение рабочей сре-
ды в каждой поверхности нагрева:
ДЛ* = -^, (6.41)
где Qi, Di — тепловосприятис и расход среды в каждой из поверхностей
нагрева. Затем производят суммирование теплоприращений по всем поверх-
ностям последовательно от входа в экономайзер до выхода из перегревателя:
/?,,н i YlAhi - J2 А v-r= /in.i.- (М2)

6.5. Распределение тепловосприятия между поверхностями нагрева 189
Рис. 6.10. Тепловая схема барабанного пылеугольного котла: 1 — топочные экраны;
2 — ширмовый перегреватель; 3,4 — пакеты конвективного пароперегревателя; 5,7 —
вторая и первая ступени экономайзера; 6,8 — вторая и первая ступени трубчатого
воздухоподогревателя; Б — барабан; ПО — пароохладитель.
По завершении расчета тепловосприятия поверхностей становятся из-
вестными также все температуры газов и рабочей среды перед ,и после
каждой поверхности нагрева. На основании полученных данных строится
тепловая схема котла. По оси абсцисс откладываются тепловос-
приятия поверхностей нагрева в той последовательности, в какой они раз-
мещены вдоль газового тракта (в соответствии с компоновкой), а по оси
ординат — температуры газов и рабочей среды на границах каждой поверх-
ности (рис. 6.10), В данном примере поверхности конвективной шахты вы-
полнены в две ступени, а пакеты пароперегревателя с учетом оптимизации
компоновки и надежности работы металла выполняются по схеме проти-

190
Глава 6
вотока («холодный» пакет) или прямотока («горячий» пакет). Построенная
тепловая схема позволяет определить температурные напоры в каждой по-
верхности (пакете), и затем на их основе находят необходимую поверхность
нагрева i^, м2, а для пакетов с наибольшей температурой рабочей среды
проверяется значение максимальной температуры стенки металла и надеж-
ность его работы.
6.6. Примеры и контрольные вопросы
6.6.1. Примеры
1. Определить, как будут различаться КПД котлов и расходы топлива
при сжигании каменного угля с твердым шлакоудалением и одинаковой теп-
ловой мощности котлов при газоплотном исполнении поверхностей котла
в сравнении с обычным котлом (при разрежении в газоходах).
Принять в обоих вариантах котел электрической мощностью 300 МВт
(тепловая мощность Qn к = 727 МВт), избытки воздуха и присосы: ат =
= 1,2, ]Г Аа2- = 0,15, в т. ч. в трубчатом воздухоподогревателе — Давп —
= 0,05. Принять Qp = Qu — 23,4 МДж/кг. Принять температуру уходящих
газов - 130°С (Яг° - 1201 кДж/кг, Яв° = 1080 кДж/кг) - в обычном
котле и 12б°С (Я,0 = 1165 кДж/кг, Яв° = 1047 кДж/кг) - в газоплотном.
Расчетную температуру холодного воздуха — 30°С (Н®в = 249 кДж/кг).
Принять нормативные тепловые потери: (/4 = 1,15%, q§ — 0,2%.
Решение:
А. Котел в газоплотном исполнении
Избыток воздуха в уходящих газах — аух = 1,2 + 0,05 = 1,25. Потеря
теплоты (/2, согласно формулам (6.6) и (6.18), составит
1165 + (1,25 - 1) • 1 047 - 1,25 • 249
* " Шю ; 10° = 4'77%-
Тогда ^п = 100 - (4, 77 + 1,15 4- 0,2) = 93, 88%.
Б. Котел в обычном исполнении
Избыток воздуха в уходящих газах — аух = 1. 2 + 0,15 = 1, 35.
Потеря теплоты (\ч составит
1201 + (1,35 - 1)1080- 1,35-249
<П - К- ^Що ! 10° - 5,31%.
Тогда /;к - 100 - (5. 31 -Ь 1,15 4 0. 2) = 93, 34%.

6.6. Примеры и контрольные вопросы 191
При тепловой мощности котла QnK — 727 МВт расход топлива в га-
зоплотном котле составит
в™ = ^ /^ооч = 33,09 кг/с.
(23,4-0,9388)
В обычном котле расход будет больше в соотношении
до оо
Вк = 33,09^| = 33,09 • 1,006 = 33,29 кг/с.
Увеличение расхода топлива произойдет на 0,6%.
2. Котел при сжигании твердого топлива переведен на нагрузку Dx =
- 0, б Д). Как изменится его КПД, если при номинальной нагрузке показа-
тели котла составляли:
ql = 5,8%, q°4 = 1,5%, gg = 0,3%, tfyx = 135°C, при
a°x = l,35 и a? = 1,2
Решение:
Относительная доля присосов в газовый тракт увеличится и составит
иух
= a°x + (ay°x - ат°)(^)9'5 = 1,2+(1,35-1,2) (^)0'5 = 1,39.
Изменение $ух по статистическим данным определяется зависимостью:
л /Djc • <xl\ 0,2 /06-1 39\°>2
"'■ = <(б^|) """(тэг5) -и*™
Потери теплоты с уходящими газами при сниженной нагрузке:
<Ь = (до) Ц^Г)=°'98-5'Ч 135-1,35 j-5'jl%-
JIr ^ух^ух '
Потери теплоты с механическим недожогом оцениваются формулой:
9j = qS(^)l'3 = l,5-0,61'3 = 0,77%.
Потери в окружающую среду составят
«-Й(^)-0,ЗШ-0.5*.

192
Глава 6
В итоге
rfK = 100-(5,8+ 1,5+ 0,3) = 92,4%,
77* - 100 - (5,31 + 0, 77 + 0,5) - 93,42%.
Как видно, КПД котла увеличился на 1,02% за счет снижения потерь q%
и q4.
6.6.2. Контрольные вопросы
1. В чем состоит различие QJ и Q£?
2. Какие преимущества имеет определение КПД по обратному ба-
лансу?
3. В чем состоит различие КПД котла брутто и нетто?
4. Какие факторы определяют оптимальное значение т9ух?
5. В чем состоит различие тепловых потерь котла с жидким шлако-
удалением и при сжигании газа?
6. Как изменяется КПД котла с уменьшением нагрузки?
7. При сжигании каких топлив потеря q4 становится достаточно
большой и почему?
8. Как зависит потеря тепла q$ от избытка воздуха в топке?
9. Какими методами достигается уменьшение размеров конвектив-
ных поверхностей нагрева? В каких из них имеет место отступле-
ние от оптимального выполнения?
10. В чем различие в методике распределения тепловосприятии по
поверхностям в барабанных и прямоточных котлах?
11. Как определяют правильность распределения тепловосприятии
между поверхностями нагрева?
12. Что включает в себя тепловая, схема котла?

Глава 7
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
7.1. Эксплуатационные режимы работы паровых котлов
Основной задачей эксплуатации котлов является обеспечение их дли-
тельной надежной работы с максимальной экономичностью при соблюде-
нии диспетчерского графика нагрузки.
График нагрузки электростанции обычно имеет ту или иную неравно-
мерность. Различают суточный, недельный и сезонный графики нагрузки.
Как правило, в утренние и вечерние часы суток наблюдаются пики нагруз-
ки, а в ночное время происходит заметный ее спад. Существенный спад
нагрузки отмечается также в нерабочие дни, особенно в их ночное время.
В сезонном аспекте наибольший уровень нагрузки, как правило, отмечается
в период так называемого осенне-зимнего максимума.
Таким образом, любой паровой котел может находиться в эксплуата-
ции с разными тепловыми нагрузками в различные периоды времени. Если
определить суммарную его паропроизводительность за все время работы
в течение года и отнести к его номинальной паропроизводительности DH0M,
то получим условное время работы котла в течение года в номинальном
режиме:
л-7 ном
где Д, п — паропроизводительность, т/ч и время работы котла, ч, с этой
производительностью в течение года. Величину туст называют временем
работы котла с установленной мощностью.
Различают базовый, полупиковый и пиковый режимы работы оборудо-
вания. Базовым считают режим эксплуатации преимущественно с постоян-
ной нагрузкой, близкой к номинальной £>раб = (0,8-1, 0)DHom без останова
оборудования в нерабочие дни при времени тусг — 6 500-7 500 ч в течение
года (при календарном времени тгод = 8 760 ч). В таком режиме работают
блоки АЭС и блоки ТЭС большой мощности (iV6jl = 500-800 МВт). Полупи-
ковый режим характеризуется более широким диапазоном рабочих нагрузок
£)раб = (О, 5—1,0) ДЮм с остановом части оборудования в резерв в ночное
Котельные установки

194
Глава 7
время и на все нерабочие дни. В этом случае туст = 3 500-5 000 ч. В этом
режиме работают в основном блоки ТЭС с Nq„ ^ 300 МВт. При пико-
вом режиме оборудование эксплуатируется только во время максимальных
электрических и тепловых нагрузок, при этом туст = 1 500-2 000 ч. В этом
режиме работают ГТУ и ПГУ, а также энергоблоки малых мощностей ста-
рых выпусков.
Частые остановы паровых котлов и последующие пуски в работу ведут
к снижению надежности отдельных его элементов за счет кратковременных
превышений допустимых напряжений в условиях резкопеременного темпе-
ратурного режима и давлений.
В качестве интегрального показателя надежности работы котла в тече-
ние года используют коэффициент готовности
ТГОД
где Граб — время работы котла с нагрузкой, ч; rpQ3 — время нахождения
в резерве, ч.
Значение времени траб + трез можно выразить другим способом:
Траб ~г Трез — Трод ~ Тцл.р ~~ ^отк- \''^)
Здесь тпл.р — время проведения планового ремонта (капитального, среднего
или текущего), тпл.р = 250-450 ч и до 720*ч в капитальном ремонте; тотк —
время вынужденных остановов для ликвидации причин отказа работы обо-
рудования котла, в том числе аварийные остановы, ч. Время тотк является
основным показателем надежности работы котла, ограничивающим значе-
ние коэффициента готовности Кг. Статистика фиксирует, что наибольшее
время отказов имеет место в первые 2-4 года после пуска новой серии кот-
ла, особенно на твердом топливе (до 14%тгод), затем тотк заметно снижается
(до 3%тгод и менее). Коэффициент готовности блоков ТЭС 200-800 МВт
составляет Кг = 0,8-0,88.
Кроме показателей надежности и времени использования установлен-
ной мощности, основной эксплуатационной характеристикой котла является
его КПД (см. § 6.2).
Режим работы котла на любой из нагрузок с незначительными откло-
нениями параметров пара в течение длительного времени называют ста-
ционарным. Режимы, характеризующиеся изменениями нагрузки, а также
отклонениями параметров пара в результате внутренних или внешних воз-
мущений, называют нестационарными. Внешними называют возмущения
режима вследствие изменения одного или нескольких выходных парамет-
ров работающего блока (таких как электрическая нагрузка турбогенератора,

Эксплуатационные режимы работы паровых котлов
195
давление пара в паропроводе, температура питательной воды). Внутренни-
ми являются изменения рабочего режима котла, направленные на ликвида-
цию внешних отклонений (изменения расхода воды в котел, расхода топлива
и воздуха в горелки).
р. МПа
1С
14
12
560
540
Г>20
" 160
140
120
02, %
6 Г
4Г
2Ь
Uvf±5 °C
рпп,±0,1МПа
>///г////////\ 02, ± 0,25 %
зо
70 WD/D^%
Рис. 7.1. Режимная карта барабанного парового котла.
Эксплуатация котла ведется на основе режимной карты (см. рис. 7.1),
которая составляется по результатам эксплуатационных (балансовых) испы-
таний, целью которых является установление оптимальных условий работы
топки, определение оптимального избытка воздуха и тонкости размола пы-
ли при разных нагрузках, максимально допустимой и минимальной устой-
чивой нагрузки котла, тепловых потерь при работе котла. Режимная карта
является обязательным руководством для дежурного персонала при эксплу-
атации котла на различных режимах. Кроме основных характеристик, пока-
занных на рис. 7.1, в режимной карте указываются нагрузка электродвигате-
лей дутьевых вентиляторов и дымососов, воздушное сопротивление возду-
хоподогревателя, характеризующее расход воздуха на горелки, температура
горячего воздуха, газов в поворотной камере котла и ряд других показателей.
С развитием мощности паровых котлов, усложнением схем число кон-
тролируемых факторов растет, поддержание оптимального режима стано-
вится все более сложной задачей, поэтому управление режимом работы
передается на электронные управляющие системы.
Работа котла при переменных нагрузках требует знания рабочего диа-
пазона нагрузок, в котором каждый котел может работать надежно и дли-
тельно с заданной экономичностью.
7*

196
Глава 7
Расчетная номинальная нагрузка DH0M является максимальной, кото-
рую может длительно нести паровой котел с заданным КПД. Превышение
ее ведет к снижению КПД, росту напряжения металла, более опасному для
барабана и коллекторов перегревателя, и при определенных условиях может
вызвать аварийный останов котла. На основании опыта эксплуатации и ана-
лиза надежности работы оборудования на пониженных нагрузках ведущие
научно-исследовательские и наладочные организации страны ВТИ и ПО
«Союзтехэнерго» разработали «Нормы минимальных допустимых нагрузок
блоков 160-800 МВт». Поскольку ограничения рабочей нагрузки турбины
практически не существует, то минимальные нагрузки блоков определяются
паровым котлом.
Каждый вид котла имеет допустимую минимальную нагрузку DMm,
ниже которой работать нельзя. Нижний предел допустимой устойчивой на-
грузки определяется:
а) устойчивостью процесса горения топлива;
б) надежностью работы экранных поверхностей топочной камеры.
По устойчивости горения топлива природный газ и мазут практически
не имеют ограничений. Реакционные топлива с большим выходом лету-
чих веществ при твердом шлакоудалении обеспечивают устойчивое горе-
ние факела до нагрузки 40-50%DHOm, остальные топлива (антрациты, тощие
угли) — до 50-60%jDhom. При жидком шлакоудалении ограничение связано
с поддержанием жидкотекучего состояния шлака. В этом случае минималь-
ная нагрузка определяется температурой плавления шлаков и конструкцией
камеры горения и составляет обычно 60-75%Дюм, часто с «подсветкой»,
то есть сжиганием в отдельных горелках небольшого количества (8-10% по
тепловыделению) мазута или природного газа для гарантии против засты-
вания шлаков.
Надежность работы экранных поверхностей при наличии естественной
циркуляции зависит от появления застоя и опрокидывания циркуляции в от-
дельных неудачных по конструкции или условиям обогрева контура трубах
и по испытаниям ограничивается нагрузкой 30-40%Д,ОМ. В прямоточных
паровых котлах минимальная нагрузка определяется уровнем массовой ско-
рости wp = 500-600 кг/м2с, обеспечивающей допустимую температуру ме-
талла поверхности в зоне ядра факела, что отвечает Дшн = 30%ДЮМ. При-
менением рециркуляции рабочей среды в экранах топочной камеры можно
снизить Д,ин до 10-15%Д,ОМ.
В период прохождения максимума нагрузки энергосистемы допуска-
ется режим перегрузки энергоблоков примерно на 5% номинальной мощ-
ности. Возможность перегрузки заложена в конструкции котла и турбины,
однако экономические показатели в условиях перегрузки снижаются. Огра-
ничения перегрузки парового котла связаны с ростом давления пара в бара-
бане котла и пароперегревателя, ростом температуры металла поверхностей

7.1. Эксплуатационные режимы работы паровых котлов 197
нагрева, а при сжигании твердого топлива — дополнительно со шлакованием
поверхностей топки конвективных пакетов труб в горизонтальном газоходе
котла.
Рис. 7.2. Изменение параметров пара и экономичности блока при работе на скользя-
щем давлении: а — изменение давления перед турбиной б — изменение КПД энер-
гоблока; индекс «н» — при номинальной нагрузке: 1 — при скользящем давлении
пара; 2-е постоянным давлением пара.
Работа парового котла на пониженных нагрузках может происходить
при постоянном или переменном (скользящем) давлении перегретого пара
перед турбиной (рис. 7.2, а) при сохранении номинальной температуры па-
ра. В первом случае снижение нагрузки обеспечивается изменением расхода
пара в турбину за счет включения дроссельного или соплового регулирова-
ния, т. е. дросселированием пара перед турбиной, что связано с заметным
снижением экономичности. Выгоднее держать полностью открытыми все
регулирующие органы по тракту пара от котла, включая регулирующие кла-
паны турбины, а уменьшение нагрузки обеспечивать снижением начального
давления и расхода пара, воздействуя только на расход топлива в горелки
котла.
С учетом отсутствия потерь на перераспределение пара в регулиру-
ющей ступени, увеличения скорости пара в ступенях за счет роста объема
пара КПД проточной части цилиндра высокого давления турбины в режиме
скользящего давления при пониженных нагрузках становится выше и сни-
жение экономичности блока в целом тормозится (рис. 7.2,6). Применение
скользящего давления рекомендуется при нагрузках ниже 0,75-0,8JVhom-
Сравнение режимов работы со скользящим и постоянным давлением
на блоках 300 МВт показали, что при мощности блока 150 МВт выигрыш
в удельном расходе топлива на блок при скользящем давлении составляет

198
Глава 7
11-13 г/кВт.ч. (3,1-3,7%). Кроме того, при таком режиме работы снижают-
ся также затраты энергии на питательные насосы, повышается надежность
работы поверхностей котла за счет уменьшения механических напряжений
металла. Однако перевод котла на режим скользящего давления требует
обязательной проверки его на устойчивость гидродинамических характе-
ристик пароводяного тракта котла и исключение перегрева металла. Это
особенно важно для котлов, работающих при сверхкритических давлениях,
для которых работа панелей топочных экранов на докритическом давлении
не всегда допустима (появление двухфазной среды, пульсации расхода по
трубам).
7.2. Статические характеристики парового котла
в нерасчетных режимах работы
При работе парового котла в режимах, отличных от расчетного за счет
различий тепловых характеристик его элементов, происходит перераспре-
деление тепловосприятий между радиационными и конвективными поверх-
ностями нагрева. Это может привести к изменению параметров перегретого
пара, температуры горячего воздуха, поступающего в топку, нагрева воды
в экономайзере. В данном параграфе мы подвергнем анализу изменения по-
казателей работы котла при переходе от одного выдержанного во времени
стабильного режима работы к другому. Характеристики, соответствующие
любому стабильному режиму работы парового котла, называются статиче-
скими.
Зависимость от нагрузки. Тепловой режим топочной каме-
ры при переходе на другую нагрузку изменяется не так заметно, как на-
грузка. Он определяется законами радиационного (лучистого) теплообмена,
в котором определяющими являются адиабатная (максимальная) темпера-
тура газов в ядре факела да и температура газов на выходе из топки #".
Адиабатная температура горения характеризует максимальную теоре-
тическую температуру газов, когда все тепловыделение в топке QT (см. 6.5)
расходуется на нагрев газов. Она практически не зависит от нагрузки, по-
скольку определяется по уцловиям расчета на 1 кг (м3) топлива и несколько
уменьшается при снижении нагрузки лишь из-за незначительного измене-
ния Qr.B, которое в целом составляет около 10%QfJ.
Температура на выходе из топки tD" определяется уменьшением массо-
вого потока газов в сечении топки с уменьшением нагрузки при сохранении
размера тепловоспринимающих поверхностей, в результате чего происхо-
дит заметное снижение #".
Так, при изменении нагрузки на AN = 10% температура газов на вы-
ходе из топки изменяется примерно на А'О" — 2, 5% от уровня обычной

7.2. Статический характеристики парового котла
199
температуры $" = 1150-1 200°С. В итоге средняя эффективная температу-
ра газов в топочной камере, зависящая в большей мере от да, изменяется
незначительно. Средний воспринятый тепловой поток поверхностью топоч-
ного экрана изменяется с нагрузкой следующим образом:
q* = q"„N°'6, (7.4)
где индексы «н» и «х»_относятся соответственно к номинальной и любой
пониженной нагрузке; N = Nx/Nu — относительная нагрузка.
Расход рабочей среды в топочных экранах прямоточного котла изме-
няется пропорционально нагрузке: Dx = DHN, поэтому теплоприращение
рабочей среды в экранах топки
АЛл = ^ (7.5)
изменится при пониженной нагрузке в зависимости
А/1» N ]ум' ( }
Если принять снижение нагрузки, например, до 0,5 JVH, то значение
А/гн
ДЛлХ = =о7 = 1>32ДЛлН.
N '
Таким образом, в радиационной поверхности при принудительном движе-
нии рабочей среды имеет место повышение ее тепловосприятия по мере
снижения нагрузки (рис. 7.3, а).
Другой характер имеет эта зависимость в конвективных поверхностях
нагрева. Основное уравнение конвективного теплообмена имеет вид:
QK = kAtFK, (7.7)
где к — коэффициент теплопередачи в поверхности нагрева FK; At — темпе-
ратурный напор между греющей газовой средой и рабочей средой в трубах
поверхности.
При снижении нагрузки происходит одновременное уменьшение тем-
пературного напора в результате падения температуры газов на входе в по-
верхность и уменьшения коэффициента теплоотдачи за счет снижения ско-
рости газов в газоходах. В связи с этим тепловосприятие конвективной

200
Глава 7
АДА,
<
X r
<
i
0,3
а)
N
1,0 0,3
к ДА,
-се'
~се'
<J
^/^
N
б)
1,0
Рис. 7.3. Зависимость удельного тепловосприятия рабочей среды Ah в поверхностях
нагрева от тепловой нагрузки котла: а — радиационные поверхности; б — конвектив-
ные поверхности; в — полурадиационные поверхности; 1 — равенство радиационной
и конвективной составляющих теплообмена; 2 — превалирует конвективный тепло-
обмен: 3 — превалирует радиационный теплообмен; N — относительная нагрузка.
поверхности QK заметно снижается, причем в большей мере, чем изменя-
ется расход среды с нагрузкой. В результате этого приращение энтальпии
рабочей среды в конвективной поверхности AhK = QK/DK уменьшается
с понижением нагрузки (рис. 7.3,6) и температура пара (воды, воздуха) на
выходе из соответствующих поверхностей нагрева снижается.
В полурадиационных поверхностях нагрева на выходе из топки (шир-
мовые поверхности перегревателя, разведенные ряды труб с увеличенным
шагом между трубами) радиационный и конвективный теплообмен соизме-
римы, тогда полное теплоприращение Д/г£.к = Ah* + Д/г£ и с учетом разной
зависимости этих характеристик при снижении нагрузки тепловосприятие
рабочей среды Д/гр.к останется постоянным или мало изменится в зависи-
мости от превалирования одного вида теплообмена над другим (рис. 7.3, в).
На основе различия тепловых характеристик поверхностей парового
котла при изменении нагрузки можно проследить, как будет изменяться тем-
пература газового потока вдоль всего тракта котла при снижении нагрузки
от номинальной (рис. 7.4). Наибольшее снижение температуры газов имеет
место на выходе из топки — #". В связи с тем, что каждая из конвективных
поверхностей в дальнейшем воспринимает меньше теплоты, чем при но-
минальной нагрузке, крутизна температурной характеристики уменьшается
и температура газов на выходе каждой из них постепенно приближается
к. уровню номинальной нагрузки (рис. 7.4, кривая 2), но не достигает ее.
Происходит процесс постепенного выравнивания температур. В конечном
итоге снижение температуры уходящих газов составит примерно 1/10 от
изменения ее на выходе из топки, т.е. А^ух = 0,1Д$". При этом увели-
чивается доля радиационного тепловосприятия в котле и снижается доля
тепловосприятия конвективных поверхностей котла.

7.2. Статические характеристики парового котла 201
Рис. 7.4. Изменение температуры газов вдоль газового тракта котла: 1 — при номи-
нальной нагрузке без рециркуляции газов; 2 — то же при сниженной нагрузке; 3 —
при номинальной нагрузке и рециркуляции газов в топку.
Зависимость от избытка воздуха и рециркуяции
газов в топку. Увеличение избытка воздуха, подаваемого через горел-
ки, имеет такое же воздействие на тепловой режим парового котла, как
и рециркуляция газов в зону горения через горелки. При этом увеличива-
ется объем газов в зоне горения при сохранении практически одинакового
тепловыделения. В результате заметно снижается адиабатная (теоретиче-
ская) температура горения да (рис. 7.4, кривая 3), расчетная эффектив-
ная температура факела в топке, что приводит к снижению интенсивно-
сти лучистого теплообмена в топке и тепловосприятия экранов. Послед-
нее ведет к приближению температуры газов на выходе из топки к ис-
ходному значению при номинальном режиме. Поверхности нагрева гори-

202
Глава 7
зонтального газохода мало изменяют свое тепловосприятие, так как лучи-
стый теплообмен ослаблен, а конвективный за счет увеличения скоростей
газов несколько растет. В итоге температура газов в поворотной камере
оказывается выше исходной при номинальной нагрузке на Д#пе. Это со-
здает условия для заметного повышения тепловосприятия поверхностей,
находящихся в верхней части конвективной шахты, поскольку здесь уве-
личивается как температурный напор, так и коэффициент теплоотдачи.
Обычно здесь помещают промежуточный перегреватель, а рециркуляция
газов используется для регулирования температуры вторично перегревае-
мого пара.
В дальнейшем каждая из последующих поверхностей по тракту газов
также получает больше теплоты, а температура газов постепенно прибли-
жается к исходной, оставаясь все же несколько большей. При этом потеря
теплоты с уходящими.газами возрастает в случае рециркуляции газов только
за счет некоторого повышения температуры #ух, а при повышенном избыт-
ке воздуха в потоке газов потеря увеличивается более существенно ввиду
роста как температуры, так и объема уходящих газов.
Таким образом, увеличение избытка воздуха, введение рециркуляции
газов в топку, так же как возрастание влажности сжигаемого топлива, про-
цесс шлакования топочных экранов приводят к перераспределению теп-
ловосприятия поверхностей нагрева парового котла. Во всех указанных
случаях снижается доля радиационной передачи теплоты в топке и воз-
растает конвективное тепловосприятие. При этом температура уходящих
газов, а также температуры горячего воздуха и воды после конвективного
экономайзера несколько возрастут.
Влияние изменения температуры питательной
воды. При работе блочной энергоустановки изменение (снижение)
нагрузки приводит к перераспределению давлений в отборах турбины
и соответствующему изменению (снижению) энтальпии и температу-
ры питательной воды. Однако этот процесс в сочетании с характером
изменения КПД парового котла (повышением его) не ведет к суще-
ственным отклонениям от нормального расчетного режима. Другое
дело, когда происходит отключение подогревателей высокого давления
(ПВД) и температура питательной воды резко снижается. Так, при ра-
боте блока СКД отключение этих подогревателей ведет к понижению
температуры на входе в экономайзер с 260-270°С до ~ 160°С. При
сохранении той же температуры газов перед экономайзером возрастает
температурный напор в поверхности и тепловосприятие экономайзера
заметно повышается, а температура газов за ним снижается (рис. 7.5).
При этом в последующей поверхности воздухоподогревателя уменьшаются
тепловосприятие и уровень £, в из-за снижения температурного напора.
В результате температура г)ух все же окажется ниже исходной, что свиде-

7.2. Статические характеристики парового котла
203
тельствует о некотором росте КПД котла. Такое явление нельзя считать
нормальным, так как отключение ПВД сопровождается более заметным
снижением КПД турбинной установки и, следовательно, всего энергоблока
в целом.
Рис. 7.5. Изменение температур газов, воздуха, воды в поверхностях экономайзера
и воздухоподогревателя при снижении температуры питательной воды: н — номи-
нальный режим; х — режим с пониженной температурой питательной воды.
Отключение ПВД приведет к изменению теплового режима поверх-
ностей котла. Снижение энтальпии питательной воды /гпв при сохранении
параметров (давлениям температуры) перегретого пара и его энтальпии /in.n
ведет к росту удельного тепловосприятия 1 кг рабочей среды в котле AhK =
— ^п.п — ^п в и соответствующему увеличению расхода топлива на котел.
В случае аварийного отключения ПВД без необходимости повысить элек-
трическую мощность работающей турбины одновременно с понижением
температуры £п.в должно произойти снижение расхода пара в голову тур-
бины примерно на 17%, что обеспечивается сохранением на барабанном
котле расхода сжигаемого топлива. В прямоточном котле изменяется уста-
новленное соотношение BK/Gn B ввиду работы котла в нерасчетном режиме,
которое увеличится (возрастает расход топлива на 1 кг поступающей пита-
тельной воды).

204
Глава 7
7.3. Переходные процессы в котле при изменении
нагрузки
По условиям эксплуатации часто приходится изменять режимы работы
парового котла, переходя от одной нагрузки к другой. При этом времен-
но могут изменяться тепловые характеристики поверхностей и выходные
параметры пара (его давление и температура). Режимы работы котла в про-
цессе изменения нагрузки называют переменными. Каждый из этих режи-
мов через какой-то период времени становится установившимся. Переход
во времени от одного установившегося режима к другому установившемуся
режиму называют переходным (неустановившимся или нестационарным).
В нестационарном режиме часть массы вещества (вода, пар) и энергии
(тепловая энергия) временно накапливается (аккумулируется) или расходу-
ется в элементах парового котла, увеличивая (или уменьшая) его внутрен-
нюю энергию QBH и массу рабочего вещества Gm. Уравнения теплового
и материального балансов для нестационарных процессов записываются
в следующем виде:
^пост ~~ ^отд
пост
где GnocT и (Эпост ~ количество поступивших в котел воды и теплоты; D0TR,
Qot-д — количество отданных котлом пара и теплоты; GBH и QBH — количество
массы вещества и теплоты, содержащихся в котле; GnQT — потери вещества
(рабочей среды) из тракта котла.
Паровой котел в любом рабочем режиме содержит в себе определен-
ное количество воды, пара, массу металла поверхностей нагрева и других
элементов водопарового тракта при рабочей их температуре, т. е. обладает
известной тепловой энергией, аккумулированной в указанных его элемен-
тах. Количество аккумулированной в котле теплоты в стационарном режиме
составляет:
Qbh = GMcMtM + VBpBcBtB + Vnpncntni (7.9)
где индексы «м», «в», «п» обозначают соответственно металл, воду и пар; V,
р — объем, м3, и плотность, кг/м3, воды и пара в трубной системе в пределах
котла; с — теплоемкость; GM — общая масса металла котла, кг.
При переходе от одного стационарного режима к другому изменяется
тепловой режим котла и при этом выделяется или поглощается теплота
в количестве ±AQBH.
Аккумулирующая емкость различных типов паровых котлов неодина-
кова. Так, в состав котла с естественной циркуляцией входит барабан с очень
(-^пот — I V^bh)?
(7.8)
Qo
йт
(Qbh),

7.3. Переходные процессы в котле при изменении нагрузки 205
большой массой металла (до 100 т и более) и развитой системой опускных
труб. При высокой кратности циркуляции паросодержание в экранных тру-
бах невелико,-а масса воды в барабане, опускных и экранных трубах весьма
значительна. В то же время экранные трубы прямоточного котла заметно
меньшего диаметра (меньше масса металла) и массовое содержание в них
рабочей среды существенно меньше. Дополнительно в условиях прямоточ-
ного движения в трубах экранных поверхностей существенно выше паросо-
держание, а пар, как известно, имеет меньшую плотность и теплоемкость,
т. е. заметно меньший запас теплоты в единице массы.
Проведенные расчеты показывают, что полная аккумулирующая спо-
собность барабанного парового котла примерно в 3 раза превосходит акку-
мулирующую способность прямоточного котла, причем в барабанном кот-
ле 70°/oQBh заключено в воде, а остальное содержат примерно в равных до-
лях пар и металл поверхностей. В прямоточном котле СКД около 70%QBH
приходится на металл (в трубах малого диаметра 32-42 мм при толщине
стенки 4-6 мм масса рабочей среды внутри трубы много меньше массы ме-
талла) и оставшаяся часть в большей мере определяется водосодержанием
котла.
Большая аккумулирующая емкость обеспечивает известную стабилиза-
цию режима работы котла, затрудняет его быструю реакцию на изменение
внешней нагрузки, но, с другой стороны, при любых неожиданных отказах
оборудования позволяет в течение определенного времени поддерживать
режим работы, чтобы произвести необходимые переключения. Так, бара-
банный котел ТП-100 (блок 200 МВт) при погасании факела может обес-
печить паропроизводительность, близкую к номинальной, в течение 50 с
за счет допустимого (до 15%) снижения давления пара, а при переводе
блока в режим собственных нужд (снятие внешней электрической нагруз-
ки) — с небольшим расходом пара на турбину — поддерживает этот режим
в течение 17-18 мин., достаточных для проверки причин ложного сраба-
тывания автоматики. Прямоточный котел ПК-47 такой же мощности может
удержать блок в режиме собственных нужд при погасании факела не бо-
лее 4 мин.
Различие процессов, протекающих в барабанных и прямоточных котлах
в переходных режимах работы, связано с еще одним важным отличием
этих котлов: барабан в котле естественной циркуляции фиксирует границы
экономайзерной, испарительной и перегревательной поверхностей, они не
изменяются при переходе с одной нагрузки к другой. В прямоточном котле
этих границ нет, зоны фазовых превращений при нарушении стационарного
режима работы будут перемещаться вдоль тракта рабочей среды в котле.
Рассмотрим в качестве примера режим увеличения тепловыделения
в прямоточном котле (увеличение подачи топлива Вк) при неизменном рас-
ходе питательной воды Gn в (рис. 7.6). В этих условиях, ввиду роста теп-

206
Глава 7
ч.
/,к 1 /,«,,
>|«
Ь-1гЭЭЭ2-3-1-3-1^^-!?!^:=гч,
/ис
£>
о)
t t t t t t t t t Ч. + Ы.
6)
&П П
L>n
GnB
I
^^^^
Ш^
II
III г, мин
в)
Рис. 7.6. Переходные процессы в тракте прямоточного котла: а - нормальный ре-
жим; б — режим с повышенным тепловосприятием экранов; в — изменение пара-
метров в,переходном процессе.
лового напряжения топочных экранов и теплообмена в конвективных по-
верхностях пароперегревателя (qn 4- Д(/л)> произойдет сокращение длины
экономайзерного и испарительного трактов (рис. 7.6,6), их границы смеща-
ются навстречу движения потока, а размер перегревательных поверхностей

7.3. ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В КОТЛЕ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ НАГРУЗКИ 207
возрастает. В результате массовое заполнение поверхностей котла рабочей
средой уменьшается, так как во втором случае
ИЛИ
GBH2 < GBH1 И AGbh = GBH1 — GBH2>
где Ki, VB2 — объем тракта, заполненного водой, соответственно при нор-
мальном и повышенном тепловыделении в топке, м3; Vni, K2 — то же по
паровой части тракта, м3; рв, рп — средняя плотность воды и пара в трак-
те, кг/м3.
( Уменьшение водосодержания котла приведет к временному увеличе-
нию выхода пара Dn (рис. 7.6, в), большему, чем поступает Gn.B-
£(Dn) = Gn.B + £(AGm). (7.10)
В результате на какой-то период времени (II этап) на выходе из кот-
ла увеличивается расход пара. Когда стабилизируется положение новых
границ фазовых превращений, снова устанавливается материальное рав-
новесие Dn = Gn.B. Но теперь (без воздействия органов регулирования)
температура пара на выходе из котла существенно возрастает, произо-
шло отклонение выходных параметров пара в результате теплового возму-
щения.
Чтобы исключить такой характер процессов в прямоточном котле
и практически зафиксировать положение границ фазовых превращений,
необходимо соблюдать пропорциональность изменения тепловыделения
(расход топлива) и подачи питательной воды в котел, т. е. соблюдать условие
Ac/Gn.B = const. В этом случае увеличение тепловыделения с газовой сто-
роны воспринимается большим расходом рабочей среды, что стабилизирует
тепловое состояние тракта и параметры пара.
В барабанном котле в рассматриваемом случае процесс будет протекать
несколько иначе (рис. 7.7). В результате повышения тепловыделения в топке
произойдет дополнительный рост парообразования в экранных трубах, уве-
личится паросодержание, а так как объем пара многократно больше объема
испарившейся воды, произойдет вытеснение части воды из труб в барабан,
в результате чего в нем начнется повышение уровня воды. В дальнейшем
из-за превышения расхода пара над подачей воды в барабан уровень начнет
снижаться и при достижении его нормального значения регулятор пита-
ния увеличит подачу воды в котел. Температура перегретого пара вначале
несколько снизится из-за резкого увеличения расхода пара, а затем выйдет

208
Глава 7
>
''ПП
DB
вк
i
I
^^\^
^s-—
"^—
^
II
III
т, мин
Рис. 7.7. Переходные процессы в барабанном паровом котле.
на новый режим с несколько повышенной (без воздействия регулятора пере-
грева) температурой пара, что соответствует конвективной характеристике
тепловосприятия от нагрузки (см. § 7.2). Для приведения гп.п к номиналь-
ному значению включится система автоматического поддержания темпера-
туры пара (см. § 7.4).
Наличие барабана в котле с естественной циркуляцией снижает ско-
рость набора нагрузки в сравнении с прямоточным котлом особенно в ре-
жиме пуска из холодного состояния из-за появления в барабане высоких
температурных напряжений трех видов:
— по толщине стенки барабана в верхней (паровой) части в период
конденсации насыщенного пара на внутренней поверхности барабана
с большой отдачей теплоты металлу;
— из-за разности температур между верхней и нижней частями барабана,
поскольку температура водяного объема достаточно медленно изменя-
ется, а парового — растет по мере увеличения давления насыщенного
пара;
— из-за разности температур по длине нижней части барабана при запаз-
дывании прогрева торцевых его частей.

7.3. Переходные процессы в котле при изменении hai рузки 209
i Как показал опыт эксплуатации и испытания барабанов котлов, ско-
рость повышения температуры насыщения среды в барабане не должна
превышать 2,0 — 2,5°С/мин, а перепад температур между верхом и низом
барабана и по длине барабана не должен превышать 70°С.
| На характер и быстроту изменения^параметров в переходном режиме
сильное влияние будет оказывать аккумулирующая способность отдельных
элементов котла. Она замедляет начало переходного процесса, создает плав-
ность изменения характеристик, что облегчает автоматике выравнивать от-
клонения параметров. С другой стороны, она обуславливает более высокую
инерцию объекта (при большом QBH) и тем тормозит переход с одного ре-
жима на другой, снижает, как говорят специалисты, приемистость котла,
т. е. быстроту его реагирования на внешние возмущения.
Так, при резком увеличении электрической нагрузки энергоблоком си-
стема регулирования турбины тут же увеличивает потребление пара, однако
топочный режим котла еще не перестроен и возникает разбаланс производ-
ства и потребления пара, в результате чего падает давление пара в маги-
страли и в тракте рабочей среды котла. При большой аккумулирующей спо-
собности котла сразу произойдет дополнительное вскипание части кипящей
воды в барабане и экранных трубах. Этим на короткое время поддерживает-
ся переход на повышенную нагрузку, а затем после форсирования режима
работы топки дополнительные затраты теплоты потребуются на повышение
температуры металла, воды и пара и восстановление потерянного давления.
Это обстоятельство заметно задерживает взятие энергоблоком новой повы-
шенной нагрузки. На прямоточном котле такой переход произойдет много
быстрее, хотя в первый момент времени падение давления перегретого пара
произойдет в большей мере.
Способность парового котла изменять выработку пара в соответствии
с изменением внешней (электрической) нагрузки называется маневренно-
стью котла. Последняя тем выше, чем меньше аккумулирующая способ-
ность котла. Но это обстоятельство требует использования на таком кот-
ле более чувствительной системы автоматики, чтобы изменения нагрузок
не вызывали глубоких отклонений параметров рабочей среды. Каждый ко-
тел по своим конструктивным характеристикам и значению аккумулиру-
ющей способности имеет оптимальное значение скорости изменения на-
грузки, при которой суммарные тепловые потери. в переходном процес-
се будут наименьшими и значение максимальнодопустимой скорости из-
менения нагрузки, выше которой возможна аварийная ситуация на кот-
ле. Индикатором скорости изменения нагрузки является изменение дав-
ления в рабочем тракте котла dp/dr, МПа/мин, поэтому обычно эту ха-
рактеристику выражают в форме допустимой скорости изменения давления
(рис. 7.8,а). Обычно допустимые скорости изменения давления находятся

210
Глава 7
7;1(ом = 15МПа
in МПа
3.5 МПа
дя«°4
а)
0 5 10 15 20 25 30 г, с
б)
Рис. 7.8. Маневренные характеристики барабанного котла: а — скорость изменения
давления при сбросе нагрузки и разном номинальном давлении рном за одинаковое
время (5 мин); б — изменение уровня воды в барабане во времени при разном номи-
нальном давлении рном и подъеме нагрузки турбины; Д#"р — предельное значение
подъема уровня; в — влияние недогрева воды в барабане A/ie на допустимую ско-
рость понижения давления при разных значениях скорости в опускных трубах Won-
в пределах 0,2-0,9% изменения номинального давления в секунду или в пе-
ресчете 1,2-3,0% МПа/мин.
Скорость изменения давления в барабанных котлах ограничивает-
ся двумя факторами: подъемом уровня воды в барабане за счет допол-
нительного вскипания воды в трубах и вытеснения части ее в барабан
(рис. 7.8,6) и вскипанием воды в опускных трубах при быстром сбро-
се давления, что нарушает циркуляцию (рис. 7.8, в). Обычно эти значе-
ния составляют 1-1,2 МПа/мин при высоком давлении пара (14-18 МПа).
В прямоточных котлах предельная скорость понижения давления огра-
ничивается недопустимостью перемещения зоны влажного пара (при ис-
парении пленки воды на поверхности трубы) в НРЧ и составляет 3,5-
4,5 МПа/мин. Ввиду малой аккумулирующей способности котла падение
давления в нем происходит быстрее и глубже за более короткое время, чем
в барабанном.
Оптимальное изменение нагрузки энергоблока во времени dN/dr = 3%
номинальной мощности блока в минуту составляет 5-10 МВт/мин. Для
блоков СКД номинальной мощностью 500-800 МВт скорость изменения
мощности ограничивается значениями 7-10 МВт/мин. Указанные скорости
существенно меньше предельных значений для турбины (20% номинальной
мощности в минуту). Таким образом, маневренность энергоблока ограни-
чена возможностями парового котла.

7.4. Поддержание номинальной температуры пара 211
7.4. Поддержание номинальной температуры пара при
пониженных нагрузках
Пароперегреватели современных паровых котлов по характеристикам
тспловосприятия (см. § 7.2) являются комбинированными, так как состоят
из частей с разными условиями теплообмена поверхности перегревателя
с газовым потоком (радиационный, полурадиационный, конвективный).,Во
всех случаях поверхность конвективного теплообмена несколько превы-
шает другие, поэтому в целом комбинированный пароперегреватель имеет
слабо выраженную конвективную характеристику (см. рис. 7.2,6) и при
подъеме нагрузки на котле температура перегрева пара несколько растет.
Ввиду необходимости глубокого изменения графика нагрузки электростан-
ции желательно иметь возможно больший диапазон регулирования паро-
производительности при сохранении номинальной температуры пара. Но-
минальная температура пара с допустимыми отклонениями не более +5
и —10°С должна обеспечиваться: по пару высокого давления — в регули-
ровочном диапазоне нагрузок 0,3 -f-1,0 DH0M в прямоточных газомазутных
котлах и 0, 5 — 1,0 DH0M в барабанных и прямоточных на твердом топливе, по
вторичноперегретому пару — в регулировочном диапазоне 0, б -г-1,0 DH0M.
Методы регулирования температуры перегретого пара
Паровое регулирование
Поверхностный
пароохладитель
Впрыскивающий
пароохладитель
Паропаровой
теплообменник
Регулирующая
поверхность
пароперегревателя
IL
Газовое регулирование
Рециркуляция 1
продуктов |-
сгорания 1
'
|Байпасирование
-] продуктов
| сгорания
Изменение
положения
факела в топке
Регулирование тем-
пературы пара высо-
кого давления
Регулирование температуры пара
промежуточного перегрева
Рис. 7.9. Классификация методов регулирования температуры пара высокого давле-
ния и промежуточного перегрева.
Различают два основных метода регулирования температуры перегре-
ва пара: паровой и газовый с использованием для этого различных схем
и устройств (рис. 7.9).

212
Глава 7
7.4.1. Методы парового регулирования температуры пара I
/
Регулирование температуры пара высокого давления на барабанных
котлах основано на понижении температуры по мере перегрева пара
при ее превышении заданного значения в регулируемой точке. Поэтому
размер поверхности пароперегревателя устанавливают такой, чтобы при
нагрузке 0,5£>Hom без каких-либо воздействий обеспечить номинальный
перегрев пара. При нагрузках выше 0,5Дюм излишний перегрев пара
снимается в пароохладителях. В прямоточных котлах поддержание номи-
нальной температуры обеспечивается изменением соотношения BK/Gn,B
при расчетных поверхностях нагрева радиационных и конвективных пе-
регревателей. Устройства для регулирования температуры пара в несколь-
ких местах пароперегревательного тракта используются при переходных
режимах для стабилизации температуры пара в этих местах. Регулиро-
вание промежуточного перегрева пара обеспечивается путем догрева па-
ра до необходимой температуры при нагрузках ниже номинальной. Для
этих целей применяются как паровые, так и газовые методы регулирования
(см. рис. 7.9).
Впрыскивающий пароохладитель. Для поддержания
установленной температуры пара высокого давления почти исключитель-
но применяются впрыскивающие пароохладители путем ввода (впрыска)
в пбток частично перегретого пара питательной воды или конденсата, име-
ющих температуру на 200-300°С ниже охлаждаемого пара.
Впрыскивающий пароохладитель (рис. 7.10) устанавливают на прямом
участке паропровода или в коллекторе длиной 6-7 м, охлаждающая вода или
конденсат вводится в поток пара через форсунку-распылитель с нескольки-
ми отверстиями диаметром 3-6 мм. Во избежание попадания относительно
холодных струй воды на горячие стенки корпуса (коллектора) внутри него
установлена разгруженная от давления защитная рубашка цилиндрической
формы или в виде сопла Вентури. Ее размер (3-5 м) определяется расчетной
длиной участка испарения капель влаги.
Снижение температуры перегретого пара впрыскивающим пароохла-
дителем достигается на некотором расстоянии от места ввода воды, так
как на испарение капель конденсата и последующий перегрев образовав-
шегося из них пара требуется некоторый промежуток времени, а скорость
потока пара в пароохладителе более 40 м/с. Уменьшения этого расстояния
достигают более тонким распылением воды за счет уменьшения диаметра
отверстий форсунки и увеличения перепада давления между впрыскива-
емой водой и паром и по возможности увеличением разности температур
пара и конденсата.

7.4. Поддержание номинальной температуры пара 213
и
4000-5000 мм J
а) б)
Рис. 7.10. Впрыскивающий пароохладитель: а — с цилиндрической защитной ру-
башкой; б — с соплом Вентури; 1 — водяная форсунка; 2 — штуцер; 3 — корпус
пароохладителя; 4 — защитная рубашка; 5 — сопло Вентури; 6 — вход охлаждающей
воды; 7 — вход пара.
Тепловой баланс пароохладителя можно записать в форме двух урав-
нений: *
тепло съем в потоке пара
Qm = D'n(tino ~ Ко); (7-И)
тепловосприятие впрыскиваемой воды
Quo = Атр(Д/*в + Г + ДЛП), (7.12)
где D'n, DBnp — расход пара перед пароохладителем и воды на впрыск, кг/с;
^по> ^по ~~ энтальпия пара на входе и выходе пароохладителя, кДж/кг; А/гв,
Д/гп — энтальпия недогрева воды до насыщения и перегрева насыщенного
пара до окончательной температуры /г„0, кДж/кг; г — теплота парообразо-
вания, кДж/кг. В результате осуществления впрыска воды в пар расход пара
после пароохладителя возрастает на значение DBnp- Разность Д/1П0 — h'nQ —
— /?/п'0 называют удельным теплосъемом в пароохладителе. Он составляет
обычно (в целом на весь пароперегреватель) Ahno = 60-85 кДж/кг или
в пересчете на изменение температуры Atuo = 30-45°С.

214 Глава 7
Расход воды на впрыск в пределах пароохладителя можно определить,
составив тепловой и материальный баланс пароохладителя:
-^п^по ' -^впр^впр — \U\\ ~т" -^вир J fy
(7.13)
Здесь дополнительно /гвпр — энтальпия воды, поступающей на впрыск,
кДж/кг.
Уравнение (7.13) позволяет определить необходимый расход воды на
впрыск, если задан удельный теплосъем в пароохладителе Ahno:
^ВГф - ,,„ , у
V'^no '^впр;
(7.14)
РП КП *нп
a)
Рис. 7.11. Изменение температуры перегретого пара при различном размещении па-
роохладителя в тракте пара: а — общая схема установки впрыскивающих устройств;
б — изменение температуры пара; 1-3 — места установки пароохладителей и изме-
нение температуры пара в тракте пароперегревателя /пс; 4 — предельнодопустимая
температура металла поверхности; РП — радиационный перегреватель; КП — кон-
вективный перегреватель; fH.n, tn.n — температура.насыщенного и перегретого пара.
Пароохладитель можно устанавливать за пароперегревателем, в рас-
сечку между ступенями пароперегревателя, либо на стороне насыщенного
пара (рис. 7.11). При установке пароохладителя на выходе из него обеспечи-
вается надежное поддержание заданной температуры пара перед турбиной,
но металл пароперегревателя в его выходной части остается не защищен-
ным от высокой температуры пара, и потому такой метод применять нельзя.
Установка пароохладителя по остальным вариантам защищает металл па-
роперегревателя. Однако по мере удаления впрыскивающего устройства от
выхода из перегревателя возрастает инерционность регулирования и сни-
жается точность поддержания температуры.

7.4. Поддержание номинальной температуры пара
215
ВПР-1 1ВПР-2
ВРЧ
СРЧ
шп
' IH"
Г*"
( п
—<
i—i—i—>—-
НРЧ
U
КП-1
КП-2
-О
ЭК
£
ПР-3
-СИ
-о—
-о—Ж-
?!
РПК
Рис. 7.12. Схема расположения впрыскивающих пароохладителей в тракте прямо-
точного парового котла: ВПР — впрыскивающий пароохладитель; РПК — регулиру-
ющий питательный клапан.
Обычно для регулирования температуры пара используют не один,
а два-три пароохладителя, установленные между отдельными пакетами пе-
регревателя (рис. 7.12). Один из них устанавливают чаще всего перед шир-
мовым перегревателем ШП (или в рассечку его) для обеспечения надежной
работы металла этой сильно теплонапряженной поверхности. Этот впрыск
является наибольшим по воздействию — А/г/ = (0,5-0,6) ДДП<» его до-
полнительная задача состоит в стабилизации энтальпии пара на выходе из
радиационных поверхностей с учетом неравномерности тепловыделения по
стенам топки. Второй рекомендуется устанавливать перед конвективными
пакетами перегревателя — для стабилизации температуры пара после ширм.
На барабанных котлах обычно этот пароохладитель отсутствует, а на пря-
моточных при его установке тепло съем принимают Ahjj = (0, 2-0, 3) ДЛПо-
Последний пароохладитель является подрегулирующим, он устанавлива-
ется перед выходным пакетом перегревателя КП-2, имеющим небольшое

216
Глава 7
тепловосприятие по пару (120-200 кДж/кг). Его задача — окончательно ста-
билизировать температуру перегретого пара на выходе из котла. Расчетное
количество впрыскиваемой воды составляет (0,05 -г- 0,07)Z)„OM на прямо-
точных котлах и до 0,1 DH0M на барабанных.
Впрыскивающие пароохладители требовательны к качеству воды, ис-
пользуемой для впрыска. Прямоточные паровые котлы питают в основном
очищенным конденсатом и обессоленной добавочной водой, в связи с чем
их оборудуют впрыскивающими пароохладителями, использующими пита-
тельную воду. В барабанных паровых котлах при сильно минерализованной
питательной воде конденсат для впрыска получают в самом котле за счет
конденсации части насыщенного пара, отбираемого из барабана котла. Та-
кой способ получения качественной воды для впрыска называют схемой
впрыска собственного конденсата (рис. 7.13). Конденсация насыщенного
пара происходит за счет отвода теплоты к питательной воде, поступающей
затем в экономайзер. Установленный в нижней части конденсатора сбор-
ник выдает конденсат на впрыски в пароохладители, а избыток его через
линию перелива возвращается в барабан. Для увеличения перепада давле-
ния на впрыскивающем устройстве в этом случае рекомендуется защитную
рубашку выполнять в форме сопла Вентури, обеспечивающей в узком ее
сечении снижение статического давления пара (рис. .7.10, б).
Рис. 7.13. Схема регулирования перегрева пара впрыском собственного конденсата:
1 — барабан; 2 — линия перелива; 3 — конденсатор; 4 — сборник конденсата; 5 —
впрыскивающий пароохладитель; 6 — -экономайзер; 7 — регулятор температуры пара.
Паропаровой теплообменник. Для регулирования темпе-
ратуры промежуточного перегрева пара часто применяют теплообменники,
в которых некоторая доля теплоты пара высокого давления передается пару,
поступающему на вторичный перегрев. Их называют паропаровыми тепло-
обменниками (ППТО).

7.4. Поддержание номинальной температуры пара
217
1ВПР-1 1ВГ1Р
1 ППТО 1
ШП-L ШП-2 , ,
в ЦВД
кп
из ЦВД
вЦНД
Рис. 7.14. Схема включения ППТО в тракте котла СКД.
Первая часть пароперегревателя высокого давления, находящаяся до
ППТО, обладает в основном радиационной характеристикой, а промежу-
точный перегреватель является конвективным (рис. 7.14). При снижении
нагрузки на котле температура пара высокого давления после прохождения
радиационной части перегревателя перед ППТО будет несколько возрастать,
а в конвективном промежуточном перегревателе — снижаться. Изменение
тепловосприятия ППТО обеспечивается пропуском части вторичноперегре-
ваемого пара помимо ППТО через байпасную линию (Б) с регулирующим
клапаном. Если уменьшить расход пара через байпасную линию (увеличить
через ППТО), то температура пара в точке смешения за ППТО (или что
то же самое — перед конвективной поверхностью перегревателя) повысит-
ся, компенсируя снижение тепловосприятия конвективной поверхности при
пониженной нагрузке.
Секция паропарового теплообменника состоит из системы трубок
диаметром 25-35 мм, помещенных в коллектор диаметром 200-250 мм
(рис. 7.15). Для лучшей компенсации температурных удлинений трубной
системы и компактности устройства теплообменнику придают V-образную
форму. Внутри трубок движется пар высокого давления, а в объеме коллек-
тора между ними противотоком — пар промежуточного перегрева.
В мощных паровых котлах число параллельно включенных секций
ППТО достигает нескольких десятков. Диапазон регулирования темпера-
туры пара в ППТО составляет 30-40°С.
Паропаровые теплообменники можно рассматривать как часть поверх-
ности нагрева промежуточного пароперегревателя, так как через них всегда
проходит часть потока пара. По тракту вторичноперегреваемого пара их
устанавливают перед входом в конвективную поверхность.
7.4.2. Методы газового регулирования
Газовое регулирование применяют для поддержания требуемой тем-
пературы пара промежуточного перегрева путем догрева пара при пони-

218
Глава 7
от ЦВД
вППВ
Рис. 7.15. Типовая секция ППТО: 1 — корпус секции; 2 — регулирующий клапан:
3 — байпасная линия; 4 — дистанционирующее крепление; 5 — камера свежего пара
высокого давления; 6 — трубная доска; 7 — штуцер отвода вторичноперегретогс
пара; 8 — теплообменные трубки.
женной нагрузке. В этом случае конвективную поверхность устанавливают
таких размеров, чтобы при номинальной нагрузке она обеспечивала задан-
ную температуру пара. Газовое регулирование вызывает дополнительные
расходы энергии на тягу и увеличение потерь теплоты с уходящими газами.
Определенное влияние оказывает оно на температуру перегрева свежего
пара, что усложняет эксплуатацию.
Требуемую температуру промежуточного перегрева пара трудно обес-
печить только газовым регулированием, поэтому в мощных котлах этот
метод применяют совместно с паровым.
Рециркуляция продуктов сгорания. Она обеспечивает-
ся возвратом части газов Vpix из газохода после экономайзера с температу-
рой $рц = 350-450°С в топочную камеру (рис. 7.16, с?). Газы рециркуляции
вводят либо в кольцевой канал вокруг горелки, либо непосредственно в ко-
роб воздуха горелок. Поскольку абсолютное давление газов в топке выше,
чем в месте отбора их на рециркуляцию, подача газов в топку возможна
только специальным дымососом рециркуляции газов. В связи с этим воз-
растают общие собственные затраты энергии котлом на перекачку газов.
Кроме того, возврат части газов в топку увеличивает общий объем газов
в тракте от топки до места отбора газов и сопротивление этого тракта,

7.4. Поддержание номинальной температуры пара 219
к
°с
1 чХ
"Ч
\
X
V
,сл \v
Чп
г
^
%
. лп
4U
- QO
. on
zll
»_
a)
0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Dn
6)
Рис. 7.16. Организация рециркуляции дымовых газов в топку (топливо — мазут): а —
общая схема; б — изменение условной температуры вторичноперегретого пара ЙСп
от рециркуляции г при разных нагрузках котла; 1 — топка котла; 2 — газомазутные
горелки; 3,4 — конвективные поверхности основного и промежуточного паропере-
гревателей; 5 — экономайзерные поверхности; 6 — РВП; 7 — линия отбора газов на
рециркуляцию; 8 — дымосос рециркуляции газов; 9 — регулятор расхода; 10 — короб
горячего воздуха.
отчего дополнительно увеличиваются затраты энергии на тягу в основных
дымососах.
Доля рециркуляции газов
К
рц
' рц
v г.отб
(7.15)
где V"ot6 — удельный объем газов за местом их отбора на рециркуляцию,
м3/кг. Доля рециркуляции изменяется обычно от 0,05 до 0,4 (или от 5
До 40%) и увеличивается по мере снижения нагрузки, когда заметно умень-
шается тепловосприятие конвективных поверхностей промежуточного пе-
регревателя (рис 7.16,6).

220
Глава 7
В результате ввода рециркулирующих газов происходит снижение тем-
пературы горения в топке, уменьшение тепловосприятия топочных экра-
нов и увеличение тепловосприятия конвективных поверхностей (см. § 7.2).
В итоге в среднем 1% рециркуляции газов обеспечивает повышение темпе-
ратуры пара на 1,0-1,5°С.
Рециркуляцию дымовых газов в широком диапазоне применяют пре-
имущественно на газомазутных котлах, на которых ввод инертных газов
в зону горения практически не влияет на полноту сгорания топлива и по-
верхности которых не подвержены золовому износу при повышенной скоро-
сти газов в газоходах. При сжигании газа и особенно мазута обеспечивают
небольшую (5-10%) рециркуляцию газа даже при полной нагрузке, так как
снижение теплового потока на экраны топочной камеры оказывает поло-
жительную роль в отношении защиты экранов НРЧ от чрезмерно высоких
тепловых нагрузок.
Введение инертных газов рециркуляции в ядро факела при сжигании
твердых топлив допустимо только для реакционных топлив, в других случа-
ях это приводит к затягиванию горения и возможному росту потерь теплоты
с недожогом. Для шлакующих топлив рециркуляцию газов можно осуще-
ствить в верх топки. Ее цель — снижение температуры газов перед ширмами,
что уменьшает вероятность их шлакования.
Наличие рециркуляции газов приводит к некоторому повышению тем-
пературы уходящих газов (см. рис. 7.4) и, следовательно, потерь теплоты
с ними. При этом несколько возрастет расход топлива по сравнению с ре-
жимом без рециркуляции.
Байпасирование продуктов сгорания. Регулирование
температуры вторичноперегреваемого пара байпасированием продуктов
сгорания можно осуществить в двух вариантах: использованием холостого
газохода между пакетами пароперегревателя и перераспределением продук-
тов сгорания по параллельным заполненным газоходам (рис. 7.17), в одном
из которых расположена поверхность перегревателя (так называемый «рас-
щепленный газоход»).
Регулирование расхода продуктов сгорания можно осуществить газо-
выми заслонками (шиберами). При холостом газоходе в этом случае теплота
байпасируемых высокотемпературных газов не используется (рис. 7.17, я).
Более предпочтительным является применение газоходов, заполненных по-
верхностями нагрева (рис. 7.17,6). При этом регулирующие заслонки нахо-
дятся в зоне относительно низких температур и работают более надежно.
Еще лучше вариант без применения заслонок, а изменение расхода газов по
газоходам конвективной шахты обеспечивается дымососами (рис. 7.17, в).
Такой вариант применен на мощном котле для блока 800 МВт. Регулиро-
вание изменением расхода газов через поверхность предпочтительно для
применения при сжигании твердых топлив.

7.4. Поддержание номинальной температуры пара
221
Продукты сгорания
Продукты сгорания
1 j
г
{
3
' 1
щ
а)
J^
'ГЦ?
уэ^г
м
5@@
I
б)
Рис. 7.17. Схемы регулирования температуры пара байпасированием продуктов сго-
рания: а — через холостой газоход; б - распределением гзов по заполненным газохо-
дам: 1 — пакеты промежуточного перегревателя; 2 — экономайзер; 3 — регулирующая
заслонка; в — с разделением газоходов: I — промперегреватель; 2 — экономайзер;
3 -
основной воздухоподогреватель; 4 - иредвключенный воздухоподогреватель;
дымососы.

222
Глава 7
7.5. Загрязнение и абразивный износ конвективных
поверхностей нагрева
Поступающие вместе с топливом в зону горения минеральные примеси
подвергаются высокотемпературным физическим преобразованиям: часть
из них плавится и даже испаряется, другие в этих условиях образуют но-
вые эвтектические сплавы и соединяются в более крупные расплавленные
частицы, которые выпадают в нижнюю часть топки (холодную воронку)
в виде шлака. Основная масса мелких золовых частиц уносится из топки
с продуктами сгорания в виде летучей золы.
Характеристики плавления частиц золы. В составе
летучей золы имеются три группы частиц, отличающиеся химическим со-
ставом и физическим состоянием в зоне высоких температур.
Легкоплавкие соединения имеют температуру плавления 700-850°С.
Это в основном хлориды и сульфаты щелочных металлов (NaCl, СаСЬ,
Na2SC>4, MgCb, AL^SO^)- В зоне высоких температур ядра факела они
испаряются, а затем конденсируются на поверхности труб, так как темпе-
ратура чистой стенки всегда менее 700°С. Их количество в составе летучей
золы невелико (менее 1%).
Среднеплавкие компоненты золы с температурой плавления
900-1 100°С (FeS, FeO, Na2Si03, K2S04 и др) находятся в топке
в расплавленном состоянии, при контакте с поверхностью нагрева нали-
пают на нее и по мере снижения температуры застывают и цементируют
другие твердые частицы.
Тугоплавкими компонентами золы являются, как правило, оксиды ме-
таллов типа MeO (CaO, MgO, Ре20з), а также Si02, AI2O3 и др. Темпе-
ратура их плавления (1 600-2 800°С) превышает температуру газов в ядре
факела, поэтому они проходят зону горения без изменения своего состо-
яния, оставаясь твердыми. Ввиду малых размеров они уносятся потоком
газов и составляют основную массу летучей золы.
Плавкостные характеристики золы в топочной камере зависят от со-
отношения основных и кислых (по химическим свойствам) компонентов,
входящих в расплав. Количественно это соотношение характеризуют пока-
зателем кислотности расплава
Fe2Q3 + CaO + MgO + Na2Q + K2Q
i """ Si02 + AI2O3 + Ti02 ' (
При значении К > 1 шлаки являются основными по химическим свой-
ствам, а при К < 1 — кислыми. Последние относятся к так называемым
«длинным» шлакам с более медленным изменением вязкости при снижении
температуры, они более предпочтительны при организации жидкого шла-

7.5. Загрязнкыие и абразивный износ конвективных поверхностнй 223
к0удаления. В то же время при твердом шлакоудалении эти шлаки более
склонны к шлакованию экранов топки.
Летучая зола представляет собой эвтектические смеси компонентов
различной плавкости. В таких смесях тугоплавкие компоненты типа МеО
при их малом содержании в золе (5-20%) приводят к снижению температу-
ры расплавления эвтектической смеси (особенно это относится к окислам
FC2O3 и СаО при наличии в потоке SO2), что создает опасность шлакова-
ния конвективных поверхностей в горизонтальном газоходе. При содержа-
нии МеО в золе более 25%, а также при повышенном содержании А120з
и SiC>2 (более 65% по массе) температура плавления золовых частиц повы-
шается и шлакование не имеет места даже при повышенной температуре
потока газов.
Виды отложений на поверх-
ностях нагрева. По степени механиче-
ской прочности образующихся на поверхности
металла отложений они разделяются на сыпу-
чие, связанные рыхлые, прочные и сплавлен-
ные (шлаковые). Шлаковые отложения разви-
ваются в зоне температур газов 700 -f- 900° С
(рис. 7.18) и могут привести к перекрытию (за-
шлакованию) части газохода, что вызовет необ-
ходимость снижения нагрузки на котле вви-
ду ограничения тяги в результате резкого ро-
ста аэродинамического сопротивления газово-
го тракта котла.
В образовании связанных рыхлых и плот-
ных отложений участвуют щелочные соедине-
ния (К2О, Na20), а также сульфатные типа
Na2SC>4 и золовые фракции с повышенным со-
держанием оксидов железа. Характер плотных
отложений близок к показанному на рис. 7.18,
только в меньших масштабах, они развивают-
ся на поверхностях воздухоподогревателя при
сжигании мазута и температуре стенки ни-
же 200°С, где начинается конденсация на поверхности нагрева паров серной
кислоты совместно с влагой. При наличии силикатов натрия образуются
твердые, прочные, стеклоподобные наплавления на трубах.
На твердых топливах в этой зоне образуется слой рыхлых влажных
°тложений, содержащих золовые частицы различного состава.
В зоне относительно низких температур газового потока — менее
600 ~ 700°С и до температур «холодной части» воздухоподогревателя -
наиболее распространены при сжигании твердых топлив сыпучие оппо-
Рис. 7.18. Характер золового
заноса поперечно обтекаемо-
го низкотемпературного пуч-
ка с шахматным расположе-
нием труб при сжигании ма-
зута.

224
Глава 7
жения. Они имеют слабую механическую связь с поверхностью и между
собой и легко удаляются при встряхивании или прямом ударе по участку от-
ложений. Кроме аэродинамических факторов, приводящих к набрасыванию
частиц золы на поверхности труб, в переносе мелких фракций золы участ-
вуют электростатические силы (за счет разного электростатического заряда
поверхности трубы и частички золы), а также силы термофореза (движение
частиц из горячего потока к более холодной поверхности трубы).
w ~ 18 м/с
w ~ 11 м/с
w~5 м/с
Рис. 7.19. Загрязнение труб сыпучими отложениями при разных скоростях движения
газов.
Сыпучие отложения преимущественно образуются на тыльной стороне
трубы по отношению к направлению движения газового потока, в зоне
вихрей в следе за трубой (рис. 7.19) и сильно зависят от скорости пото-
ка., На лобовой стороне заметные сыпучие отложения появляются лишь
при малых скоростях набегающего потока (менее 5-6 м/с) или при на-
личии в потоке очень тонкой летучей золы (при жидком шлакоудалении
в топке).
Интенсивность образования сыпучих, отложений сильно зависит от
фракционного состава золы. Крупные фракции золы размером свыше
30 мкм обладают достаточно большой кинетической энергией при движе-
нии около трубы и разрушают нарастающие отложения. В таких случаях
отложения оказываются незначительными. В длительной эксплуатации при
постоянном контакте отложений с газовым потоком может происходить свя-
зывание (спекание) частиц между собой за счет сульфатных соединений Na
и К, поэтому желательно систематическое удаление таких отложений.
Сыпучие и другие виды загрязнений поверхности труб ухудшают теп-
лообмен с газовым потоком и снижают эффективность ее работы. Оценку
тепловой эффективности поверхности нагрева производят через приведен-

7.5. Загрязнение и абразивный износ конвективных поверхностей 225
ный коэффициент загрязнения, §, (м2-К)/Вт:
6 =
V
(7.17)
где 53, Л3 — средняя условная толщина слоя отложений по периметру тру-
бы, м, и теплопроводность золового слоя, Вт/(м-К).
Изменение коэффициента загрязнения £3 в разных условиях эксплуата-
ции позволяет оценить изменение размера отложений, т. е. установить влия-
ние режимных факторов на характер отложений. Значение коэффициента £3
получают при испытаниях путем сравнения реального тепловосприятия по-
верхности с теоретическим при совершенно чистых трубах.
м2К
5,0
4,0
3,0
2,0
1.0
i еЛО ~
ч
S/
л
Вт
^
"2
м К
0 2 4 6 8 10 г
а)
10 12 14 16 w, м/с
б)
Рис. 7.20. Изменение коэффициента загрязнения труб £ в зависимости от концен-
трации золы в потоке и ее крупности (трубы d — 38 мм, S\/d = 5г/й = 2): а —
в зависимости от времени работы; б — в зависимости от скорости потока; 1 — кон-
центрация золы 21 г/м3; 2
крупная зола.
то же при концентрации 7 г/м1; 3 — мелкая зола; 4 —
Как следует из результатов испытаний (рис. 7.20), загрязнение труб от-
ложениями летучей золы мало зависит от концентрации ее в потоке дымо-
вых газов. Разница в загрязнениях наблюдается только в первые часы рабо-
ты до установления динамического равновесия. Более интенсивное загряз-
нение труб (более высокое значение коэффициента £э) имеет место в случае
присутствия в потоке тонких фракций золы. Во всех случаях с увеличением
скорости потока загрязнения труб сыпучими отложениями уменьшаются,
Котельные установки

226 ' Глава 7
что связано с ростом кинетической энергии частиц и разрушением образу-
ющихся отложений более крупными частицами.
Большое влияние на степень загрязнения поверхности оказывают тип
пучка труб (шахматный или коридорный) и продольный шаг труб $2 в шах-
матном пучке. При равных прочих условиях (скорость газов, диаметр труб)
коэффициент загрязнения коридорного пучка в 1,7-3,5 раза больше, чем
шахматного (рис. 7.21). С уменьшением продольного шага труб $2 (уплот-
нение пучка труб) загрязнение существенно уменьшается. Загрязнение груб
существенно возрастает при низких скоростях газового потока, поэтому
скорости газов в поверхностях менее 3-4 м/с не допускаются, а с учетом
рабочего диапазона нагрузок котла (до 0,5 DH0M) скорости газов при номи-
нальной нагрузке принимаются не ниже 6 м/с для поперечно омываемых
пучков труб и не менее 8 м/с — для продольного тока газов в поверхностях
воздухоподогревателей.
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0 5 6 7 8 9 10 .11 12 13 14 w, м/с
Рис. 7.21. Сравнение коэффициентов загрязнения различных пучков труб.
Абразивный износ поверхностей нагрева. Сущ-
ность абразивного износа заключается в том, что крупные частицы золы,
обладающие достаточной твердостью и остротой граней, при ударах о стен-
ку трубы непрерывно срезают с поверхности микроскопически малые слои
оксида металла, постепенно уменьшая в этом месте толщину стенки трубы
(рис. 7.22). Частицы несгоревшего топлива (чаще у антрацитов и полуан-
трацитов) также вызывают истирание поверхности.
€,Ю
Вт

7.5. Загрязнение и абразивный износ конвективных поверхностей 22:
а)
б)
Рис. 7.22. Места и характер абразивного износа труб: а — места абразивного износа
трубы поперечным набегающим потоком газов; б — упрощенная схема срезания
частицами золы металла с поверхности трубы; 1 — место износа металла трубы.
Таким образом, золовой износ прежде всего определяется абразивно-
стью частиц золы. Последняя прежде всего зависит от содержания SiC>2
в золе и заметно увеличивается, когда SiC>2 > 60%. Так, например, сильно
абразивными свойствами обладает зола экибастузского каменного угля, так
как в ее составе содержание Si02 > 80%.
Интенсивность износа также зависит от общего количества золы в топ-
ливе, т.е. от Ар, и определяется концентрацией частиц золы в газовом по-
токе, г/м3:
_ ЮЛРоун 273 пт
Мзл - Т? ото , „о <-7Л8)
VT
273 + <дТ
или в безразмерном виде
А" а
Мзл =
ун
(100 GT)
(7.19)
Здесь Vv — объем газов при сжигании 1 кг топлива, м3/кг; аун — доля золы,
Уносимая из топки с газовым потоком; Gr — масса дымовых газов, кг/кг
топлива:
Gr - 1 - 0,01 Ар + 1,306а VB°
(7.20)
Абразивный износ более сильно проявляется в зоне температур газов ни-
>кс С00°С; когда частицы теряют поверхностную пластичность и становятся
Твердыми, т. е. в верхней части конвективной шахты. Интенсивность износа

228
ГЛЛВА 7
неравномерна как по сечению газохода, так и по периметру труб. При входе
в конвективную шахту из горизонтального газохода газы имеют разворот
на 90°С, в результате чего наиболее грубые фракции золы отбрасываются
к задней стене шахты и имеют там повышенную концентрацию.
При поперечном обтекании трубы наибольшему износу подвергаются
боковые ее стенки под углом 30-50°С, где обтекающий трубу поток прохо-
дит по касательной к поверхности (рис. 7.22). Коридорные пучки подверга-
ются существенно меньшему износу, так как по ходу газов трубы находятся
в аэродинамической тени первой (лобовой) трубы, на которую к тому же
поток газов набегает с более низкой скоростью (из свободного газохода),
чем скорость газов в межтрубном пространстве пучка.
Интенсивность износа определяется:
1) кинетической энергией отдельных частиц золы, которая зависит от
квадрата скорости газов — w*;
2) количеством частиц, проходящих у поверхности в единицу времени,
которое зависит от концентрации частиц в потоке газов /хзл и является
возрастающей функцией от скорости wT\
3) неравномерностью концентраций золы в потоке fcM и скоростей газов
в сечении kw\
4) плотностью расположения труб в поперечноомываемом пучке, что
определяет торможение частиц при контакте с поверхностью и умень-
шение их скорости в следующем ряду труб, по сравнению со скоростью
газов.
В итоге интенсивность износа, I мм/год, зависит в третьей степени от
скорости газов:
1НЗ - 0,028а7п^^л(^гог)3(^^)1,8гр • R%6, (7.21)
где а — коэффициент абразивности золы, мм-с3/(г-ч); т — относительный
показатель износоустойчивости труб, зависящий от химического состава
стали; тр — время эксплуатации поверхности, ч/год. На входе в конвектив-
ную шахту при П-образной компоновке котла коэффициенты неравномерно-
сти концентраций золы и скоростей газов имеют следующие значения: kfI =
= 1,2-1, 25 и hw — 1, 25 ~ 1,3. Допустимым считается износ стенки трубы
1,п = 0,2 мм/год из расчета нормальной работы трубы не менее 10 лет (тр =
= 60-70 тыс.час). Максимально допустимая по условиям износа скорость
газов в первом ряду конвективного пакета верхней части шахты, wm м/с,

7.6. Коррозия поверхностей нагрева
229
определяется из (7.21) и для шахматного пучка труб при относительном
шаге труб S\/d = 2,5 составляет:
Топливо wvl3, м/с Топливо wm, м/с
Экибастузский уголь 7,0 Кизеловский уголь 10,5
Подмосковный уголь 9,0 . Антрацит марки АШ 11,5
Челябинский уголь 10,0 Донецкий уголь марки Т 12,0
Рабочие скорости газов в пакете должны быть меньше максимальных.
При опасности абразивного износа труб поверхности принимают меры для
их защиты. Активными являются способы общего уменьшения скоростей
(при конструировании) и выравнивания их в сечении газохода (аэродинами-
ческие устройства, исключение свободных газовых коридоров). Методами
пассивной локальной защиты являются накладки сверху на всю длину тру-
бы полуцилиндрических сменных манжет, наплавка прутков с двух сторон
трубы в зоне наибольшего износа, установка на входе в трубы воздухопо-
догревателя внутренних цилиндрических вставок длиной не бодее 10dBH.
7.6. Коррозия поверхностей нагрева
В данном разделе рассматривается наружная коррозия экранов топки
и труб конвективных поверхностей под воздействием химически агрессив-
ных веществ газового потока.
7.6.1. Высокотемпературная коррозия
Под термином высокотемпературная коррозия понимается коррози-
онное разрушение металла труб поверхностей нагрева, соприкасающихся
с продуктами сгорания высокой температуры (дг > 700°С). Сюда относятся
два вида коррозии металла, происходящие в разных зонах котла и имеющие
различный химический характер. Одним из них является коррозия экра-
нов топочной камеры в зоне расположения ядра, определяемая контактом
сернистых газов с металлом труб. Другой характеризуется коррозией труб
пароперегревателей и разрушением элементов их креплений за счет при-
сутствия в газовом потоке окислов ванадия.
Наружная коррозия труб экранов. Этот вид коррозии
возникает при сжигании топлив с малым выходом летучих и сернистого
мазута и связан с образованием вблизи поверхности труб экранов замет-
ной концентрации сероводорода H2S. Коррозия развивается интенсивно на
Уровне расположения горелок в зоне экранов, которые непосредственно
омываются расширяющейся струей по выходе из горелки (рис. 7.23,а).
Скорость коррозионного разрушения металла лобовой части труб при
неблагоприятных условиях может составить 3-4 мм/год, т. е. трубы экранов

230
Глава 7
г) ;. L i L/2
t I- 4-—-—H
Рис. 7.23. Наружная коррозия экранных труб и ее ограничение: а — зона активной
коррозии при фронтовой компоновке горелок; б — характер коррозии труб; в —
удаление горелок от боковых стен; г — разворот горелок к центру топки; 1 — зона
активной коррозии труб; 2 — место износа металла; 3 — направление движения
газов.
в этой зоне выходят из строя менее чем через год (при толщине стенки 5-
6 мм допустимое локальное уменьшение толщины составляет 2 мм). Износ
труб имеет вид «спиливания» лобовой части стенки трубы (рис. 7.23,6).
Исследованиями установлено, что неблагоприятными условиями явля-
ется локальное снижение коэффициента избытка воздуха в пылевоздушой
струе алок < 0, 7 при быстром росте температуры струи по мере удаления се
от амбразуры горелки. В процессе выхода летучих веществ из частиц топ-

7.6. Коррозия поверхностей нагрева
231
лива в газовой среде накапливаются горючие вещества НЬ, СО, СЩ. При
высокой температуре в газообразные соединения переходят 70-80% Sp топ-
лива. Нехватка кислорода приводит к тому, что при наличии свободных Н2
и S2 в газовой среде протекает реакция
S2 + 2H2 -> 2Н25. (7.22)
Даже при незначительных объемных концентрациях HbS у поверхности
экранов (0,04-0,07%) скорость коррозии металла возрастает в 5-10 раз по
сравнению с допустимой при содержании H2S=0,01%. Первичным продук-
том реакции H2S с металлом труб является сульфид железа FeS, который
затем преобразуется в порошкообразные сульфаты. Последние легко сдува-
ются (удаляются) с поверхности, давая возможность дальнейшему развитию
процесса окисления.
Для исключения коррозионного разрушения экранов необходимо обес-
печить равномерную раздачу топлива и воздуха по горелкам так, чтобы
в каждой из них постоянно имел место избыток воздуха больше единицы.
Неравномерностью такой раздачи особенно «грешат» крайние горелки. Кро-
ме того, следует исключить прямой удар пылевоздушной струи из горелки
в боковой экран на близком расстоянии от амбразуры. Для этого отодвигают
крайние горелки от стен на большее расстояние (близкое к межгорелочно-
му) и развертывает их оси на 5-10° к центру топки (рис. 7.23, в, г).
Коррозия пакетов пароперегревателей. Второй вид
коррозии связан с окислением труб и крепежных деталей пароперегрева-
телей, когда температура металла превышает 610-620°С. Этот тип кор-
розии определяется участием оксидов ванадия и называется ванадиевой
коррозией. Она проявляет себя при сжигании мазутов, зола которых со-
держит оксид V2O4. В процессе горения углеводородов V2O4 окисляется
до V2O5 и с участием других компонентов газовой среды образует вана-
даты — 5V2Q5-Na20-V204 — и при наличии серы в топливе — пиросуль-
фаты натрия — Na2S207, имеющие температуру плавления около 600°С.
На поверхности труб или крепежных деталей при £ст > 610°С они образу-
ют жидкую пленку, обладающую высокой окислительной способностью по
отношению к сталям разного типа (углеродистой, легированной, аустенит-
ной).
Снижение избытка воздуха в зоне горения, введение в зону горения ще-
лочных присадок (жидких типа водного раствора MgCl, твердых — в форме
порошка магнезита и доломита), хотя и дает определенный эффект, но не
приводит к кардинальному подавлению ванадиевой коррозии. Радикальным
средством предупреждения коррозии могла бы быть очистка сжигаемого ма-
зута от примесей ванадия и натрия, но такая нефтепереработка довольно до-
рогая и потребует строительства специальных заводов. Поэтому кардиналь-
ным решением этой проблемы для паровых котлов, сжигающих мазут, яви-

232
Глава 7
лось понижение температуры перегретого пара (основного и промежуточно-
го перегревателей) до 545°С, хотя при этом снижается термодинамический
КПД цикла перегретого пара. Но зато в эксплуатационных условиях (с уче-
том температурных разверок) температура металла труб пароперегревателя
не достигает 600°С и коррозии могут подвергаться лишь крепежные кон-
струкции «горячих» пакетов, которые выносят за пределы газохода. В кон-
вективной шахте котла, где часто располагаются выходные «горячие» паке-
ты пароперегревателя из горизонтальных змеевиков, широко используются
так называемые подвесные трубы, охлаждаемые водой или слабопе-
регретым паром в качестве крепежных элементов, что исключает их корро-
зию. При сжигании других видов топлив этот тип коррозии не имеет места.
7.6.2. Низкотемпературная коррозия
К этому виду коррозии относят разрушение металла поверхностей воз-
духоподогревателей, находящихся в области наиболее низких температур
как газов, так и рабочей среды (воздуха).
По своему характеру — это сернокислотная коррозия. Определяющим
фактором интенсивной низкотемпературной коррозии является наличие
в потоке дымовых газов паров серной кислоты H2SO4. При горении серы
топлива в зоне ядра факела образуется диоксид серы SO2. В дальнейшем
при наличии некоторого избытка воздуха SO2 частично доокисляется в SO3
атомарным кислородом О", образующимся в высокотемпературной зоне фа-
кела и избыточным количеством молекулярного кислорода в зоне горения.
Трехокись серы SO3 может разлагаться, но только при весьма высоких тем-
пературах. Общий процесс образования и разложения SO3 в зоне факела
можно выразить следующим образом:
S02 -f О" -^ S03 -^ S02 + 1/2 02, (7.23)
где к\ и &2 — константы скорости прямой и обратной реакций, при этом
в зоне ядра факела к\ > А^- В итоге на границе ядра факела образуется
заметная концентрация SO3, которая после завершения горения снижает-
ся в результате постепенного разложения SOs в зоне высоких температур
газов.
Однако по мере снижения температуры газов этот процесс тормозится
и практически прекращается при д{ = 1 200 -г-1 250°С. Чем быстрее проис-
ходит охлаждение газов, тем выше будет остаточная концентрация S03.
В общем виде уровень концентрации S03 в продуктах сгорания на
выходе из топки, по данным Внукова А. К., можно выразить следующей
эмпирической зависимостью:
S03-AVw(S'TO?yVl
(7.24)

7.6. Коррозия поверхностей нагрева
233
где Кп, Кт — коэффициенты, учитывающие конструкцию топочного устрой-
ства (факельная открытая или с вихревым предтопком, с твердым или жид-
ким шлакоудалением) и вид сжигаемого топлива; О2 — содержание избы-
точного кислорода в продуктах сгорания, %; qy — тепловое напряжение
топочного объема, кВт/м3. Значения показателей степени n, га, I близки
к единице.
При дальнейшем прохождении газами конвективных поверхностей на-
грева может происходить увеличение концентрации SO3 за счет окисле-
ния SO2 в потоке газов остаточным содержания кислорода. Катализаторами
процесса доокисления SO2 в SO3 являются отложения на поверхностях
нагрева, в том числе сульфаты железа и сажевые частицы. В итоге содержа-
ние SO3 в газах составляет 1-5% количества SO2 или 0,002-0,010% полного
объема газов.
В зоне температур газов ниже 500°С начинается образование паров
серной кислоты за счет реакции SO3 с водяными парами, находящимися
в газовом потоке. Этот процесс завершается при температуре около 250°С.
Коррозия поверхности нагрева может начаться при условии, если тем-
пература стенки и пристенного пограничного слоя окажется ниже темпера-
туры конденсации паров влаги или паров серной кислоты, соответствующей
их парциальному давлению в газах.
Температура, при которой начинается конденсация влаги на поверхно-
сти, называется термодинамической температурой росы (точка росы) £т>р.
Температура росы чистых водяных паров при их парциальном давлении
в продуктах сгорания рн2о = 0,01 -г 0,015 МПа составляет £тр = 45-г 54°С.
При наличии в потоке газов паров серной кислоты температура конденсации
(сернокислотная точка росы tsv) значительно увеличивается и может дости-
гать 140-160°С. Оценочно ее можно определить по формуле (для сжигания
МаЗУТа) пв/АП0,5
tsp = tT.p + 250(5П • 02)°'5 (|у , , (7.25)
где 5П = SP/QP — приведенная сернистость топлива, %-кг/МДж; Оо =
= 21(а — 1)/а — концентрация избыточного кислорода в газовом потоке, %,
принимается по состоянию на выходе из топки; qj — тепловое напряжение
сечения топочной камеры, МВт/м2.
С увеличением содержания серы в топливе и избытка воздуха аТ воз-
растает образование SO3 в потоке газов, что ведет к росту температуры
росы.
Агрессивность дымовых газов твердых топлив, по данным ВТИ, опре-
деляется соотношением содержания в них серы Sp к содержанию золы Ар
и при доле щелочных соединений: !H=CaO+MgO+Na20+K20, % выража-
ется комплексом
Кщ= {Автору (7-26)

234
Глава 7
Расчеты по (7.26) показывают, что высокой сернокислотной агрессивно
стью обладают кизеловский каменный уголь (Sp — б, 1%, Кщ = 0,38), под
московный бурый уголь (Sp = 4,0%, Кщ = 0,16); донецкий уголь марки I
(Sp = 3,0%, Кщ = 0,11). Однако наибольшей агрессивностью обладаем
сернистый мазут, для которого расчет по (7.26) дает Кщ = 2, 62.
Температура точки росы продуктов сгорания твердых топлив определя
ется наличием серы в топливе, влияние которой ослабляется присутствие!*
в потоке газов летучей золы:
п\0,33
<т.р +
201(5")
1,23ау,,,л"
(7.27
где аун — доля летучей золы; Ап = Ap/Qf{ — приведенная зольность топлива
%-кг/МДж. Как видно из (7.27), с увеличением зольности топлива точк*
росы дымовых газов снижается. При избытках воздуха ат ^ 1,1 изменение
концентрации SO3 от Ог незначительно, поэтому значение СЬ прямо ж
учитывается в (7.27).
300
250
200
150
100
50
{t, °С
1
1
1
♦ /1
BsSiJi
\SS£^-
Ss^
Т
i
i
20
40
60
80
100Н,SO,, %
Рис. 7.24. Фазовое равновесие системы H2O-H2SO4 при различных давлениях.
На рис. 7.24 приведена диаграмма фазового равновесия жидкости и па-
ра двухкомпонентной системы НЬО и H2SO4 при различных парциальных
давлениях водяных паров. Нижняя ветвь кривых при р = const характери-

7.6. Коррозия поверхностей нагрева 235
зует зависимость температуры кипения водного раствора серной кислоты
от ее концентрации, а верхняя — температуру начала конденсации (точ-
ку росы) парового раствора. Видно, что даже незначительное содержание
паров H2SO4 в дымовых газах (левая пунктирная линия) резко повышает
температуру начала конденсации, при этом образующаяся пленка жидкости
на стенке имеет высокую концентрацию серной кислоты (около 80%).
80 100 120 /°С 70 90 110 130 150 tCT,°C
а) ' б)
Рис. 7.25. Скорость коррозии металла от температуры стенки при разных видах
сжигания топлива: а — при сжигании мазута и разных избытках воздуха для РВП;
1 — при ат ^ 1,02; 2-4 — при ат = 1,03 — 1, 05; 5 — при ат ^ 1,1; б — при сжигании
твердого топлива; 1 — для трубчатого воздухоподогревателя; 2 — для РВП.
На рис. 7.25 приведены две характерные кривые для низкотемператур-
ных поверхностей нагрева, показывающие изменение скорости коррозии Кк
при разных температурах металла поверхности и значениях ат в условиях
контакта металла с газами. Как видно, скорость коррозии в зависимости
0т температуры стенки £ст крайне неравномерна (рис. 7.25, а). При сниже-
нии tCT ниже температуры точки росы (около 145°С) вначале коррозия резко
взрастает, достигая максимума при tCT — 105 -Ь 110°С, затем происходит
ГлУбокий спад скорости коррозии до значения tCT — 65 — 90°С. Скорость
КоРрозии пропорциональна скорости конденсации паров влаги и серной
кислоты (она возрастает с уменьшением fcr). В то же время интенсивность

236
Глава 7
коррозии зависит от процентного содержания H2SO4 в конденсирующей-
ся пленке на поверхности металла. При более низкой температуре (ни-
же 110° С) в пленке растет масса влаги и снижается доля серной кислоты.
Скорость коррозии металла в наиболее опасной зоне температур
100 -г- 110°С существенно снижается при уменьшении избытка воздуха
в продуктах сгорания (рис. 7.25,а, кривая 2), что связано с резким умень-
шением образования SO3 в потоке газов. В том же направлении изменяется
скорость коррозии, если уменьшить содержание серы в топливе.
Для исключения низкотемпературной коррозии необходимо иметь
£ст ^ tp + (Ю -г 15)°С, однако это экономически оправдано лишь при сжи-
гании малосернистых мазутов и сернистых твердых топлив, у которых t8p
не превышает 110°С. В других случаях при высоком значении tCJ тем-
пература уходящих газов будет чрезмерно велика, значительно возрастут
потери с уходящими газами. Для исключения заметного роста потерь ^2
допускают в воздухоподогревателе невысокую скорость коррозии (не бо-
лее 0,2 мм/год), обеспечив за счет предварительного подогрева воздуха на
входе в воздухоподогреватель соответствующую температуру стенки. Так,
при сжигании сернистых мазутов допускается tCT = 120°С, что увеличивает
рабочую кампанию холодного слоя РВП до четырех лет. Однако при этом
несколько повышается температура уходящих газов и снижается КПД котла.
Изменение температуры уходящих газов А^ух при повышении температуры
поступающего воздуха At'Bn связано следующей зависимостью:
Д0ух = О,7ДС (7-28)
Так, при подогреве воздуха на входе РВП с 50° С до 90°С температура уходя-
щих газов повысится на Д$ух = 0,7 • 40 = 28°С, что снизит экономичность
котла примерно на Аг}к — 1,1%.
7.7. Сокращение вредных выбросов в окружающую среду
режимными методами
Принципиально существует несколько разных подходов к решению за-
дачи уменьшения выбросов вредных веществ с дымовыми газами в атмо-
сферу. Их можно разделить на следующие три группы:
— удаление вредных компонентов из топлива путем комплексной его пе-
реработки перед сжиганием в котле;
— непосредственное воздействие на механизм образования вредных ве-
ществ в процессе сжигания исходного натурального топлива в топоч-
ной камере;
— очистка продуктов сгорания топлива (уходящих дымовых газов) от при-
сутствующих в них вредных соединений.

7.7. Сокращение вредных выбросов в окружающую среду 237
Наибольший эффект, конечно, может дать комплексное применение
разных методов, но при этом надо учитывать, что все они требуют значи-
тельных дополнительных затрат и тем больших, чем глубже очистка с при-
менением сочетания разных методов.
К числу вредных выбросов электростанций, которые возможно умень-
шить правильной организацией режима сжигания топлива, относятся глав-
ным образом оксиды азота, полициклические углеводороды (в том числе
бензапирены) и триоксид серы SO3.
i
1 Ъ.Г\Г\
IOUU
1ППП
1UUU
с^ПП
оии
м
/
/^
^^
•77
Х&
777
у.
7т/
к
/1
л\\
А\\\
ш
згш
1 Кич
II 1 ' J 1 Ч
ШЩ -
500 1000 1500 2000 2500
Т., К
Рис. 7.26. Зоны образования оксидов азота при сжигании топлив: 1 — термические
оксиды; 2 — топливные оксиды; 3 — быстрые оксиды.
Наибольшую зону загрязнения воздушного бассейна от выбросов ТЭС
составляют оксиды азота, которые по характеру образования разделяются
на топливные, быстрые и термические (рис. 7.26).
Образование топливных NOTJI и быстрых NO5 оксидов азота проис-
ходит на начальной стадии горения. Топливные NO771 образуются за счет
азота топлива, NP, в результате его преобразования при нагреве в активные
Радикалы NH3, HCN в процессе выхода летучих веществ в области темпе-
ратур 600-1 120°С и при локальных избытках воздуха алок > 1 происходят
Реакции:
NH3 + 02
HCN + 02
>NO
► ОН
-н2о
- СО + NO.
(7.29)

238
Глава 7
Быстрые NO6 образуются за счет разложения углеводородных соединений
топлива, в результате чего в корневой части факела накапливаются ради-
калы CN, HCN и при наличии некоторого количества кислорода также
происходит образование N0. Максимальное значение N0 имеет место при
^лок = 0,7-0,8 и в области температур 930-1 250°С.
Наиболее массовый выход NOx имеет место в области ядра факела при
температурах Тф > 1800°К (~ 1 530°С) за счет прямого окисления азота
воздуха атомарным кислородом:
N2 + О" -> N0 - 316,9 кДж/моль. (7.30)
Этот путь образования NOx называют термическим.
Основными способами подавления образования оксидов азота в топках
котлов являются следующие:
1. Уменьшение избытка воздуха в зоне горения до минимального по
условиям полного сгорания топлива.
2. Применение ступенчатого сжигания топлива, при котором в одну
группу горелок (в нижний ярус или в горелки одной стены топки) подается
основная масса топлива при избытке воздуха меньше единицы, а в дру-
гую группу (верхний ярус горелок или противоположную группу горелок)
поступает остаток топлива и воздуха со значением а > 1.
З.4 Рециркуляция дымовых газов с температурой 350-400°С в топку,
что обеспечивает снижение температурного уровня в зоне горения и кон-
центрации горючих веществ и окислителя за счет разведения горючей смеси
инертными газами.
4. Ввод в зоны активного образования оксидов азота струи пара или
воды для локального снижения уровня температуры и создания химических
реакций, препятствующих образованию вредных соединений.
5. Создание горелок двухступенчатого сжигания с созданием времен-
ного недостатка воздуха в зоне образования быстрых и топливных оксидов
азота.
Характерная зависимость образования оксидов азота от избытка возду-
ха в зоне горения при сжигании природного газа показана на рис. 7.27. При-
ближение избытка воздуха к единице и менее обеспечивает низкий уровень
выхода NOx, но при этом в разных зонах топки возникает недожог топлива
и, что особенно опасно, резко растет концентрация бенз(а)пирена. Переход
на значительный избыток воздуха также ведет к снижению выхода NOx
за счет снижения температурного уровня реакций, но эксплуатация котлов
с такими высокими избытками воздуха не экономична.
Более эффективным способом снижения выхода NOx является ступен-
чатое сжигание. На рис. 7.28 показан пример снижения выхода NOx при
сжигании природного газа и переходе с одноступенчатого на двухступен-
чатое сжигание, используя двухъярусное расположение горелок. В первой

7.7 Сокращение вредных выбросов в окружающую среду 239
ANOx, мг/м,{
0,8 1,0 1,2 1,4
Рис. 7.27. Зависимость образования оксидов азота от избытка воздуха в зоне горения
ври сжигании природного газа.
ступени сжигания обеспечивают избыток воздуха а = 0, 75-0,85, при этом
не происходит полного сгорания топлива. Кроме снижения уровня темпера-
туры в зоне горения, здесь создаются условия для восстановления оксидов
азота при их контакте с раскаленным углеродом или промежуточными про-
дуктами при нехватке кислорода:
2NO + C->2CO + N2,
2NO + 2СО -> 2С02 + N2, (7.31)
2NO + СН2 -> СО + Н20 + N2.
В результате выход NOx в первой зоне резко сокращается. Во второй зоне
при избытке воздуха больше единицы температура газов уже не достигает
Уровня активного образования термических оксидов.
Организация рециркуляции газов в топку показана на рис. 7.29. Вли-
яние рециркуляции наиболее значительно при вводе продуктов сгорания
в воздуховоды перед горелками, .когда они в смеси с горячим воздухом
поступают в топку (рис. 7.29,5).
Надо отметить, что наибольший эффект снижения концентрации NOx
в продуктах сгорания достигается при доле рециркуляции грц - 0, 2-0, 3
(^0-30%). Дальнейшее увеличение грц при сжигании газа и мазута ведет

240
Глава 7
Рис. 7.28. Изменение концентрации оксидов азота на выходе из зоны активного го-
рения при одно- и двухступенчатом сжигании природного газа: 1 — одноступенчатое
сжигание при агор = а\ = 1,05; 2 — двухступенчатое сжигание с разным избытком
воздуха в подзонах горения.
к затягиванию горения и появлению недожога топлива. К тому же мак-
симальное подавление образования NOx требуется при номинальной или
близкой к ней нагрузке, когда ввод заметного количества газов рециркуля-
ции сильно увеличивает скорость газов и аэродинамическое сопротивление
газового тракта.
Частичный эффект снижения образования NOx создают горелки
двухступенчатого сжигания (ГДС). Принцип их работы основан на том
(рис. 7.30), что вторичный поток воздуха участвует в дожигании топлива
на более поздней стадии. Таким образом, прогрев топлива, выход летучих
и разложение сложных углеводородных соединений топлива происходит
в зоне с а < 1. Это обеспечивает снижение образования топливных и бы-
стрых NOx в начальной части факела и понижение максимальной темпера-
туры горения.
Наиболее глубокое подавление образования оксидов азота возможно
при сочетании разных способов. Так, например, организация ступенчатого

7.8. Примеры и контрольные вопросы
241
%
100
90
80
70
60
50
!№ЗЬ Ш0%
N1
1
2
чз
4
0 10 20 30 г, %
б)
Рис. 7.29. Влияние степени рециркуляции газов на выход оксидов азота а — общая
схема рециркуляции газов: б — относительное изменение концентрации NOx от
доли рециркуляции газов; 1 — без рециркуляции; 2 — ввод рециркуляции через
сопла боковых стен; 3 — то же под работающие горелки; 4 — то же непосредственно
в горелки (внутренний канал для газов рециркуляции).
сжигания в топке может сопровождаться частичной рециркуляцией газов.
При сжигании газа и мазута удачным является сочетание впрыска воды
с рециркуляцией газов, причем при высокой нагрузке котла целесообразно
использование впрыска воды в зону горения (0,5-0,6% от расхода перегре-
того пара), а при более низкой нагрузке — усиление рециркуляции газов.
Конструктивно обеспечение впрыска воды значительно дешевле, чем ре-
Циркуляция газов, но при этом способе ниже КПД котла за счет увеличения
потерь с уходящими газами (рост объема водяных паров в газах).
7.8. Примеры и контрольные вопросы
7.8.1. Примеры
1. Котел переведен на сжигание абразивного подмосковного бурого
Угля. Какой ожидается интенсивность износа металла труб пакета проме-
жуточного пароперегревателя в верхней части конвективной шахты при
характеристике пакета Si x d = 140 х 45 мм, средней скорости газов в па-
Кете 7,8 м/с и температуре газов 750°С.

242
Глава 7
а)
Рис. 7.30. Горелки двухступенчатого сжигания: а — для твердого топлива; б — для
природного газа; 1 — ввод аэропыли; 2 — зона горения с а ^ 1; 3 — зона дожигания;
4 — завихривающие лопатки; 5 — газовая кольцевая камера; I, II, III — соответственно
подача первичного, вторичного и третичного воздуха; Г — подвод газа.
Решение: (
Расчетный объем газов в пакете промперегревателя при апе = 1,23
составляет: Vr = Vr° + (а - 1)VB° = 3,29 + (1,23 - 1)2,68 = 3,9 м3/кг.
Концентрация золы в потоке газов по (7.18):
_ 10-28,6-0,95 273
= 18,6г/м3.
3,9 273 + 750.
Примем тр = 6 500 ч/год, коэффициент абразивности золы бурого угля
а — 14,0 • 10~9, относительная износоустойчивость металла m = 0,7, ко-
эффициенты кц = 1,2 и kw = 1,25; значение Лдо = 45%. Тогда, по (7.21),
максимальная интенсивность износа составит:
1ИЗ = 0,028 • 14,0 • 10 J • 0, 7 • 1, 2 • 18,6(1,25 • 7,8)
3/^140-45
1,8
■45'
0,6 ч
V" 140
х 6 500 = 0,16 мм/год.

7.8. Примеры и контрольные вопросы 243
Как видно, интенсивность износа не превышает допустимой, что также
следует из приведенных в § 7.5 значений wm для подмосковного бурого
угля.
2. Сравнить скорость коррозии воздухоподогревателей — трубчатого
(ТВП) и регенеративного (РВП) — при сжигании сернистого мазута с QJ =
= 39 МДж/кг, Sp = 2,8% в одинаковых температурных и аэродинамических
условиях в топке котла СКД-ТГМП-314 (qf = 5,15^).
м
Решение:
Примем для топки ат — 1,03. При этом избыток воздуха на выходе
из топки О2 = ——^ = 0,61%, S" = 0,072%. Расчетная температура
точки росы, по (7.25),
t£ = 50+ 250(0,072-0,61)0'5- (^у) ' =113,5°С.
Расчетная минимальная температура металла воздухоподогревателя ^тин при
значениях: t'Bn = 30°С и т?ух - 130°С по [11]:
для РВП - *£ин = °> 5(^ух + О ~ 5 - 0,5(130 + 30) - 5 = 75°С,
для ТВП - Сн - С + 0,35(т?ух - t'Bn) ^30 + 0,35(130 - 30) = 65°С.
Температура максимальной скорости коррозии — tMCK = 0,82££ =
= 0,82 • 113,5 = 92,1°С. Значения ^тин меньше, чем £мск, поэтому в возду-
хоподогревателе будет зона с максимальной коррозией.
Максимальная скорость коррозии, К™ак, г/(м2-ч), при значении tsp =
= 113,5°С:
где та — экспериментальный поправочный коэффициент, учитывающий ка-
чество металла (одинаковое в данном примере) и условия работы поверх-
ности; m = 1 для ТВП и 0,8 для РВП.
Значение К™ = 1,2(113,5/145)4 - 0,45 г/(м2-ч) для ТВП и Я£ак =
-0,36г/(м2-ч)дляРВП.
Учтем, что 1 г/(м2-ч) соответствует утончению стенки трубы на
1 мм/год. В нашем случае скорость коррозии составляет 0,45 и 0,36 мм/год
ПРН толщине металлической стенки 1,5 мм (ТВП) и 0,8 мм (РВП). Скорость
коррозии РВП заметно слабее, чем ТВП, но выше допустимого предела —
0>2 мм/год.
3. Для примера 2 принять значение а-, — 1,05 и определить темпера-
тУру точки росы и максимальную скорость коррозии.
Решение:
Избыток воздуха 02 — 1% и температура tsv — 131, 2°С по (7.25),

244
Глава 7
Максимальная скорость коррозии К™™ = 0,8 мм/год.
Из сравнения р примером 2 видно, что в зоне ат = 1,01-1,05 даже
небольшое повышение избытка воздуха резко интенсифицирует коррозию,
металла.
4. Какова будет скорость коррозии трубчатого воздухоподогревателя
при сжигании в барабанном котле двух видов каменного угля:
а) с QI = 19,8 МДж/кг, А? = 26,7% и S? = 2,0%;
б) с QP = 22,1 МДж/кг, А?5 = 10,2% и 5Р = 2,0%.
Решение:
а) В первом варианте: приведенные характеристики — Su = 2,0/19,8 =-
= 0,1%, Ап = 26,7/19,8=1,35%, доля уноса золы - аун = 0,95.
б) Во втором варианте: Sn = 0,09%, Ап = 0,46%.
Температура точки росы для заданных условий горения по (7.27):
а) tsp = 45 + 201(0, l)°'33/l, 231'28 = 117,5°С;
б) tsp = 45 + 201(0,09)°'33/1,230'437 = 127,9°С.
Скорость коррозии труб воздухоподогревателя:
а) К™к = 1,2(117,5/145) - 0,52 мм/год;
б) #кшк = 1,2(127,9/145) = 0,73 мм/год.
Как видно, уменьшение зольности топлива приводит к росту скорости
коррозии.
7.8.2. Контрольные вопросы
1. Что отражает показатель «коэффициент готовности блока»?
2. Чем ограничивается допустимая минимальная нагрузка котла при
сжигании различных видов топлив?
3. Какие преимущества имеет работа котла на «скользящем» давле-
нии?
4. Почему имеет место различный характер зависимости тепловос-
приятия рабочей среды в радиационных и конвективных поверх-
ностях котла при изменении нагрузки?
5. Какие изменения происходят в работе энергоблока при отключе-
нии ПВД? . ,
6. Какова роль аккумулирующей способности котла в переменных
режимах работы? Что означает термин «маневренность котла»?
7. Каким образом достигают стабилизации параметров пара в пря-
моточных котлах в условиях переходных режимов работы?
8. Почему ограничена скорость изменения давления в барабанном
паровом котле?
9. Какие наиболее характерные методы регулирования температуры
перегретого пара применяют в основных перегревателях высокого
давления и промежуточных?

7.8. Примеры и контрольные вопросы
245
10. Почему ограничено использование рециркуляции газов в топку
при сжигании твердых топлив? Есть ли такое ограничение при
сжигании газа и мазута?
11. Каким показателем определяется влияние загрязнения на тепло-
восприятие поверхности? Какими приемами достигается умень-
шение загрязнения?
12. При каких условиях и где возникает абразивный износ поверхно-
сти? Перечислите виды коррозии в поверхностях парового котла.
13. В чем различие температуры точки росы сернистого и безсерни-
стого (газового) топлива?
14. Чем обосновывается введение «допустимой скорости коррозии»?
15. Какие методы сжигания топлива наиболее эффективно снижают
выход NOx?

Часть II
ГИДРОДИНАМИКА
И ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

Глава 8
РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
И УРАВНЕНИЯ ДВИЖЕНИЯ
РАБОЧЕЙ СРЕДЫ
8.1. Классификация теплоносителей на ТЭС
Основная задача тепловых электростанций заключается в преобразо-
вании химической энергии топлива в электрическую и тепловую энергию.
В качестве промежуточного вида энергии используется тепловая энергия.
Поэтому в циклах преобразования энергии топлива в механическую энер-
гию турбогенератора важную роль играют промежуточные теплоносители.
Теплоносителем будем называть движущуюся жидкую или газообразную
среду, обладающую высокой температурой и используемую для осуще-
ствления процесса теплообмена. На ТЭС может быть несколько последова-
тельно используемых промежуточных теплоносителей.
Тепловая энергия, получаемая в результате химической реакции окис-
ления, воспринимается дымовыми газами, что ведет к повышению их эн-
тальпии и температуры. В результате теплообмена часть теплоты передается
от дымовых газов к поверхностям нагрева котла, в результате чего темпе-
ратура дымовых газов снижается. Таким образом, первичным теплоноси-
телем на ТЭС являются дымовые газы, включающие продукты сгорания
топлива, его негорючую часть (золу и влагу) и избыточный воздух. Свой-
ства и характеристики дымовых газов рассматриваются в главе 5. Здесь
же отметим следующее: 1) по своим теплофизическим свойствам дымовые
газы не ограничивают температурный уровень процесса преобразования
химической энергии в тепловую; 2) высокая температура дымовых газов
достигается при атмосферном давлении, следовательно, не требует энергии
Для их сжатия, а на транспортировку воздуха и дымовых газов затрачивает-
ся относительно малая доля энергии; 3) к недостаткам дымовых газов как
Тсплоносителя следует отнести их химическую агрессивность, невысокую
теплоемкость, относительно низкий коэффициент теплоотдачи.
На газотурбинных станциях дымовые газы после камер сгорания по-
лются непосредственно в газовые турбины. В этом случае дымовые газы

250
Глава 8
являются единственным теплоносителем. Аналогичное положение и в га-
зовой части комбинированных парогазовых установок.
На паротурбинных ТЭС появляется необходимость еще в одном теп-
лоносителе (вторичном). В этом качестве используется водный теплоно-
ситель. Обычная вода является широко распространенным теплоносите-
лем, дешева, хорошо изучена как теплоноситель и рабочее тело. Она об-
ладает высокими значениями плотности, теплоемкости, теплопроводно-
сти, что способствует получению высоких коэффициентов теплообмена.
К недостаткам воды как теплоносителя следует отнести слабую зависи-
мость энтальпии пара от давления, вследствие чего для повышения КПД
термодинамического цикла приходится идти на высокое и сверхкритиче-
ское давление воды, что значительно удорожает все оборудование, по ко-
торому движется водный теплоноситель. Вода — коррозионно-активная,
возникающая коррозия оборудования снижает его надежность. Примеси
водного теплоносителя, в том числе и продукты коррозии, откладыва-
ясь внутри обогреваемых труб, в проточной части турбины и на другом
оборудовании блока, снижают надежность и экономичность работы стан-
ции. Уменьшить неприятные последствия этих свойств водного теплоно-
сителя можно путем организации определенных воднохимических режи-
мов блоков.
Теплофизические свойства водного теплоносителя
На рис. 8.1, а показана зависимость удельного объема теплоносителя v,
от давления и температуры. При постоянной температуре удельный объем
с ростом давления уменьшается. При докритической температуре (давле-
нии) имеется область двухфазного (пароводяного) состояния, заключенная
между кривыми v' (объем воды на линии насыщения) и v" (объем пара
на линии насыщения). При сверхкритической температуре водный тепло-
носитель считается однофазной средой, переход от состояния воды к пару
происходит постепенно, а не скачкообразно.
Параметры критического состояния воды:
давление ркр = 2,2115 • 107 Па=22,115 МПа;
температура tKp — 374,12°С;
удельный объем г?кр — 0,003147 м3/кг;
удельная энтальпия hKp — 2095, 2 кДж/кг.
Изотермы на рис. 8.1, а проведены для температур, характерных для
перегретого пара (440, 510, 540, 570°С) паровых котлов. Горизонтальные
линии соответствуют характерным для энергетики давлениям воды и пара,
применяемым в паровых котлах.
Зависимость удельной теплоемкости ср, кДж/(кг-К), от температуры
показана на рис. 8.1,6 (при постоянном давлении). При докритическом дав-

8.1. Классификация теплоносителей на ТЭС 251
а р, МПа
10 20 30 40 50м3/кг
а)
200 300 400
б)
500 °С
Рис. 8.1. Основные теплофизические характеристики водного теплоносителя. Зави-
симости: а — v от р и t\ б — ср от t и р.
лении теплоемкость воды и пара ограничена своими значениями на ли-
нии насыщения (ср и ср\ соответственно). При сверхкритическом давлении
теплоемкость имеет максимальное значение при температуре, которая на-
зывается температурой максимальной теплоемкости tMT или псевдокрити-
ческой температурой. Условно на диаграмме ср — t (рис. 8.1,6) выделяют
при сверхкритическом давлении зону большой теплоемкости (ЗБТ), гра-
ницами которой принимают значения теплоемкости порядка 8 кДж/(кг-К).
ЗБТ соответствует параметрам (р, £, h), при которых ср > 8 кДж/(кг-К).
Среду до ЗБТ (по температуре) условно называют жидкостью, после —
паром.
При проведении различных расчетов необходимо знать зависимости
энтальпии /г, удельного объема v и плотности р от температуры, характе-
ризующие состояние тепелоносителя.
Разность энтальпий A/iK = hnQ — /гпв, кДж/кг, показывает необходимое
количество теплоты для получения перегретого пара.

252
Глава 8
8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах
Рассмотрим движение жидкости в обогреваемой трубе диаметром d
(рис. 8.2). Считаем жидкость химически однородной, т.е. в ней нет приме-
си других веществ. Для описания состояния потока жидкости необходимо
определить поля температуры Т, давления р и скорости w:
Т = Т(х, у, z, г);
р = р{х, у, z, г); (8.1)
w = w(x, у, г, г),
где х, у, z — координаты, г — время.
Рис. 8.2. Схема сил, действующих в потоке обогреваемой жидкости.
Зная поля температуры, давления и скорости, можно рассчитать харак-
теристики теплообмена и гидродинамики (тепловой поток, гидравлическое
сопротивление и т. д.).
Поля температуры, давления и скорости называются нестационарны-
ми, если они зависят от времени, или стационарными, если Т, р и w не
изменяются во времени.
Для определения Т, р и w используются уравнения неразрывности,
движения и энергии. Эти уравнения получены из основных законов физи-
ки — закона сохранения массы, закона сохранения количества движения и
закона сохранения энергии — с учетом специфичеких законов, характеризу-
ющих движение вязкой теплопроводной жидкости.
Запишем уравнение неразрывности, движения и энергии для одномер-
ного потока (по оси z).
Уравнение неразрывности:
• ^ + ^=0. (8.2)
ОТ OZ
где р — плотность жидкости, зависящая от Т и р.

8.2. Общие уравнения движения жидкости в грубах 253
При стационарном движении -—■ = 0 и уравнение неразрывности при-
мет вид
d{pw)z
dz
0. (8.3)
Таким образом, для установившегося движения при постоянном сече-
нии трубы /, м2, и отсутствии притока (или оттока) жидкости, получаем
pw = const, (8.4)
т.е. массовая скорость потока pw, кг/(м2-сек), в указанных условиях есть
величина постоянная.
Расход жидкости через трубу G, кг/сек, равен
G = pw.f. (8.5)
Уравнения движения. Выделим из потока жидкости в трубе
(рис. 8.2) двумя сечениями I и II, расположенными на расстоянии dz, эле-
ментарный объем движущейся жидкости dv = j - dz. Применяя к нему
теорему о количестве движения (изменение количества движения матери-
альной системы равно сумме приложенных к системе внешних сил), запи-
шем
clK = Amw^X^Fn. (8.6)
ат ^-^
Для потока изменение количества движения dK массы жидкости, про-
ходящей через сечение трубы /, и количества движения, связанного с из-
менением во времени плотности жидкости в объеме dv, равно
dK = a'f^.dz + f-^.dz, ' (8.7)
где а' — коэффициент, учитывающий неравномерность распределения ско-
ростей по сечению трубы. Для развитого турбулентного потока а' — 1.
Внешними силами, приложенными к объему dv, являются: силы дав-
ления потока, силы вязкостного сопротивления, силы земного притяжения.
Изменение этих сил на элементе dz в проекции на ось z\
а) изменение силы давления:
dFMM = f(p - (Р + |f • dz)) = ~/ • ^ • dz\ (8.8)

254 Глава 8
б) изменение сил вязкостного сопротивления (сил трения, сил гид-
равлического сопротивления) dFnmp определяется касательным напряжени-
ем аст у стенки. По экспериментальным данным
<7С1 = A; pW2/8,
где А — коэффициент сопротивления трения.
С учетом этого
2
0W
dFnmp = —сгст7Г(1 • dz — -А • -^- • nd • dz; (8.9)
в) изменение сил земного притяжения (нивелирная составляющая):
dFimB = —gpf • dz • sin a, (8.10)
где а — угол между горизонталью и осью z (рис. 8.2).
Приравнивая (8.7) сумме (8.8), (8.9) и (8.10) и поделив обе части выра-
жения на dz и /, получим
др . pw2 . dpw2 dpw л /л *, ч
Уравнение (8.11) можно представить для установившегося потока в
виде обыкновенного дифференциального уравнения:
2
dp 4- A-— • dz 4 gp sin a ■ dz 4 d(pw2) = 0. (8.12)
Интегрируя уравнение (8.12) с учетом (8.4), получим формулу для рас-
чета перепада давления на длине трубы /, м:
I {pw)wcp
"~1 Ъ r ^ср
Др = А- • Ь /ppcpsina 4- pw(w2 —wi), (8.13)
где рСр (аналогично, wcp) — среднеинтегральное значение плотности (ско-
рости); iui, wo — значения скорости в начале и конце участка трубы.
Выражение (8.13) обычно записывается в общем виде:
Ар = Арф 4 Дрм 4 Друск + Дрнпв, . (8.14)
где Дргр ~ сопротивление трения:
ДЛр = а1.^: (8.14,а)

8.2. Общий уравнения движения жидкости в трубах 255
Арм — местное сопротивление (сопротивление входа в трубу и выхода
из нее, шайб, поворотов и т. п.):
Ары = %-^-±-^, (8.14,6)
где %, — коэффициент местного сопротивления;
Аруск — сопротивление ускорения:
Аруск = pw(w2 - wi); (8.14,в)
Арнив — нивелирное сопротивление:
Арнив = Igpcp sin a; (8.14,г)
для вертикальной трубы при подъемном движении среды sin a = 1, при
опускном движении sin а = — 1.
Уравнение энергии. К потоку жидкости на участке dz подво-
дится теплота QB в количестве
QB = qBH • Пвн • dz = а2Пвн dz • (tBH - t), (8.15)
где qBli — плотность внутреннего теплового потока, кВт/м2; П8Н — внутрен-
ний периметр трубы, м; а2 — коэффициент теплоотдачи от стенки к потоку
жидкости; tBH — температура металла на внутренней поверхности стенки,
°С; t — средняя температура жидкости, °С.
Периметр трубы можно выразить через внутренний диаметр dBH, м,
трубы:
Пвн ~ 7Г ' ^вн-
В (8.15) использовано уравнение теплопередачи в виде
Яви = ^2(£вн -t).
Количество теплоты, переносимой потоком жидкости, изменится на
отрезке трубы длиной dz на величину:
d(pwh) d{ph)
'•-ar- + f"-dT = Q™ (8Л6)
где h — энтальпия жидкости, кДж/кг.
Уравнение (8.16) перепишем в другом виде:
d(pwh) d{ph) QBU qBHUmdz т_ч
1 = —— — . (».] /j
dz Or i f

256
Глава 8
Учитывая, что pw - const, получим из (8.17)
dz от f
или
dh ,J_ 9{ph) = двнПвн cfs ^
dz Pw' дт pw-f' { }
Для установившегося потока = 0; тогда из (8.19)
dh = ЯвуДви dz
dz pw • /
(8.20)
При qBH = const на участке трубы длиной /, приращение энтальпии
потока жидкости равно
Ah = h2-h1 = ^^-L ' (8.21)
Р™ • /
Обычно при расчете теплообмена в поверхностях нагрева парового
котла задается (рассчитывается) величина теплового потока с наружной
поверхности трубы qH. Определение внутреннего теплового потока qBH с
учетом аккумуляции в металле трубы определяется по формуле
dt
<?ВНПВН = qHUH - cupwfM • -т~, (8.22)
где Пн = 7гс/н — наружный периметр трубы, м; clH — наружный диаметр
трубы, м; см — теплоемкость металла трубы, кДж/(кг-К); рм — плотность
металла, кг/м3; /м — поперечное сечение трубы по металлу, м2; tM — средняя
температура металла (по толщине стенки) трубы в данном сечении, °С.
Из (8.22)
Qsh = Qn • -J- - См— -7Г~. (8.23)
«bi. Пв„ От
При стационарном режиме
<7вн = Я, ■ ~ = Я» ' Р- (8-24)

8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах 257
т. е. плотность теплового потока на внутренней поверхности трубы больше,
чем на наружной поверхности в соотношении наружного и внутреннего
диаметров /3.
Уравнения состояния. При решении уравнений неразрывно-
сти, движения и энергии необходимо знать такие физические параметры
жидкости, как плотность р, теплоемкость ср, вязкость р, теплопровод-
ность А и др. Параметры р, ср, р, А в общем случае зависят от температуры
и давления. Эти зависимости выражают уравнения состояния, которые мо-
гут быть представлены в табличном, графическом виде или в виде формул.
Для реальных жидкостей уравнения состояния основываются на экспери-
ментальных данных.
Начальные и граничные условия. При выводе уравне-
ний неразрывности, движения и энергии не учитываются конкретные усло-
вия, в которых осуществляются движения жидкости и процесс теплообме-
на. Для решения задач о движении жидкости и теплообмене к основным
уравнениям необходимо присоединить ряд условий, конкретизирующих за-
дачу. Начальные условия состоят в задании полей скорости, температуры
и давления во всем объеме рассматриваемой области (в том числе и на ее
границах) в начальный момент времени. Начальные условия не задаются,
если рассматривается стационарная задача. Граничные условия сводятся к
заданию геометрической формы области и условий движения жидкости и
теплообмена на ее границах.
Совокупность основных уравнений, уравнений состояния, начальных
и граничных условий составляет замкнутую систему математического опи-
сания процесса движения жидкости и конвективного теплообмена в обогре-
ваемых трубах.
Течение однофазного потока в трубах
Движение однофазного потока (жидкость или пар при докритиче-
ском давлении, теплоноситель при сверхкритическом давлении) описыва-
йся уравнениями неразрывности (8.2), (8.3), движения (8.11), (8.12), (8.14),
энергии (8.16), (8.18), (8.20), состояния, а также заданными начальными и
граничными условиями.
Для использования уравнений состояния, показывающих зависи-
мость р, v, ср, р, и других параметров воды от температуры и давления
потока, необходимо знать структуру потока, распределение температуры,
Давления и скорости потока по длине и сечению трубы. При проведении
Шиловых и гидравлических расчетов принимается, что давление в потоке
По сечению постоянно, т. е. изменяется только по длине трубы.
Структура однофазного потока жидкости характеризуется непрерыв-
ным гладким изменением плотности ее по сечению и длине трубы, а также
Котельные установки

258
Глава 8
^тА
Vt^V
Рис. 8.3. Распределение скорости (а) и температуры (б) однофазной жидкости в тру-
бе: 1 — изотермическое движение; 2 — охлаждение жидкости; 3 — нагревание жид-
кости.
во времени. При этом поля температуры и скорости потока тоже непрерыв-
ны и гладки в пространстве и времени (рис. 8.3). В любой момент времени
отдельная частица движущейся жидкости имеет определенную по величине
и направлению скорость.
В одномерном приближении описания движения жидкости в трубе (по
оси трубы) принимается, что температура и скорость потока постоянны по
радиусу трубы (в ее сечении) и переменны по ее длине. Следовательно,
температура и скорость потока усредняются по сечению трубы. При этом
характеристика жидкости и потока также принимаются постоянными по
сечению потока.
Характеристики течения однофазного потока в стационарных
условиях
Из уравнений неразрывности (8.5) по известному расходу массы жид-,
кости G можно определить массовую скорость потока pw, кг/(м2-сек):
pw = G/f.
(8.25)

8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах 259
Эта величина постоянна по длине трубы (при ее постоянном сече-
нии /). Зная в каком-либо сечении трубы плотность жидкости рж> можно
определить среднюю скорость тж в этом сечении:
тж = {рт)/рж. (8.26)
Для определения плотности жидкости рж по уравнению состояния р =
= р(р, t) или р = р(р, h) необходимо рассчитать среднюю энтальпию по-
тока Нж в данном сечении по известной величине энтальпии /гвх на входе в
трубу или ее участок. При этом используется уравнение (8.21):
А^Л^ + ^нП» I. (8.27)
pw f
Давление рж в рассматриваемом сечении определяется по давлению на
входе в трубу рвх и перепаду давления на участке Ар (8.14):
Рж = Рвх - Ар.
Полученные значения рж, Нж используются для определения в данном
сечении v, cp, /i, Л и т. д.
При расчете перепада давления Ар на участке длиной I необходимо
знать среднеинтегральные значения плотности рср и удельного объема ^ср
жидкости:
i i
рср =Л / pdl] vcp = j fvdL (8.28)
о о
Практически, средние значения плотности и объема воды и пара при
докритическом давлении и водного теплоносителя вне зоны большой теп-
лоемкости при сверхкритическом давлении можно определять по средней
энтальпии потока hcp:
hcp = (Лн ~ М/2,
гДе /гн, /гк — энтальпия потока в начале и конце участка, кДж/кг.
Средние значения плотности и объема в зоне большой теплоемкости
(^ = 1600 -г 2600 кДж/кг) определяется по формулам:
pKhK - pHhH
hK - h„
Pop = —Z Z 5 (8.29,a)
vKhK ~ vHhH
hK - hu
1Дс Рк. Ph, 'i.'k, vh определяются по hK и h
9*
^cP = —z z—•> (8.29,6)

260
Глава 8
Течение двухфазного потока в трубах
Для описания течения двухфазного потока (пароводяной смеси) ис-
пользуются две модели. В модели гомогенного потока принимается, что обе
фазы (жидкая и паровая) распределены равномерно и непрерывно одна в
другой, при этом скорости их движения и температура одинаковы. Другими
словами, в гомогенном представлении движения двухфазного потока рас-
сматривается как течение однородной сплошной среды. Полученные при
этом параметры и характеристики потока называются расходными. Вто-
рая модель рассматривает двухфазный (гетерогенный) поток как систему
из двух фаз, разделенных межфазными границами, движущихся с разны-
ми скоростями. Уравнения записываются отдельно для жидкой и паровой
фазы. Начальные и граничные условия также записываются для фаз, при
этом учитывается, что на границах раздела фаз имеют место механическое
воздействие, массообмен и переток теплоты. Параметры, характеризующие
движение каждой из фаз в отдельности или поток в целом (с учетом дви-
жения отдельных фаз), называют истинными параметрами.
В инженерных расчетах за основу расчета двухфазных потоков берется
модель гомогенного потока, по которой определяются расходные парамет-
ры, а по ним рассчитываются истинные параметры с привлечением экспе-
риментальных данных, устанавливающих зависимости между расходными
и истинными параметрами двухфазного потока. Соотношения между рас-
ходными и истинными параметрами двухфазного потока имеют сложный
характер и зависят от структуры потока и распределения скоростей фаз.
Структура двухфазного потока показывает объемное содержание паровой
и жидкой фазы, их границы, распределение по сечению трубы. По мере
нагрева (охлаждения) потока массовые и объемные доли фаз изменяются,
что сказывается на структуре потока и скоростях фаз. Предельными случа-
ями являются однофазные потоки жидкости (масса пара равна нулю) и пара
(жидкость отсутствует). Между этими крайними случаями можно выделить
ряд устойчивых сочетаний структуры потока и скорости фаз, характеризу-
емых режимами течения двухфазных потоков. Каждому режиму течения
можно соотнести свои зависимости между расходными и истинными пара-
метрами двухфазного потока.
Расходные параметры двухфазного потока. Возь-
мем участок обогреваемой трубы длиной / (рис. 8.4). Плотность теплового
потока qi, кВт/м, постоянна по длине трубы. На вход в трубу подаем воду о
расходом Go, кг/с, и энтальпией ho, кДж/кг. На экономайзерном участке 1ж
происходит нагрев воды до температуры кипения ts (энтальпия воды на ли-
нии насыщения h'). Давление потока р на рассматриваемом участке считаем
постоянным (перепад давления мал). В гомогенном потоке фазы находятся
в термодинамическом равновесии. При энтальпии потока h > /?/ начнется

8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах
261
Go
>~
hQ
т т т
эк
t т т
1 1 Т
э о о о 1 о о о^о
о оо оЬ° 0° о о
э ооо d °o о оо
Z
1
►
Рис. 8.4. Образование двухфазного потока в обогреваемой трубе.
образование паровой фазы. Массовый расход паровой фазы обозначим D,
кг/с, а расход жидкой фазы (воды) GB, кг/с. В сечении Z суммарный расход
паровой и жидкой фаз G равен
G = D + GB.
По уравнению неразрывности (условие сплошности)
G = Go = const.
Суммарно количество теплоты, переносимое двухфазным потоком через
сечение Z:
GhCM = GBti + Dh" = GBh! 4- D{ti + r), (8.30)
где h" — энтальпия пара на линии насыщения, кДж/кг, г — скрытая теплота
парообразования, кДж/кг; hCM — энтальпия пароводяной смеси.
Отсюда
hCM = ^т^ • Л' + g • г = Ы + х • г. (8.31)
Величина х представляет собой расходное массовое паросодержание
и характеризует долю пара в массовом расходе смеси:
х = D/G. > (8.32)
Тогда расходное массовое содержание жидкости будет равно
1 - х = GB/G. (8.33)
Для равновесного двухфазного потока
h - W
х= шг ■ (8.34)

262
Глава 8
Величину х еще называют относительной энтальпией потока. Для жид-
кости, недогретои до tS9 получается х < 0; для жидкости на линии насыще-
ния х = 0; для пара на линии насыщения х = 1; для перегретого пара х > 1.
По уравнению энергии (8.21) в сечения Z
hCM = h' + qi{Z~kK\ (8.35)
При этом величина х будет равна
Длину экономайзерного участка /эк можно определить, записав для него
уравнение энергии (в виде теплового баланса):
ft' = fc0+«jJ2». (8.37)
Отсюда
*эк = G0{ti - h0)/qi= Go • Д W<7b (8.38)
где Д/гнед — недогрев воды на входе в трубу до значения энтальпии воды на
линии N кипения.
Подставляем 1ЭК в выражение для х (8.36):
(8.39)
TKjr ' /4jr
ИЛИ
Полученные формулы дают возможность в любом сечении трубы опре-
делить массовое паро содержание х, массовый расход пара (xGq) и воды
((1-я:)-Go).
По массовым расходам пара и воды можно определить расходные ско-
ростные характеристики двухфазного потока:
— приведенные скорости жидкой и паровой фаз — скорости, которые име-
ли бы жидкость и пар, если бы только жидкость или только пар зани-
мали все сечение / трубы:
G,J "- D "(8.40)
qi ■ Z АЛНед qi
rG r ~ rG
X + АхНед = ~7^ '
rG
•Z-
z.
А^Нед
0 f-p" u f-p""
где /с/, p" — плотность воды и пара на линии насыщения, кг/м3;

8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах 263
- скорость циркуляции — скорость, которую имел бы поток, если бы его
плотность была равна плотности воды на линии насыщения:
G_
f'P'
wo = 7^75 (8-41)
- скорость воды на входе в трубу:
^вх = т^-, (8.42)
/•Рвх
где рвх — плотность воды на входе в трубу;
— скорость пароводяной смеси
^см = 7^-, (8.43)
J * Рем
где рсм — плотность пароводяной смеси.
С учетом введенных понятий о скоростях уравнение неразрывности
можно записать в виде
G Go , К i К п , ч
J = -Г = WbxPbx = WOP = Y~^P ~~ ~X~P = W™P™ = (P^) = COnst«
(8.44)
Из этого равенства можно определять искомую скорость через любую из-
вестную.
По длине трубы приведенные скорости воды и пара изменяются. Какое
между ними соотношение? В сечении Z массовый расход смеси G = D+GB
представим через скорости гио, wfQ hwq:
wop,f = w'Jp"f + w'0p'f.
Отсюда
w0 = w'0 + w'i • p"lp'. (8.45)
Получается, что хотя w'Q и Wq изменяются по длине канала (wf0 умень-
шается, a Wq растет), но сумма w'Q и Wq p"/р''постоянна и равна скорости
Циркуляции.
По массовым расходам жидкости GB и пара D можно объемные рас-
считать расходы жидкости VB и пара Уп, м3/с:
v GB (l-x)Gm _ D _ XG
V* = —г = ; « V\\ = — = —- (5.46)
P P P P

264
Глава 8
В гомогенном потоке скорости фаз равны, поэтому объемный расход
пароводяной смеси VCM, м3/с, будет равен сумме объемных расходов воды и
пара:
VCM = VB + Vn = G/pCM. (8.47)
Объемные расходы выразим через скорости wCM, wf0 и w'q :
wCM • / = w'af + w^f
или
wCM=w'Q+w%. (8.48)
Сделаем преобразования:
£- = (1-х)Ц+хЦ;; i = (1-^)1+si. (8.49,a)
Рем pr p" Рем p! p"
Принимая, что удельный объем v является обратной величиной р, получим
vCM = (1- x)v' + xv" = v' 4- x{v" - v'). ' (8.49,6)
Для характеристики объемных расходов воды и пара вводится расход-
ное объемное паросодержание (3 и водосодержание 1 - (3:
•'см ув г ^п ^см
Значение (3 может быть выражено и через скоростные характеристики:
Установим связь между /3 и х:
" = г+ш = TJirZ = ^+(i-^7p/'x' (8,50)
Зависимость /3 от ,т для некоторых значений давления потока показана
на рис. 8.5. При критическом давлении р" — р'', следовательно, /3 = х.
Расходная плотность р'см пароводяной смеси определяется из выраже-
ния
Pt» - vz ~ ктк • , (8-53)

8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах 265
Проведем преобразования этого выражения:
(3 ^GB + D
Рш т/
V,ft + УпР" = (1 - Р)Ушр' + РУсмР" =
= (1 - /3)р' + /Зр" = р' - /3{р' - р"). (8.54)
Истинные параметры двухфазного потока. При дви-
жении пароводяной смеси действительные скорости паровой и жидкой фаз
различны. Истинные параметры двух-
фазного потока могут быть определе-
ны, если известна структура потока.
Важной характеристикой структуры
потока является распределение паро-
вой и жидкой фаз по сечению тру-
бы. Через определенное сечение трубы
в разные моменты времени проходит
различное количество паровой и жид-
кой фаз, т. к. структура двухфазного по-
тока не однородна, но усредненные по
времени значения части сечения тру-
бы /, по которым проходят паровая /п
и жидкая /в фазы, являются для дан-
ных условий статистически устойчи-
выми величинами. Доля сечения, заня-
тая паром, называется истинным объ-
емным паросодержанием </?:
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
р /*•
\/л
V
> = 1 МПа
""Н-8
""Ркр
14
21
X
0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Рис. 8.5. Зависимость объемного паро-
содержания /3 от массового паросодер-
жания х при различных давлениях.
(р.
/п
(8.55)
С помощью величины <р можно определить действительные значения ско-
рости паровой и>„ и жидкой и%, м/с, фаз:
W"
_ уп = д, ЧУ7 = <
Л р'7п P"h *"
К _ -Рв _ <p'f = <
Л р7в р'(/-/п) 'i-V
(8.56)
(8.57)
Возьмем отрезок Az трубы, по которой движется двухфазный поток.
Суммарная масса обеих фаз в объеме / • AZ будет равна
p'(f-fn)-AZ + p"fn-AZ.

266
Глава 8
Если эту массу разделить на объем / • AZ, то получим среднюю плотность,
которая называется истинной средней плотностью двухфазного потока рсм,
кг/м .
//(/ - /„) • AZ + p"fnAZ ,
Рем = J~KZ = Р (1_</Р)+р ч> = р ~^р ~р )• (8-58)
Из этой формулы выразим величину истинного паросодержания
V=^7- (8.59)
Р - Р
Видно, что (р характеризует среднюю плотность двухфазного потока и из-
меняется от 0 (при рш = pf) до 1 (при рш = //'). Плотность рш можно
определить экспериментально (например, просвечивание потока 7-лучами),
следовательно, появляется возможность определения величины (р.
Действительную скорость пароводяной смеси wCM определим из соот-
ношения
WmPm = W0'p'.
Отсюда
w0 • pf wq- p' wo ,Q ,m
P™ pf _ tptf _ p») 1 - ^(1 - f/'/pf)
Таким образом, истинные значения скорости фаз, средней плотности и
скорости пароводяной смеси могут быть рассчитаны, если известна вели-
чина истинного паросодержания (р.
Соотношения между расходными и истинными
параметрами двухфазного потока. Как уже отмечалось, рас-
ходные параметры рассчитываются по уравнениям для гомогенного потока,
когда скорости жидкой и паровой фаз принимаются равными. В действи-
тельности, скорости фаз различаются. При подъемном движении в верти-
кальной трубе истинная скорость паровой фазы w* больше, чем скорость
жидкой фазы w*, а при опускном движении — наоборот. Разность скоростей
фаз называется относительной скоростью фаз:
wam=w$-w*. (8.61)
При подъемном движении wom > 0, при опускном движении w0Tl{ < 0.
Коэффициент (фактор) скольжения фаз показывает отношение истин-
ных скоростей фаз:
5 = utf/< (8.62)

8.2. Общие уравнения движения жидкости в трубах 267
Для подъемного движения s > 1, для опускного движения s < 1. Для
гомогенного потока по определению 5 = 1. Для реального двухфазного
потока коэффициент скольжения является функцией многих параметров и
определяется экспериментально.
Проведем преобразование выражения (8.62), используя выраже-
ния (8.40) и (8.32):
Wq 1 - (f _ 1 - if р
Отсюда получаем зависимость между ip и х:
1 з;
Ги/ i-x=x + (l-x)S-f/'/f/- (8-64)
При критическом давлении р' — р"ь w* = w* и коэффициент скольже-
ния s = 1. В этом случае tp = х, т.е. истинное и массовое паро содержание
равны. При докритическом давлении р" j р' < 1 и (р > х. Соотношение
между (р и (3 через S
^тт^^Ьг^' (8-б5)
где
С = 1/(0 + 5(1-/3)). (8.66)
При равенстве скоростей фаз S = 1 и ip = /3. Для реального двухфаз-
ного потока: при подъемном движении S > 1, величина (/3 + 5(1 - /?)) > 1,
С < 1 и <£> < /?; при опускном движении 5 < 1, С > 1 и (р > /3. На
рис. 8.6 показана зависимость коэффициента С от скорости смеси wCM для
нескольких значений давления при подъемном движении среды в верти-
кальной трубе. Эти данные справедливы для (3 < 0,9. Коэффициент С
можно выразить через скорости w* и w%M:
<z> = —— = —j • — = —— • - = С • p, (5.67)
< < utf < ^cpNf-
где w?J' — скорость подводящей смеси при равенстве скоростей фаз (для
гомогенной модели); С = w^?'/w*.
Коэффициент С показывает соотношение скорости пароводяной смеси,
полученной для гомогенного потока, к действительной скорости пара.

268
Глава 8
0 12 3 «JcmM/c
Рис. 8.6. Зависимость коэффициента С от скорости смеси wCM при (5 ^ 0,9 для
подъемного движения в вертикальной трубе.
8.3. Режимы течения двухфазного потока
Рассмотрим изменение структуры двухфазного потока и его характери-
стик по длине / вертикальной обогреваемой трубы с подъемным движением
среды. Принимаем, что интенсивность обогрева трубы по ее длине и пе-
риметру постоянна (qi = const). На вход в трубу (рис. 8.7) подается вода
с массовым расходом G, кг/с, и энтальпией ho, кДж/кг, причем энтальпия
на входе ho меньше энтальпии воды на линии насыщения h!. Величина
недогрева воды равна Д/гнед = Ы — ho. Учитывая, что изменение давле-
ния Ар в трубе мало по сравнению с его абсолютным значением р, примем
давление р по длине трубы постоянным.
В общем случае течение двухфазного потока термодинамически нерав-
новесное, и, как уже отмечалось ранее, для расчета истинных характеритик
потока необходимо привлекать экспериментальные данные. В гомогенной
модели потока он считается термодинамически равновесным, и для него
можно расчитать ряд важных расходных характеристик. При этом уравне-
ние энергии для участков с qi — const можно использовать в виде уравнений
теплового баланса, а получающиеся в результате расчета характеристики
будем называть балансовыми.
Балансовая (средняя) энтальпия потока /г6 — h на участке длиной /
ht = h = h0 + ^, (8.68)
при qi = const линейно изменяется по высоте трубы (рис. 8.8)

8.3. Режимы течения двухфазного потока
269
Рис. 8.7. Изменение режимов и параметров течения двухфазного потока по длине
обогреваемой трубы.
В сечении, где h = h\ по балансовым соотношениям должно было бы
начаться парообразование. До этого сечения средняя температура жидко-
сти £ж меньше температуры насыщения ts. Расстояние от начала трубы до
точки закипания /т.3. (длина балансового экономайзерного участка ^к) мы
Уже определяли (см. (8.38)):
& = /„ =<?.ДЛ„ад/(й. (8.69)
Балансовая длина испарительного участка /jjcn (от сечения h — Ы до се-
чения h = h", где h" — энтальпия пара на линии насыщения) определяется

270 Глава 8
также из теплового баланса:
G(h" - ti)/qi = Gr/щ.
(8.70)
Балансовая длина перегреватель-
ного участка i{je определяется необ-
ходимой температурой £пе (энтальпи-
ей ДПе) перегретого пара:
lm = G(hm-h'i)/qi. (8.71)
В сумме
/б _{_ /б I /б _ i
Балансовое массовое паросодер-
жание х6 определяется по h:
x6 = {h- h')/r.
(8.72)
Рис. 8.8. Силы, действующие на пузы-
рек пара в двухфазном потоке.
Величина яг также, как и h,
линейно изменяется по высоте тру-
бы (qi = const). На экономайзерном
участке хб < 0, на перегреватель-
ном — х6 > 1.
В реальном потоке при внешнем
обогреве трубы температура по сече-
нию не постоянна. Максимальная температура жидкости достигается у
стенки и соответствует температуре внутренней поверхности стенки tCT.
На рис. 8.7 показано изменение tCT по высоте трубы.
На входном участке 1 (до сечения, где tCT = ts) температура стенки и
жидкости меньше t3. Это область однофазного потока жидкости. На участ-
ке 2 температура стенки выше tS9 но парообразования нет, так как для начала
кипения должен быть определенный перегрев жидкости. Парообразование
на поверхности трубы начинается при tCT = £нк, где tHK — температура на-
чал кипения жидкости. На участке 2 жидкость не догрета до температуры
насыщения, поток — однофазный.
На третьем участке балансовые значения температуры £ж и энтальпии h
потока достигают значений на линии насыщения, при этом х6 = 0. В дей-
ствительности, ядро потока еще не догрето до ts, а пристенный слой пере-
грет, т.е. tCT > ts. При tcr ^ tHK на стенке происходит образование паровых
пузырей, в начале слабое, а после сечения А — интенсивное парообразова-
ние. При этом интенсивность теплоотдачи повышается, температура стенки
незначительно уменьшается.

8.3. Режимы течения двухфазного потока 271
\
Что происходит дальше с паровым пузырем?
Формирование пузыря пара происходит вследствие роста его на заро-
дышах, образующихся в микровпадинах твердой стенки. На пузырь пара
радиусом гп, находящийся у стенки, действуют силы (рис. 8.8):
— динамический напор потока жидкости
(8.73)
где Ух — коэффициент
сила Архимеда
-Рпот
=**£
■яг?.
сопротивления пузыря;
т/ / _/
/А
FA=gVn(p'-p"), (8.74)
где К — объем пузыря пара;
ее составляющие:
F/ = Fa • sin a — по направлению потока;
FA ~ FA • cos a — по радиусу трубы,
где а — угол наклона трубы;
— сила поверхностного натяжения у основания пузыря
5б — а ' 'нет, (8.75)
где а — коэффициент поверхностного натяжения, /„ат — длина линии
действия сил поверхностного натяжения;
— аэродинамическая сила F*, аналогичная силе Жуковского. Физический
смысл ее заключается в следующем. Из гидродинамики известно, что
полное давление в потоке жидкости р равно сумме статистического
давления рст и динамического напора рдин'
2
Р = Рст + Рд„н = Рст '+ -у- • (8.76)
Запишем выражение для полного давления в точках 1 и 2, располо-
женных на противоположных концах диаметра пузырька пара (диаметр пу-
зырька направлен по радиусу трубы):
p'w\
Pi =Pct.i + —2"-; (8.77,а)
р wz
Р2=Рсг2 + Чг-. (8.77,6)

272
Глава 8
Принимая, что полное давление потока жидкости по сечению трубы
постоянно, т. е. р\ = рг, получим
/2 /2
pwf /7U>2
" Рот I + -у" = Рст.2 + -у.
Отсюда
/2 /9
р Wn pwr
АРст = Рст.1 - Рст.2 = ^ ~ ~7^. (8.78)
Для пузырька, сидящего на стенке трубы, w\ = 0:
Арст,= ^. (8.79)
Аэродинамическая сила ¥ж, действующая на пузырек пара, пропорциональ-
на разности статических давлений Арст и сечению пузыря /п = 7гг„:
^ж = а.Дрст./п, (8.80)
где а — коэффициент, зависящий от формы пузыря, его размеров, скорости
и других факторов.
При F-ж = F^ > Sq произойдет отрыв пузыря пара от стенки и он
будет находиться в потоке жидкости.
Составляющая силы Архимеда F£, направленная по оси трубы, изме-
няет скорость движения пузыря пара по отношению к скорости жидкой
фазы. При постоянном движении потока сила F£ наравлена по движению
потока, пузырь пара имеет скорость w* больше, чем скорость воды w*, и
относительная скорость w0TU = w* — w* > 0. Максимальная величина w0TH
соответствует вертикальной трубе (sina = 1): F£ — Fa. При опускном
движении потока сила F£ направлена против движения жидкой фазы, от-
носительная скорость гуотн < 0.
Таким образом, на 3 участке (рис. 8.7) образовавшиеся пузырьки пара
из пристеночного слоя выносятся в холодное ядро жидкости, где они могут
некоторое время (до конденсации пара) двигаться в потоке холодной жид-
кости. Потоки, в которых одновременно существуют пар и недогретая до ts
жидкость, называют неравновесными. На третьем участке х6 < 0 (только
на верхней границе хб = 0), но фактически у стенки х > 0 (поверхностное
кипение), и истинное паросодержание ip > 0.
На 4 участке происходит постепенный прогрев ядра потока, толщина
пристенного слоя с паровыми пузырьками увеличивается и в сечении Б при-
стенные двухфазные слои смыкаются. Поток становится термически равно-
весным.

8.3. РЕЖИМЫ ТЕЧЕНИЯ ДВУХФАЗНОГО ПОТОКА
273
На 3 и 4 участках паровая фаза существует в виде отдельных пузырей,
находящихся в потоке жидкости. Под влиянием действующих на них сил
пузыри стремятся расположиться в центре трубы. Такой режим течения
двухфазного потока называется пузырьковым.
С ростом паросодержания количество пара в потоке увеличивается, а
количество жидкости уменьшается. Пузырьки пара начинают объединяться
в крупные конгломераты, и пузырьковый режим сменяется снарядным (уча-
сток 5,а). При этом режиме крупные пузыри пара («снаряды») по своим раз-
мерам соизмеримы с диаметром трубы. От стенки пузыри отделены слоем
жидкости, а друг от друга — жидкостными пробками. Снарядный режим мо-
жет существовать только при низких давлениях (до 3 МПа); при р > 3 МПа
крупные пузыри пара не образуются.
Снарядный режим или (при повышенных давлениях) непосредственно
пузырьковый, минуя снарядный режим, переходит в эмульсионный режим
течения (участок 5,6). Эмульсионный режим характерен тем, что паровая
фаза распределена в потоке в виде небольших объемов, между которыми
находится слой жидкости.
При дальнейшем увеличении паро содержания и, соответственно,
уменьшении вод о содержания происходит разрыв жидких пленок между
паровыми объемами, паровой объем образует в центре трубы сплошной
паровой поток, в котором содержатся водяные капли. На стенках трубы
движется жидкая пленка (участок 5, в). Такой режим носит название дис-
персно-кольцевого (по распределению жидкой фазы).
На участке 5, г водяных капель в паровом объеме становится мало
(испарились, выпали из потока пара на стенки трубы), жидкая фаза сосре-
доточена в виде пленки на стенке трубы — кольцевой режим течения.
Для всех режимов течения на участках 5, а, б, в и г характерно то, что
паровая и жидкая фазы в ядре потока имеют одинаковую температуру, т. е.
поток равновесный.
В конце участка 5, г по мере испарения воды жидкая пленка на стен-
ке разрушается, образуются отдельные ручейки. Остатки воды испаряются
пли, частично, срываются с поверхности потоком пара и уносятся в центр
тРубы. Стенка омывается не жидкой фазой, а паровой. Теплообмен ухудша-
ется, наступает кризис теплоотдачи. Температура стенки резко возрастает в
еечении кризиса теплообмена.
В закризисном участке 6 стенка омывается паром, жидкая фаза распре-
делена в виде мелких капель в паровом потоке — дисперсный режим тече-
ния. Перенос теплоты от стенки к жидким каплям происходит за счет ча-
стично перегретого пара, при этом поток снова становится неравновесным
\ гсмпература фаз различна). Средняя температура потока ?ж равна практиче-
ски ts. В сечении В балансовое массовое паросодержание л;6 = 1, а /г = h".
Действительные значения х < 1 и ц> < 1.

274
Глава 8
Дисперсный режим течения может распространяться и на участок 7,
где х6 > 1, средняя температура потока t„ > ts. В этом случае испаря-
ющиеся капли воды какое-то время находятся в перегретом паровом ядре —
неравновесный поток.
После испарения всех капель воды (х — 1) наступает режим течения
однофазного парового потока (участок 8).
На рис. 8.7 показано изменение
ipw-10 ', кг/(м~с)
—i—
0,2
~о7
0,6
0,8
Рис. 8.9. Диаграмма режимов для вер-
тикального двухфазного потока (р =
= 7 МПа, d = 12, 7 мм): 1 — пузырько-
вый; 2 — снарядный; 3 — эмульсионный;
4 — дисперсно-кольцевой; 5 — кольце-
вой; 6 — дисперсный.
истинного паросодержания для адиа-
батного двухфазного потока </?ад, об-
ласть существования которого соот-
ветствует изменению х6 от 0 до -1.
Действительное значение tp для обо-
греваемой трубы, также как и х,
охватывает большую длину трубы;
от х6 < 0 (участок 3) до хб > 1 (уча-
сток 7). В этом диапазоне хб суще-
ствует двухфазный поток.
Определить четкие границы су-
ществования рассмотренных режи-
мов течения двухфазного потока
сложно. На рис. 8.9 показана при-
мерная диаграмма режимов для вер-
тикального потока в зависимости от
массовой скорости в трубе и доли па-
ро содержания по ее длине.
г)
Рис. 8.10. Эпюра скоростей двухфазного потока: а\\б — подъемное движение; в и г -
опускное движение; айв — пузырьковый режим; б и г — кольцевой режим.

8.3. Режимы течения двухфазного потока
275
Распределение скоростей пара и воды по сечению в вертикальной трубе
при подъемном движении потока зависит от режима течения. На рис. 8.10
показаны эпюры скоростей для пузырькового (а) и кольцевого (б) режимов.
При опускном движении режимы течения аналогичны, но профиль
скорости имеет другой характер. При пузырьковом режиме (рис. 8.10, в) по
первоначальному профилю (пунктир) паровая фаза стремится к оси трубы,
при этом за счет силы Архимеда движение центральной части потока замед-
ляется и профиль скорости искажается (сплошная линия). Паровые пузырь-
ки, находящиеся в центре потока, под действием аэродинамической силы
а) 1
Рис. 8.11. Режимы течения с расслоени- Рис. 8.12. Карта режимов двухфазных по-
ем двухфазного потока в горизонталь- токов в горизонтальных трубах: 1 — пу-
ных трубах: а — слоистый; б — волно- зырьковый; 2 — снарядный; 3 — расслоен-
вой; в — поршневой. ный (слоистый); 4 —волновой; 5 — коль-
цевой.
направляются от оси трубы в сторону возрастания скорости. В результате
основная масса пузырей будет расположена в виде кольца на определенном
расстоянии между осью трубы и ее стенкой. При кольцевом режиме течения
(рис. 8.10,г) паровое ядро имеет скорость меньше, чем пограничные с ним
°лои жидкой фазы.
В горизонтальных трубах распределение фаз по сечению зависит от
°оотношения сил инерции и Архимеда, определяемое критерием Фру-
Да W2/gdBH. При малых значениях скорости потока это может привести
к расслоению двухфазного потока на жидкую фазу и паровую фазу. При
этом возможны режимы течения (рис. 8.11): слоистый (а), волновой (б) и

276
Глава 8
поршневой (в). По условиям температурного режима обогреваемых труб
эти режимы не допустимы (см. главу IX). При увеличении скорости двух-
фазного потока имеют место режимы течения, аналогичные режимам в вер-
тикальных трубах. На рис. 8.12 показано примерное соотношение режимов
течения в горизонтальной трубе (wf0 и w'q — приведенные скорости воды и
пара).
В трубах с углом наклона менее 30° (слабо наклоненные) режимы те-
чения можно принимать аналогично горизонтальным трубам. Для сильно
наклоненных труб (более 30°) режимы течения близки к режимам верти-
кальных труб.
8.4. Перепад давления при движении потока жидкости в
трубе
В результате решения уравнения движения получено в общем виде
выражение (8.14) для перепада давления Ар при движении потока в трубе
длиной /:
Ар = Артр + Арм + Друск + Арнив-
При движении однофазного потока для расчета сопротивления тре-
ния Дртр, местного сопротивления Дрм, сопротивления ускорения Друск и
нивелирного сопротивления Дршт применяются формулы (8.14,а)-г(8.14,г)
с учетом характеристик однофазного потока.
При движении двухфазного потока для расчета Ар используются те
же формулы (8.14). Скорости потока w\, Ш2, wcp, плотность потока рср, а
также в начале pi и конце р2 участка, определяются по истинным харак-
теристикам двухфазного потока. Учитывая, что истинные характеристики
потока рассчитываются сложным образом по эмпирическим зависимостям,
при расчете гидравлического сопротивления трения и местного сопротив-
ления за основу берется гомогенная модель потока, а негомогенность дей-
ствительного потока учитывается экспериментальными коэффициентами.
В формуле (8.14,а) по уравнению неразрывности заменим массовую
скорость (pw) через скорость циркуляции wq и плотность р' (pw = wop')9
а среднюю скорость смеси шср выразим из соотношения wcvpcp — wop'-
В результате получаем
д гом _ xl P'W0 1)п Р' /ООП
ДРтр -Xd'~^~'w°'pTP' (8'81)
Для величины 1/рсм было получено выражение (8.49,а):

8.4. Перепад давления при движении потока жидкости в трубе 277
Тогда
^-^('-+ф-^(М£-0)-'(882)
Еще раз отмечаем, что полученная формула справедлива для адиабатного
(без обогрева) гомогенного двухфазного потока.
Обозначим через Аро сопротивление трения при х = 0:
Тогда
Ар™м
X
(SH- <8-83>
Для обогревемого гомогенного потока в формуле (8.83) принимается
средняя величина х:
х = (xi +x2)/2,
где xi, Ж2 — массовое паросодержание на входе и выходе участка трубы
Ар!
гом
тр
1+Х
(£-l). (8.84)
Для гомогенного потока сопротивление трения пропорционально мас-
совому паро содержанию (рис. 8.13) х. Экспериментальные данные, приве-
денные на этом же рисунке, показывают, что гидравлическое сопротивление
трения в действительном двухфазном потоке существенно отличается от го-
могенной модели. Это относится как к случаю с обогревом потока, так и
к адиабатическому потоку. Поэтому в расчетные формулы (8.83) и (8.84)
вводится коэффициент ф, учитывающий влияние структуры потока, и они
приобретают вид:
— при постоянном паро содержании
ApTp = A^-^(l + -0x(4--l)); (8.85)
— при переменном паросодержании
АРтр = л1.^(1+^-1)), (8.86)

278
Глава 8
где х — среднее паросодержание на участке;
х = {хк + а;н)/2;
^ — среднее значение коэффициента ф, которое определяется по фор-
муле
- фкхк - фнхн
Значения фн, жн, фк, хк относятся к начальному и конечному сечениям
участка (трубы) л
Коэффициент ф зависит от скорости потока и его давления. Номограм-
мы для определения ф приведены в справочной литературе.
Интенсивность теплового потока q, кВт/м2 или кВт/м длины, влияет на
величину хср(х), что учитывается при расчете Дртр и на структуру потока.
При малых значениях хср наличие обогрева трубы увеличивает сопротивле-
ние трения, а при больших значениях хср — уменьшает. Влияние величины
теплового потока q на сопротивление трения обычно не велико, сопостави-
мо с погрешностью определения сопротивления и при расчете Артр в явном
виде не учитывается. Поэтому коэффициент ф для обогреваемых труб пря-
моточных элементов котла определяется в зависимости от хср, массовой
скорости pw и давления р.
При расчете потери давления в местных сопротивлениях Арм за основу
берется формула для гомогенного потока, аналогичная (8.82), а действитель-
ная структура потока учитывается путем введения условного коэффициента
сопротивления ^:
ДЛ = <С^(1 + *(£-1)). (8-87)
Расчет потери давления от ускорения потока Друск производится по
формуле (8.14,6). Для двухфазного потока эту формулу можно привести к
другому виду с учетом уравнения неразрывности pw=pCMwCM=(l/vCM) -иош'.
Аруск = pw(wK - iuH) = pw(pw -vK- pw • vH) = (pw)2(vK - г>„), (8.88)
где vH и г'к — удельный объем теплоносителя в начале и конце участка
(однофазного или двухфазного).
Удельный объем пароводяной смеси был ранее определен (8.49,6):
Vcm =V' +X(v" -Vf).
Окончательно получим
Аруск = (pw)2(v" ~ v')(sk - а:»). (8-89)

8.5. Виды движения жидкости
279
ДДр/ДЛ
При расчете нивелирного сопро-
тивления (нивелирного напора) ДрНив
среднюю плотность двухфазного потока
определяют по среднему значению ис-
тинного паросодержания
Дрнив = {р' - W ~ p"))gl sin a. (8.90)
Для вертикальной трубы высотой Н
АРпт = ±(р'-<р(р'-р"))дН, (8.91)
где знак «+» для подъемного, а «—» для
опускного движения потока.
Для расчета составляющих перепа-
да давления Ар надо знать конструктив-
ные характеристики трубы (/, d9 а и др.),
а также определить коэффициент тре-
ния Л, коэффициенты местного сопро-
тивления Уш Уи. Эти данные приведены
в нормативном методе гидравлических
расчетов котельных агрегатов и соответ-
ствующих справочниках.
8.5. Виды движения жидкости
При движении однофазного пото-
ка в трубе жидкая (или паровая) фа-
за заполняет все сечение трубы нераз-
рывно, ограничивающей поток поверх-
ностью является стенка трубы, свобод-
ная поверхность отсутствует. Скорость
потока при обогреве изменяется по ра-
диусу и длине трубы, средняя скорость
в любом сечении положительна (по направлению потока). В двухфазном
потоке, в общем случае от х — 0 до х — 1, при установившемся движе-
нии скорости жидкости и паровой фаз положительны, обе направлены по
Х°ДУ среды, количество и распределение их по сечению характеризуются
Расходными и истинными параметрами течения. Отсутствует свободная по-
ВеРхность, ограничивающая поток сверху (или снизу). Движение жидкости,
при котором она заполняет все сечение трубы, скорости фаз отличны от
Рис. 8.13. Сопротивление пароводя-
ного потока в зависимости от па-
росодержания при различных дви-
жениях: 1 — расчетные зависимо-
сти для гомогенного потока; 2 — без
обогрева; 3-е обогревом.

280 Гллва 8
нуля и поток по направлению течения не ограничен свободной поверхно-
стью, называется напорным. При напорном движении относительная ско-
рость w0Th = w* — w* может быть положительной или отрицательной. Какой
режим движения будет, если скорость воды или пара будет равна нулю?
Рассмотрим схему потоков во-
ды и пара в барабане парового кот-
ла (рис. 8.14). Нижнюю половину ба-
рабана занимает жидкая фаза (вода),
верхнюю — пар. Жидкая фаза име-
ет сверху свободную поверхность.
Часть воды непрерывно подается в
опускные трубы контура циркуля-
ции, а пар удаляется в пароперегре-
ватель. Скорости движения воды и
пара в барабане относительно неве-
лики. Из подъемных труб в бара-
бан поступает пароводяная смесь.
На паровые пузырьки, попадающие
в относительно неподвижную жид-
кую фазу, действует сила Архимеда,
и они всплывают вверх. Это явление
называется барботажем пара через
воду. С другой стороны, на каплю
воды, попадающей в паровой объем
барабана, также действует сила Ар-
химеда, но так как плотность капли
(воды) больше плотности окружаю-
щего ее пара, сила Архимеда направ-
лена вниз. При малой скорости пара
капля воды будет падать в водяной
объем. Процесс отделения воды от насыщенного пара называется сепара-
цией пара. Барботаж пара и сепарация пара имеют общие закономерности.
Движение одной фазы потока в неподвижном или медленно движущемся
слое второй фазы, при котором сверху имеется свободная поверхность, раз-
деляющая фазы, называется безнапорным движением двухфазной среды.
Определяющей силой в безнапорном движении является сила Архимеда.
Напорное движение создается разностью давлений в различных по-
перечных сечениях потока. Перепад давления между этими сечениями Ар
определяется сопротивлением трения, местным сопротивлением, сопротив-
лением ускорения и нивелирным сопротивлением:
Ар = ДрГр -f Дрм + Друск + Дрнпв-
Рис. 8.14. Схема потоков воды и пара в
барабане котла: 1 — вода из экономайзе-
ра; 2 — вода в опускные трубы; 3 — па-
роводяная смесь из подъемных труб; 4 —
насыщенный пар в пароперегреватель.

8.5. Виды движения жидкости
281
Насос
1 АР,
--9 * ,
рх т т т р, т т т р.
91 а) ' Ь
2 АР, 3
Насос р р
^К\ ' 1 1 3 3
-ф-:
-о Q--
АР,
*)
Р,
АР,
Я
Насос Р| ~ Л
01 _,
ар7
в)
ч^
'"АР, *
Я
Рис. 8.15. Схемы принудительного движения (а, б) и естественной циркуляции (в).
Возьмем два участка, включенных последовательно по схемам а и б
рис. 8.15. Давление среды в сечениях 1, 2 и 3 равно, соответственно, pi,
Р2 и рз- Перепад давления на участках Api = pi — Р2, Др2 — Р2 — Рз>
суммарный перепад давления Ар = Др1 -f Др2 = Pi — Рз- Для преодоления
сопротивления насос должен создать напор, равный Ар; следовательно, дви-
жение потока по участкам 1 и 2 происходит под воздействием сил давления,
развиваемых насосом. Такое движение потока называется принудительным.
Соединим сечения 1 и 3 участков 1 и 2 (схема «в» рис. 8.15) таким
образом, чтобы эти участки образовали замкнутую систему. При этом сум-
марный перепад давления равен нулю:
Ар = Api + Др2 = 0.
Будет ли движение среды по участкам 1 и 2? Раскроем выражения для
сопротивлений Api и Ар2:
АрТр.1 + Дрм.| + Аруск.1 + Дрнив I + Дртр.2 + ДрУск2 + Дрнив.2 = 0. (8.92)
Сопротивление трения и местные по своей физической природе требу-
ет затрат энергии на их преодоление при движении потока; сопротивление
Ускорения может быть равно нулю при адиабатном потоке, больше нуля при
нагреве и меньше нуля при охлаждении потока, в нашем случае происхо-
дит нагрев потока, ApycK > 0; нивелирное сопротивление при подъемном

282
Глава 8
движении в вертикальной или наклоненной трубе положительно, энергия
потока, затрачиваемая на преодоление этого сопротивления, идет на увели-
чение потенциальной энергии потока; при опускном движении нивелирное
сопротивление отрицательно, т. е. потенциальная энергия потока превраща-
ется в энергию движения потока. Таким образом, нивелирное сопротивле-
ние (его называют нивелирным напором) на опускном участке может быть
источником энергии в замкнутой системе типа «в» на рис. 8.15.
Запишем выражения ДрШт в формулу (8.92):
- рсрлдН + рср.гдН 4- ApTp.i + Дртр.2+
+ Дрм., + Дрм.2 + Друск.1 + Друск.2 = 0. (8.93)
Перегруппируем слагаемые этой формулы:
(Рср.1 - pcp.i)gH =
= ДрТр.1 + ДрТр2 + Дрм.1 + ДРм.2 + Друск.1 4- Друск.2- (8.94)
Левую часть выражения (8.94) называют движущимся напором 5ДВ:
5дв-(рСр.1-Рср.2^Я. (8.95)
Тогда
5ДВ = ]г АРтР + Y,Ар™+ Y, Ару™- (8,96)
Возможны случаи:
1) участки 1 и 2 необогреваемы, q\ = qi = 0; при этом рсрл = рСр.2
и 5ДВ.1 = 0, движения потока по участкам 1 и 2 не будет;
2) на участке 1^=0, на участке 2 #2 > 0; pCp.i > Рср.2 и 5ДВ.2 > 0, дви-
жение потока происходит по направлению: участок 1 — участок 2 (против
часовой стрелки);
3) на участке 1 q\ > 0, на участке 2 q<i > 0: рср.\ > рСр.2 и 5дв.з > 0,
но 5дв.з < ^B.2, интенсивность движения будет меньше, чем в случае 2.
Следовательно, для увеличения движущегося напора 5дв надо увели-
чивать рСр.| (qi уменьшать до нуля) и уменьшить рср2 (увеличивать <?2)-
Подводимая теплота является внешним источником энергии, необходимой
для преодоления сопротивления движению потока в замкнутом контуре.
Движение среды по замкнутому контуру называется циркуляцией потока.
Циркуляция, возникающая вследствие разности плотностей среды в необо-
греваемых или слабонагреваемых трубах с опускным движением и в обо-
греваемых трубах с подъемным движением, называется естественной. Ес-
ли в контур циркуляции встроить насос, то получим контур с многократной
принудительной циркуляцией.

8.6. Контрольные вопросы
283
Все указанные виды движения жидкостей (однофазной и двухфазной)
описываются уравнениями неразрывности, движения, энергии, состояния.
Однако начальные и граничные условия для разных видов движения имеют
свои особенности, что приводит к различным решениям основных уравне-
ний. Особенности применения уравнений неразрывности, движения, энер-
гии и состояния рассматриваются в последующих главах.
8.6. Контрольные вопросы
1. Как изменится массовая скорость потока pw при изменении сече-
ния трубы в два раза?
2. В каком случае нивелирная составляющая гидравлического со-
противления облегчает работу насоса, перекачивающего воду по
трубам?
3. На какой поверхности обогреваемой трубы (наружной или вну-
тренней) плотность теплового потока больше, во сколько раз и
почему?
4. В чем различие расходных и истинных параметров течения двух-
фазного потока в трубах?
5. Чем различаются расходное и истинное объемное паросодержа-
ние?
6. Как рассчитать величину недогрева воды на входе в обогреваемую
трубу для условия появления паровой фазы в выходном сечении
трубы?
7. В каких трубах (горизонтальных, вертикальных) при движении
двухфазного потока следует ожидать более высокую температуру
металла (при одинаковых значениях q, pw)?
8. В чем заключается различие между напорным и безнапорным дви-
жением, между принудительным движением потока и его цирку-
ляцией?

Глава 9
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
9.1. Металл паровых котлов
Условия работы металла в паровых котлах отличаются большим раз-
нообразием: температура изменяется от комнатной до 1000°С и более, дав-
ление — от атмосферного до 35 МПа, рабочая среда — от нейтральной до
химически активной.
В наиболее простых условиях работает металл каркаса котла, его об-
шивка — при атмосферном давлении, температуре менее 100°, окружающая
среда — воздух. Элементы воздухоподогревателя (трубы, трубные доски,
уплотнения, крепление) также работают при давлении, близком к атмосфер-
ному, но температура значительно выше. Учитывая большой расход металла
на изготовление воздухоподогревателя и низкие нагрузки (тепловые и меха-
нические) стремятся использовать дешевую углеродистую сталь, при этом
в некоторых случаях приходится вводить ограничения на конструкцию воз-
духоподогревателя, температуру горячего воздуха и дымовых газов таким
образом, чтобы температура металла не превышала допустимой для угле-
родистой стали. Металл воздухоподогревателя подвергается воздействию
сернокислотной коррозии и абразивному износу летучей золой (при сжига-
нии твердого топлива). В условиях высоких температур (1000°С и более)
и интенсивной коррозии работают неохлаждаемые стойки и подвески труб,
их крепежные элементы, детали горелок.
К другой группе элементов конструкции парового котла относятся по-
верхности нагрева, включающие обогреваемые трубы и коллектора, тру-
бопроводы между поверхностями нагрева, барабан, работающие под воз-
действием не только температуры, но и высокого внутреннего давления
рабочей среды. Кроме того, поверхности нагрева подвергаются коррозии с
газовой стороны и со стороны водного теплоносителя, абразивному износу
летучей золой. Конкретные условия работы металла разных поверхностей
нагрева существенно различаются, и, соответственно, для их выполнения
необходимо использовать металл разного качества.

9.1. Металл паровых котлов
285
Работоспособность металла определяется комплексом его механиче-
ских, технологических и специальных свойств и зависит от химического
состава и структурного состояния.
Специальные свойства металла учитывают особенности работы его в
конкретных условиях. Для поверхностей нагрева паровых котлов, работа-
ющих при высоких температурах, важное значение имеют жаропрочность и
окалиностойкость металла. Жаропрочность — способность материала вы-
держивать механические нагрузки без существенной деформации и разру-
шения при повышенных температурах. Жаропрочность отражает свойство
стали сохранять прочность, пластичность и стабильность структуры при
высоких температурах в условиях ползучести металла в течение расчет-
ного срока службы в сочетании с высокой коррозионной стойкостью. Жа-
ростойкость (окалиностойкость) — способность материала противостоять
химическому разрушению поверхности под воздействием окислительной
газовой среды при высоких температурах. Критерием окалиностойкости
служит удельная потеря массы при окислении металла за определенный
период времени.
Каждая марка стали имеет предельные значения по температуре, выше
которых наступает интенсивная коррозия металла в газовой среде (ока-
линообразование) и изменение структуры металла с резким ухудшением
его механических свойств. Поэтому для каждой марки стали, использу-
емой в паровых котлах, устанавливается предельная температура наружной
поверхности по жаропрочности и окалинообразованию. Коррозия металла
поверхностей нагрева парового котла с внешней (газовой) и внутренней
(водопаровой) стороны снижает прочностные характеристики металла, что
может привести к его разрушению. Кроме того, продукты коррозии на стен-
ках обогреваемой трубы уменьшают коэффициент теплопередачи от газов
к водному теплоносителю; продукты коррозии попадают в водный тепло-
носитель, загрязняя его (см. главу XII).
Перечень марок сталей, используемых в паровых котлах, представлен
в таблице 9.1. Там же указана предельно допустимая температура наруж-
ной поверхности металла £пр, °С, по жаропрочности, высокотемпературной
наружной коррозии и окалинообразованию.
Расчет элементов парового котла на прочность.
Условия работы металла в различных элементах парового котла, расчетные
значения давления и температуры теплоносителя в нем и другие исходные
Данные для расчета на прочность определяются в результате теплового,
гидравлического и аэродинамического расчетов. В свою очередь, при про-
ведении этих расчетов необходимо знать конструктивные характеристики
элементов котла (диаметры труб, коллекторов, толщину стенок труб и дру-
гие), которые должны определяться при расчете на прочность. Практиче-
ски, при тепловом расчете элементов парового котла на основе имеющихся

286
Глава 9
промышленных или экспериментальных данных принимается марка ста-
ли, диаметр и толщина стенки труб. После теплового расчета проводится
расчет элементов котла на прочность, в результате которого могут быть
определены (в зависимости от целей расчета):
— толщина стенки труб, коллектора, барабана, 5, м, которая сравнивается
с предварительно принятой величиной 5пр, м (S ^ 5пр);
— приведенное напряжение от внутреннего давления <тпр, Па; эта величи-
на не должна превышать номинальное допустимое напряжение [а], Па;
— допустимое рабочее давление рдоп, Па, которое должно быть больше
действительного рабочего давления р, Па;
— температура наружной поверхности стенки £"тР5 °С; она должна быть
ниже предельно допустимой температуры £пр.
Если предварительно принятые конструктивные характеристики эле-
мента не удовлетворяют условиям прочности, тепловой расчет котла повто-
ряется с новыми исходными данными.
Методика расчета элементов теплоэнергетического оборудования, необ-
ходимые характеристики металла изложены в соответствующих нормах,
а также в справочной литературе.
9.2. Расчет температурного режима обогреваемых труб
Надежность температурного режима обогреваемых труб определяется
их механической прочностью, отсутствием окалинообразования или изме-
нения структуры металла. На надежность работы труб оказывают влияние
резкие колебания температуры металла, вызванные колебанием теплового
потока, расхода и температуры водного теплоносителя, изменением коэф-
фициента теплоотдачи от стенки к среде и т. п. Колебания температуры
металла вызывает разрушение окисных пленок, что интенсифицирует ока-
линообразование, и появление трещин на металле.
При расчете температурного режима обогреваемой трубы определяют
значения температуры, металла:
— на внутренней поверхности стенки трубы ^" (используется при рас-
чете коэффициента теплоотдачи от стенки к водному теплоносителю
и для анализа физико-химических процессов, протекающих на этой
поверхности и вблизи нее);
— в среднем (по толщине) сечении стенки трубы t$ (используется для
расчета длительной прочности трубы);

9.2. Расчет температурного режима обогреваемых труб
287
Таблица 9.1. Стали, применяемые в паровых котлах
Марка стали
Область применения
СтЗ
20
15К
20К
22К
16ГНМА
12 MX
15 ХМ
12X1 МФ
15Х1М1Ф
12Х2МФСР
12X1 МФБ
(ЭИ531)
20Х1М1Ф1БР
12Х18Н10Т
12Х18Н12Т
12ХИВ2МФ
(ЭИ 756)
10X17
10Х20Н14С2
ЮХ23Н13
12Х18Ы12Т
Сталь углеродистая общего назначения. -
Несущие элементы конструкций, работающие при температу-
ре до 425° С; каркас; газопроводы; трубные элементы котлов
(до 200° С); трубопроводы (до 300° С)
Сталь углеродистая качественная
Сварные конструкции, трубопроводы, змееевики, трубы перегре-
вателей, коллекторов, трубные пучки теплообменных аппаратов,
работающие при температурах до 450°С под давлением. Допуска-
ется температура эксплуатации труб поверхностей нагрева котлов
до 450° С (при сжигании мазута - до 450° С)
Барабаны и сосуды паровых котлов, работающие до 450° С и под
давлением менее 6 МПа
Барабаны паровых котлов при давлении 6-12,5 МПа
Сталь легированная перлитного класса '
Барабаны паровых котлов высоких параметров пара
Трубы перегревателей, паропроводы и коллекторы высокого дав-
ления, работающие при температуре до 530° С
Паропроводы и пароперегреватели при t до 550° С
Коллекторы котлов, паропроводы высокого и сверхвысокого дав-
ления при температуре до 570° С; поверхности нагрева котлов:
при сжигании мазута - до 450° С (q > 400 кВт/м2) или 585° С
(q < 400 кВт/м2) эстонского сланца - до 540° С, других видов
топлива - до 585°С (температура интенсивного окалинообразова-
ния 650° С)
Коллекторы котлов и паропроводы высокого и сверхвысокого дав-
ления при t до 575° С
Поверхности нагрева паровых котлов (пароперегреватели): при
сжигании мазута - до 585°С, эстонского сланца - до 545°С, других
видов топлива - до 585 -f- 600° С
Фланцевые соединения паропроводов и аппаратов при температу-
ре до 580° С
Сталь высоколегированная аустенитного кчасса
Паропроводы при температуре до 650°С; пароперегреватели: при
сжигании мазута и эстонского сланца - до 610° С; при сжигании
других топлив - до 640°С (температура интенсивного окалинооб-
разования 850° С)
для тех же условий; при сжигании мазута - до 620°С; при сжига-
нии других топлив - до 630° С
Стали для неохлаждаемых креплений поверхностей нагрева
Предельная рабочая температура: 1000° С
-//- 1200° С
-//- 1100° С
-//- 800° С

288
Глава 9
— на наружной поверхности стенки трубы £"т (по этой температуре произ-
водится оценка вероятностей окалинообразования и изменения струк-
туры металла).
II
и
II
N
Сечение I -1
Сечение II -- II
Рис. 9.1. Схема распределения тепловых потоков на боковой панели НРЧ.
Методику расчета температурного режима труб рассмотрим на примере
одного из элементов парового котла -- вертикальной панели НРЧ, располо-
женной на боковой стенке топочной камеры (рис. 9.1). Считаем, что вес
геометрические размеры рассчитываемой панели известны.
Прежде всего определим среднее удельное тепловосприятие элемен-
та q3J], кВт/м2. Из расчета топки известно тепловосприятие топочной каме-
ры Qn, кДж/кг, в расчете на 1 кг (м3) топлива, расчетный расход топли-

9.2. Расчет температурного режима обогреваемых труб 289
ва -Вр, кг/с (м3/с), лучевоспринимающая поверхность нагрева Нл, м2. По
этим данным рассчитывается среднее удельное тепловосприятие поверхно-
стей нагрева топки qn, кВт/м2:
9л = -|г-. (9.1)
Тепловыделение в топочной камере имеет сложный объемный харак-
тер, что приводит к значительной неравномерности тепловосприятия между
стенками топки, по высоте топки и по ширине стенки. При расчете удель-
ных тепловоеприятий элементов топки это учитывается коэффициентами
неравномерности тепловосприятия: между стенками топки г]С1, по высоте
топки 77в, по ширине стенки топки г)ш.
В случае, когда горелки расположены только на фронтальной стенке
топки, для заднего экрана принимается г)ст — 1,1, при этом для остальных
стен 77с г принимается одинаковым и определяется по тепловому балансу
топки (г/ст = 0,95). Для всех других случаев расположения горелок прини-
мается г?ст = 1.
Среднее тепловосприятие настенного экрана qCT будет равно
' 9ст = Г?ст<?л. ' (9.2)
Неравномерность тепловосприятия по высоте существенна. Макси-
мальные значения коэффициента г/в для всех видов топлива достигают
значения г)™йкс = 1,5 в нижней трети топки, а в верхней трети — (г/в) =
= 0,6-0,7. Значения коэффициента г]в носят усредненный характер; для
более точного определения тепловосприятия по высоте топки необходимо
делать позонный расчет топки.
Коэффициент неравномерности тепловосприятия по ширине стены за-
висит от количества элементов (пакетов, панелей) на стене топки. Если на
стене находится три или четыре элемента, то для наиболее обогреваемого
элемента г)ш = 1,1; пять или шесть элементов: г}ш = 1,2. Максимальное
значение коэффициента равно: в нижней части топки ?^,акс = 1,3; в верх-
ней - ^акс = 1,4.
В результате, среднее удельное тепловосприятие элемента будет равно
<Ь = 'Пст'Пв'ПшЯп- (9.3)
Любая поверхность нагрева котла (его элемент) представляет собой си-
стсму параллельно включенных труб, каждая из которых характеризуется
°воим расходом среды, тепловосприятием, приращением энтальпии среды,
Распределением температуры по ее длине и т.д. В результате определенного
Котельные установки

290
Глава 9
сочетания этих параметров одна из труб будет иметь наиболее высокую тем-
пературу металла. Трубы, находящиеся в наиболее опасных температурных
условиях, называются развереннылш.
Среднее удельное тепловосприятие разверенной трубы элемента пане-
ли определяется по формуле
Чт = г/т<7эл, (9.4)
где т/т — коэффициент неравномерности тепловосприятия разверенной тру-
бы элемента.
Максимальное значение г]т зависит от количества элементов на стене:
один или два элемента г)™*™ — 1,3; три элемента ^,акс — 1,2; четыре и
более т?тмакс = 1,1.
При эксплуатации паровых котлов возможны сравнительно длительные
местные изменения обогрева элементов (выход отдельных участков труб из
общего ряда, несимметричное включение и отклонение горелок, переход на
другой вид топлива и т. п.). Расчет на так называемое временное повышение
неравномерности тепловосприятия проводится с учетом дополнительного
коэффициента Аг}т:
qT = (r/T + Д7?т)<7эл- (9.5)
Для радиационных поверхностей нагрева AqT = 0,15 -~- 0,25.
Расчет температурного режима труб проводится по максимальному
удельному тепловосприятию разверенных труб q£,aKC, которое определяет-
ся по формуле
„макс „макс,„макс„ _, ^.макс /о £\
Если в результате позонного расчета или промышленных испытаний,
определено удельное теповосприятие элемента q^KC, то можно использовать
формулу
макс макс макс /д п\
Рассмотренные нами значения удельного тепловосприятия относятся
к наружной поверхности труб. Как уже было отмечено в § 8.2, пересчет
теплового потока на внутреннюю поверхность производится с помощью
коэффициента (3 — dH/dBH.
Особенностью теплообмена в топочной камере и других поверхностях
нагрева парового котла является неравномерный обогрев труб по перимет-
ру (рис. 9.1, сечение 1-1). Неравномерность обогрева приводит к перетоку
теплоты сгорания от обогреваемой стороны (называется еще лобовой сторо-
ной) к тыльной, необогреваемой. При этом тепловой поток на внутренней
поверхности трубы становится более равномерным по периметру трубы.
Снижение максимального теплового потока и выравнивание его величины

9.2. Расчет температурного режима обогреваемых труб 291
по периметру трубы за счет растечки теплоты по металлу характеризуется
коэффициентом растечки тепла /i.
Для большинства поверхностей нагрева парового котла значения коэф-
фициента растечки лежат в пределах 0,85 -f-1.
Таким образом, максимальное удельное тепловосприятие внутренней
поверхности разверенной трубы q*H рассчитывается по формуле:
дтвн = ^ЧГС- (9-8)
Температура металла разверенной трубы определяется по формулам
а) для внутренней поверхности
б) для середины стенки
в) для наружной поверхности
где: tpCp - температура рабочей среды в рассчитываемом сечении разве-
ренной трубы, °С; Q2 — коэффициент теплоотдачи стенки к рабочей среде,
кВт/(м2-К); ^отл> SM ~ толщина слоя внутритрубных отложений и стенки
трубы, м; Аотл, Ам — коэффициент теплопроводности отложений и металла,
кВт/(м-К).
В общем случае, определение разверенной трубы и наиболее опасного
сечения не однозначно. При этом необходимо учитывать влияние парамет-
ров, входящих в формулы (9.9)-=-(9.11) на температуру стенки.
а) Максимальная температура рабочей среды имеет место на выходе из
разверенной трубы £*; эта температура равна
t^t^ + St", (9.12)
гДе /;*л — средняя (расчетная) температура на выходе элемента, °С (в сече-
нии II на рис. 9.1); StKT — превышение температуры среды в разверенной
трубе над средней в элементе, °С.
Величина 8Ц определяется неравномерностью обогрева труб, различи-
ем поверхности нагрева и расхода среды по трубам (см. главу X).
10*

292
Глава 9
б) Расположение зоны максимального теплового потока д"акс в пре-
делах рассматриваемой поверхности зависит от ее расположения. Для ра-
диационных поверхностей нагрева необходимо учитывать, что наивысшая
тепловая нагрузка соответствует ядру факела, поэтому максимальный теп-
ловой поток в панели будет, как правило, в трубе, расположенной ближе к
середине стены, на которой она расположена, и в сечении трубы, находя-
щейся ближе всего к ядру факела.
В ширмах максимальный тепловой поток приходится на нижний уча-
сток первой трубы, обращенный в сторону факела, в конвективных паропе-
регревателях — на первый ряд (по ходу газов).
в) Коэффициент теплоотдачи о>2 по длине трубы изменяется немоно-
тонно, возможен кризис теплообмена (при докритическом давлении) или
режим ухудшенного теплообмена (при сверхкритическом давлении), когда
температура металла может резко возрасти.
г) Внутритрубные отложения
обладают плохой теплопроводно-
стью, поэтому даже незначительное
их количество по массе может при-
вести к существенному росту темпе-
ратуры металла.
д) Толщина стенки трубы опре-
деляется из расчета на прочность:
Теплопроводно сть металла Ам зави-
сит от марки стали и температуры
(рис. 9.2).
Температурный режим обогре-
ваемой трубы рассчитывается в се-
чениях, где: температура рабочей
среды или тепловой поток макси-
мальны; коэффициент агминимален;
максимальна величина внутритруб-
ных отложений. В случае, когда не удается четко разделить эти сечения, тем-
пературный режим определяют по совокупности влияния рассмотренных
параметров при их максимальном вкладе в величину температуры металла.
Расчет Ам проводится по следующей схеме.
Изменение температуры металла Д£м, °С, по толщине металла 5М, мм,
определяется по формуле
AtM = q^. . (9.13)
Расчет AtM проводят в следующей последовательности: задаются сред-
ней температурой металла t^ (на 50-100°С выше температуры рабочей
)
4П
30
20
10
Л,
D1
м-С
'230
_i^
4 ._
_, 2
300
400
500
600
f'Cl
Рис. 9.2. Теплопроводность сталей в за-
висимости от температуры: 1 — 20; 2 —
12Х1МФ; 3 - 12Х2МФСР; 4"- X18Н1 ОТ.

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ТРУБЫ
293
среды), по этой температуре из рис. 9.2 определяют Ам, затем по (9.13)
находят Д£м.
Рассчитывают tcCj по (9.10), и если она отличается от первоначально
принятой больше, чем на 100°С, проводят уточнение расчета Ам и AtM.
Пример. Труба диаметром 32/20 мм, .сталь 12Х1МФ, £р.ср = 390°С,
qw =400кВт/м2.
Задаемся £сс?=390 + 100 = 490°С. По рис. 9.2 Ам=0,035 кВт/(м-К);
5М = (32 - 20)/2 = 6 мм; Д*м = 400 6Q ^ = 69°С. Уточнения значе-
ний Ам и Д£м не требуется.
9.3. Условия теплообмена на стенке трубы по длине
прямолинейного канала
Из курса по «Тепломассообмену» известно, что на теплоотдачу от стен-
ки к рабочей среде влияют режимные параметры (pw, q)9 теплофизические
свойства рабочей среды (ср, А, ц и др.) и структура потока, геометрические
характеристики канала, его пространственное расположение, конструктив-
ное выполнение (гибы, интенсификаторы теплообмена и пр.). В теплооб-
менниках различного назначения, в том числе и поверхностях нагрева па-
ровых котлов, имеется свое сочетание конкретных условий протекания теп-
лообмена. В данном параграфе проведем анализ изменения коэффициента
теплоотдачи осч по длине прямолинейного вертикального канала (трубы) для
условий работы прямоточного и барабанного паровых котлов при докрити-
ческом и сверхкритическом давлении водного теплоносителя. В следующем
параграфе рассмотрим особенности теплообмена в горизонтальных трубах,
в криволинейных каналах.
9.3.1. Теплообмен при докритическом давлении водного
теплоносителя
При докритическом давлении паровые котлы могут выполняться как
прямоточного, так и барабанного типа. С точки зрения условий теплоотда-
чи от стенки к рабочей среде и температурного режима обогреваемой трубы,
работа этих типов котлов существенно различается: в прямоточном котле
весь процесс генерации пара (испарения воды) от энтальпии воды на линии
насыщения (х = 0) до энтальпии пара на линии насыщения (х — 1) про-
исходит в обогреваемых трубах, структура пароводяного потока, в общем
случае, постепенно изменяется по длине канала (глава 8), при этом в ка-
ком-то сечении трубы будет происходить кризис теплообмена, сопровожда-
ющийся более или менее значительным изменением температуры стенки

294
Глава 9
трубы. В барабанных котлах в испарительной поверхности в пар превраща-
ется только часть воды, пароводяная смесь с массовым паросодержанием хк
поступает в барабан или выносной циклон, где происходит отделение пара
от воды. Пар направляется в пароперегреватель, а вода снова поступает в
контур циркуляции, где частично испаряется, и т. д. Кратность циркуляции
в контуре /сц связана с хк простой зависимостью:
xK = l/kn или кц = 1/хк. (9.14)
Следовательно, воздействуя на кратность циркуляции в испарительном
контуре барабанного котла, мы можем в определенных границах изменять
паросодержание хк. Таким образом, при анализе условий теплообмена и
температурного режима труб при докритическом давлении прежде всего
следует установить параметры, при которых возникает кризис теплообмена,
с тем чтобы в барабанных котлах избежать его, а в прямоточных котлах
свести к допустимым пределам его отрицательные последствия.
Кризис теплообмена в трубах может возникнуть при разных режимах
{ двухфазного потока в зависимости от величины теплового потока q. На
рис. 9.3 показаны основные случаи сочетания режимов течения, истинного
паро содержания ip и теплового потока q по длине канала (по величине
массового паро содержания х), характерных для кризиса теплообмена.
При больших значениях теплового потока qa (рис. 9.3, а) поверхност-
ное кипение воды начинается еще при х < 0, т.е. когда поток жидкости
недогрет до температуры кипения. Пузыри пара конденсируются вблизи
стенки. Следовательно, паровая фаза находится только в пристенном слое;
в этом слое истинное паросодержание <рст максимально. По мере увеличе-
ния температуры жидкости £ж и массового паро содержания от хвх до жа
интенсивность конденсации паровых пузырей уменьшается, отвод пара от
стенки снижается. Это приводит к увеличению доли паровой фазы на стен-
ке, передача тепла происходит не к воде, а пару, коэффициент теплоотдачи
при этом резко снижается, температура стенки скачкообразно растет. Таким
образом, в сечении 1-1 возникает кризис теплоотдачи. Значения теплового
потока <7а и массового паро содержания ха в сечении кризиса называются
критическими и обозначаются qKp и хкр. При заданных значениях массовой
скорости pw, давления среды р и диаметра трубы dm между qKp и хкр суще-
ствует взаимозависимость, выражаемая на рис. 9.3 для рассматриваемого
случая точкой а (точка пересечения (.та, q&)).
Кризис теплообмена в случае рис. 9.3,а характеризуется высоким теп-
ловым потоком и малым коэффициентом теплоотдачи к пару, что может,
привести к недопустимо высокому значению температуры стенки.
Понижение теплового потока приводит к тому, что кризис теплооб-
мена наступает при более высоком значении массового паросодержания.

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ГРУБЫ 295
_. j | _
а) б) в) г)
Рис. 9.3. Соотношение между тепловым потоком q, массовым х и истинным tp
паросодержанием и режимами течения пароводяного потока в трубе при кризисе
теплоотдачи: а — поток сильно недогретой жидкости; б — пузырьковый режим те-
чения; в — дисперсно-кольцевой режим (хдк — начало режима); г — дисперсный
режим; 1-1 — сечение кризиса; 2-2 — сечение перед кризисом; 3-3 — сечение после
кризиса.
При прогреве ядра потока до температуры кипения пузыри пара, уноси-
мые потоком от стенки, не конденсируются и заполняют все сечение трубы
(пузырьковый режим течения, х > 0). Паровые пузыри расположены не
Равномерно по сечению трубы. На самой поверхности стенки имеется слой

296
Глава 9
жидкости. В любой момент времени часть поверхности занята образующи-
мися пузырьками пара, поэтому у поверхности стенки <р > О (рис. 9.3,6).
Достигнув определенных размеров, пузыри пара отрываются от стенки и
двигаются в сторону ядра потока. Из ядра потока к стенке движется жид-
кость для восполнения ее потерь. Встречное движение жидкости и паровых
пузырей затрудняет их взаимное перемещение в двухфазном пограничном
слое. Замедленное удаление паровых пузырей из этого слоя приводит к
увеличенному паросодержанию в нем. Пройдя через двухфазный слой, па-
ровые пузыри попадают в ядро потока, где их «концентрация» (истинное
паросодержание) уменьшается. Таким образом, максимальное значение (р
находится в двухфазном пограничном слое (рис. 93,6).
При заданном значении теплового потока qBH по мере прохождения па-
ровой смеси по трубе массовое паросодержание увеличивается, истинное
паросодержание в пограничном слое растет (рис. 9.3,6), поток жидкости
к стенке уменьшается. В результате, при высоком интенсивном паросодер-
жании в пограничном слое устойчивость пограничного слоя нарушается,
жидкость из ядра потока к стенке через него не поступает, возникает кризис
кипения (сечение 1-1) рис. 9.3,6, балансовое массовое паросодержание хв.
Имевшаяся до этого пленка жидкости на стенке испаряется, и образуется
паровая пленка с существенно меньшим коэффициентом теплоотдачи.
Рассмотренные нами два случая кризиса теплообмена (область недо-
гретой жидкости, область малого паро содержания при пузырьковом режи-
ме течения) имеют общую физическую основу: нарушение устойчивости
двухфазного пограничного слоя, когда движущийся от стенки поток пара
препятствует поступлению жидкости к стенке, в результате чего на стен-
ке вместо слоя жидкости образуется паровая пленка. Такой тип кризиса
теплообмена называется кризисом первого рода.
Дальнейшее снижение теплового потока приводит к тому, что кри-
зис теплообмена не возникает вплоть до образования дисперсно-кольце-
вого режима течения потока. На рис. 9.3 через хДК обозначено масссовое
паросодержание, при котором происходит переход к дисперсно-кольцево-
му режиму. Этот режим течения двухфазного потока характерен тем, что
часть жидкости течет по стенке трубы в виде пленки, а остальная жидкая
фаза находится в виде капель в паровом потоке (рис: 9.3, в). Между жид-
кой пленкой на стенке и паровым потоком существует достаточно четкая
граница раздела. Основным механизмом отвода теплоты от стенки является
не образование на стенке паровых пузырей и их отвод, а испарение жид-
кости с поверхности пленки. Поэтому по мере утончения жидкой пленки
значение (р в ней стремится к нулю. Утончение пленки происходит также
за счет механического уноса капель воды паровым потоком с гребней волн,
образующихся на поверхности пленки. С другой стороны, из ядра потока
часть водяных капель падает на поверхность пленки, т. е. «орашает» ее. За
счет орошения масса жидкой пленки растет.

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ТРУБЫ 297
Рассмотрим возникновение кризиса теплообмена при дисперсно-коль-
цевом режиме течения (рис. 9.3, в, тепловой поток qc). Толщина жидкой
пленки при ее течении вдоль стенки постепенно уменьшается за счет ис-
парения с поверхности, образования паровых пузырьков и механического
уноса. Орошение пленки пока не учитываем. В сечении 1-1 происходит
полное высыхание жидкой пленки, дальше стенка омывается потоком па-
ра — наступает кризис теплообмена. Этот кризис теплообмена называется
кризисом второго рода без орошения.
Для кризиса второго рода без орошения характерно то, что в зоне своего
существования по тепловому потоку (от qi до q<i> рис. 9.3) он происходит
практически при одном и том же значении массового паросодержания х°Т,
которое называется граничным паросодержанием.
Орошение жидкой пленки каплями воды увеличивает ее массу, что
приводит к «задержке» кризиса теплообмена. Кризис второго рода с
орошением имеет место при граничном паросодержании хф более вы-
соком, чем х£р, причем хгр зависит от qKp (пунктирная кривая BE на
рис. 9.3).
При тепловом потоке qa < qi (рис. 9.3,г) кризис теплообмена возни-
кает при дисперсном режиме течения и называется кризисом орошения. Он
связан с тем, что до сечения 1-1 стенка трубы орошается каплями воды
из ядра потока, которые испаряются на стенке и охлаждают ее. В сечении
кризиса теплообмена выпадение капель воды на стенку прекращается и она
охлаждается только потоком пара. Оставшиеся в потоке капли воды испаря-
ются за счет теплообмена с паром. Так как при кризисе орошения тепловые
потоки малы, то и изменение температуры стенки составляет всего несколь-
ко градусов.
Таким образом, всю область зависимости qKp — f(xKp) можно разде-
лить на зоны (рис. 9.3): АВ — зона кризиса 1 рода; ВД — зона кризиса
2 рода без орошения; BE — зона кризиса 2 рода с орошением; Д(Е)Р —
зона кризиса орошения. При хорошем (интенсивном) орошении обогревае-
мой стенки кризис теплообмена 2 рода выражен не столь явно (кривая BG),
приближаясь по своим характеристикам к кризису 1 рода.
По экспериментальным данным на рис. 9.4 построена зависимость qKp
от недогрева воды Д£нед — ts — Vcp и массового паросодержания х
для разных значений массовой скорости pw при постоянном давле-
нии р — 16 МПа. Пунктиром показаны минимальные значения паросодер-
жания хсГр. При pw = 750 и 1000 кг/(м-с) имеется четкая граница перехода
кризиса 1 рода в кризис 2 рода при .т°р = 0> 35 -г- 0, 32. Для р = 16 МПа зону
кризиса 2 рода по qKp можно принять от 0,8 МВт/м2 до 0. С повышением
массовой скорости (pw — 1500 кг/(м2-с) и более) граничное паросодержа-
ние x*L уменьшается, но оно здесь носит более условный характер, т. к.
резкого перелома в зависимости qKp от х не наблюдается.

298 ГЛАВА 9
A q МВт/м'
At °C40 30 20 10 0 0,1 0,2 0.3 0.4 0,5 х
Рис. 9.4. Зависимость дкр от х и недогрева Д£НСд (р = 16 МПа) при кипении воды
в трубе диаметром 8 мм: 1 — qKp; 2 — х^.
Влияние массовой скорости на параметры кризиса теплообмена неод-
нозначно, в области недогретой жидкости и при малом паросодержании (х
до 0,2 -4-0,25) увеличение массовой скорости потока существенно увеличи-
вается qKp (при постоянной энтальпии потока) и смещает хкр (при q =
= const) дальше по ходу среды, в область более высоких значений х.
При х > 0,2 -4- 0,25 влияние массовой скорости на qKp и хкр мало.
Отметим кратко влияние других параметров на qKp и хкр. При постоян-
ном значении рги с ростом давления <?кр снижается (при больших значениях
массового паро содержания qKp незначительно возрастает). С уменьшением
диаметра (при d < 20 мм) qKp растет. Увеличение диаметра трубы свыше
20 мм мало сказывается на qKp.
Значительное снижение qKp происходит при потере гидравлической
устойчивости в поверхностях нагрева, когда пульсация расхода среды в па-
раллельных трубах вызывает пульсацию паросодержания и давления в них.
При одинаковых средних значениях pip и х в пульсационном режиме qKp
может быть в 5 раз меньше, чем в устойчивом, беспульсационном режиме.
Поэтому пульсационные режимы в поверхностях нагрева не допускаются.

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ГРУБЫ
299
Коэффициент запаса до кризиса теплообмена kq представляет собой
отношение критической плотности теплового потока qKp к выбранному рас-
четному значению qp:
кя = ЯкР/дР- (9.15)
Величина коэффициента запаса до кризиса влияет на надежность и
экономичность поверхности нагрева и всего парового котла.
Уменьшение величины коэффициента запаса (kq -> 1) дает возмож-
ность увеличить расчетное значение теплового потока qp и, тем самым,
уменьшить поверхность нагрева, снизить затраты материалов, ее стоимость.,
С другой стороны, появляется вероятность выхода какого-либо элемента на
кризис теплообмена, при этом температура стенки резко возрастает и мо-
жет произойти разрыв трубы. На рис. 9.5 представлена зависимость скачка
температуры стенки в момент кризиса 1 и 2 рода от массовой скорости и
плотности теплового потока. Видно, что скачок температуры составляет де-
сятки и сотни градусов. Уменьшить его можно за счет снижения теплового
потока, т. е. перехода в зону кризиса 2 рода, но поверхность нагрева при
этом возрастет. Второй путь уменьшения скачка температуры — увеличение
массовой скорости потока pw, кг/(м2-с), до нескольких тысяч — также при-
водит к снижению экономичности установки, т. к. требует дополнительного
расхода энергии на преодоление гидравлического сопротивления труб.
Рассмотрим определение коэффициента запаса до кризиса теплообме-
на для какой-либо заданной поверхности нагрева (элемента). При этом из
теплового расчета парового котла нам известны: конструкция поверхности
нагрева (диаметр труб, их количество и длина, материал), средняя массовая
скорость в элементе pw, средняя расчетная плотность теплового потока qp
и распределение ее по ширине и длине элемента, средняя относительная
энтальпия среды на входе хвх и выходе хвых из элемента, давление среды р.
По заданным значениям ри pw строим зависимость qKp от хкр с учетом
поправок на неравномерность обогрева по периметру трубы и диаметр тру-
бы (линия ABC на рис. 9.6). Учитывая, что зависимость qKp от хкр строится
по экспериментальным данным, допустимые значения критического тепло-
вого потока дДОп должны определяться с учетом статистического разброса
исходных данных:
<7доп = qKp -3crq; (9.16)
где aq — среднеквадратичные отклонения экспериментальных данных
по qKp.
Если при построении линии ВС на рис. 9.6 брать минимальные зна-
чения х° как это сделано на рис. 9.4, то среднее квадратичное отклонение
Для них ах можно принять равным нулю. Таким образом, кривые А1 В1 С
на рис. 9.6 представляют собой допустимые значения плотности теплового
потока для условий работы поверхности нагрева.

300
Глава 9
300
чир, кг/(м2-с)
Рис. 9.5. Зависимость скачка температуры стенки в момент кризиса теплообме-
на 1 рода (а) и 2 рода (б) от массовой скорости и плотности теплового потока
(р = 14, 7 МПа).
Строим график, показывающий соотношение расчетной тепловой на-
грузки б/р и массового паросодержания (в том числе и в области недогрева
жидкости) х по длине трубы от хвх до хвых (кривая KLMN). При нерав-
номерном тепловом потоке по длине трубы паросодержание в сечении М
находят из уравнения теплового баланса. Изменение паросодержания от хвх
до х(М) составит Ах м-
При изменении теплового потока в п раз величина Ахм также из-
менится в п раз. Воспользуемся этим свойством для построения кривой
K"L"M"N", касающейся кривой А!В'С в точке М".
Точка Мп характеризует допустимые значения ждоп и длоп, определен-
ные по кривой А!В'С, и максимально возможные расчетные значения х™*™
и <?р1акс по кривой К"Ь"М"И", выше которых уже наступит кризис теп-
лообмена. Следовательно, в точке М"\ q™aKC — ддоп; з^ых0 " ;/;доп- С учетом
точности определения величин г/р,акс и х™™х расчет коэффициента запаса

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ТРУБЫ
301
1,
7
/доп
[
А
^vjlf"^
bV--^—^
^\ ^^J^^y^
\"'^fL1 /
К<
^У^х -
^>vx
\ р
N
^>^Z р
1КС
\ \
Б'
^_
►
Рис. 9.6. К определению коэффициента запаса до кризиса теплообмена.
ведут не по точке М", а по точке М', в которой тепловой поток равен:
дмакс _ Зз-^ а паросодержание х™*™ — Ъах. В результате коэффициент запаса
до кризиса теплообмена равен
kg —
(9.17)
где qp — берется в соответственной точке М.
Критическая точка М" может быть на участках кризиса 1 рода или
кризиса 2 рода.
Коэффициент запаса kq должен быть больше или равен минимально
допустимому коэффициенту запаса кдШ, характеризующего экономичность
и надежность работы конкретной установки или ее элемента.
Коэффициент запаса Щш можно представить как произведение коэф-
фициентов запаса кг, учитывающих возможные отклонения параметров ра-
боты или конструкции элемента (установки) от средних расчетных значе-
ний:
kr = Uk*-
(9.18)

302
Глава 9
Набор коэффициентов запаса ki зависит от назначения и условий рабо-
ты установки. При расчете испарительных поверхностей нагрева паровых
котлов учитываются следующие факторы:
1) Неравномерность температуры воды на входе в отдельные трубы
поверхности нагрева из-за плохого (неполного) перемешивания воды в кол-
лекторе после предыдущей поверхности нагрева {к\ = 1,01-1,03). Осо-
бенно опасна неравномерная раздача по, трубам пароводяной смеси. Для
теплонапряженных поверхностей нагрева в прямоточных котлах (НРЧ) не
допускается подача в поверхности нагрева пароводяной смеси, недогрев до
кипения должен составлять примерно 150 кДж/кг. На всем испарительном
тракте (по крайней мере до х — 0,7) не следует устанавливать промежуточ-
ные коллекторы. При необходимости раздать по трубам пароводяную смесь
раздающий коллектор выполняется специальной конструкции.
2) Неравномерность тепловосприятия (см § 9.2) в топочной камере
между стенками топки (&2 = ??ст, до 1,1), по высоте топки (к$ — rjB, до 1,5),
по ширине стены (к$ = т/ш, до 1,4). Расчет температурного режима элемента
ведется по ^акс, поэтому график qp = f(x) на рис. 9.6 (линия KLMN)
можно строить не по среднему значению тепловой нагрузки, а по ^акс.
В этом случае коэффициенты запаса &2, &з и &4 в общем коэффициенте
запаса к™м не учитываются.
3) Неравномерность расхода среды по трубам (гидравлическая развер-
1 ка) (&5 — 1,1 -f- 1,2) и конструктивная нетождественность труб (различие
длин) (fee = 1,05 -г-1,2) рассматриваются в главе 10.
Коэффициенты запаса fei -г- fee характеризуют условия работы разверен-.
ной трубы, а соотношение между ними представляет собой ее теплогидрав-
лическую характеристику.
4) Группа факторов, обусловленная расчетом, проектированием, изго-
товлением и эксплуатацией парового котла и его элементов:
— погрешности расчета (кг = 1,1);
- — отклонение фактического тепловосприятия поверхности нагрева от
расчетного (feg = 1,1);
— отклонение реальной мощности парового котла от расчетной (feg =
= 1,04-=-1,05);
— отклонение мощности парового котла из-за колебаний нагрузки на тур-
богенераторе (/сю = 1,03).
Из представленных оценочных значений коэффициента запаса видно,
что наибольший вклад вносит неравномерность тепловосприятия (А>2 • А:з •
&4 = 2 -f- 2,3), остальные факторы дают величину порядка 1,5 -f- 1,6. Та-
ким образом, если коэффициент запаса до кризиса теплообмена определять
по д^акс, учитывающему коэффициенты /е2, fes и /с4, то fcjy,m = 1,5 -г- 1,6;

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ТРУБЫ 303
если же коэффициент запаса рассчитывать по средней тепловой нагрузке qp,
то к™" = (1,5- 1,6). (2-г 2,3) -3-3,8.
Общая характеристика возможности возникновения кризиса теплооб-
мена в паровых котлах может быть сделана по графикам рис. 9.4, постро-
енных для давления 16 МПа (для других давлений строятся аналогичные
графики). Близкое к этому значению имеют испарительные поверхности
барабанных и прямоточных котлов при давлении перегретого пара 14 МПа.
В барабанных паровых котлах вода поступает в подъемные обогрева-
емые трубы с небольшим недогревом до кипения. Массовая скорость среды
в подъемных трубах контура естественной циркуляции невысокая и состав-
ляет 750-1000 кг/(м2-с). При таком значении pw граничное паро содержание
.Трр = 0,33 -г 0,35 (рис. 9.4. Чтобы предотвратить появление кризиса тепло-
обмена 2 рода, паро содержание на выходе из подъемной трубы хВЬ|Х должно
быть не более 0,20 -f- 0,25, что соответствует минимальной кратности цир-
куляции 4 -г 5. Принимая хвых = 0,2 -f 0,25 и pw = 750 кг/(м2-с), коэффи-
циент запаса к™т = 3,5, по рис. 9.4 оценим порядок допустимых значений
плотности теплового потока (на внутреннюю поверхность трубы, при диа-
метрах трубы 60 х 50 мм (3 = 1,2): в верхней части топки q*4 = 300 кВт/м2,
в средней части gj;p"4 = 430 кВт/м2, в нижней части gjj-4 — 500 кВт/м2. В об-
ласти максимума тепловыделения в топке (примерно 1/4-1/3 высоты топки)
допустим воспринятый тепловой поток (по наружному диаметру) не более
350-400 кВт/м2. Полученные значения носят оценочный характер, их мож-
но использовать в качестве первого приближения, при расчете топочного
режима.
В прямоточных паровых котлах вода в нижнюю радиационную часть
(НРЧ) поступает с недогревом порядка 30-40°С, а на выходе из НРЧ паро-
содержание должно быть хвых = 0,7-0,75. Такое паросодержание соответ-
ствует дисперсному режиму течения, и, следовательно, можно организовать
равномерную раздачу пароводяной смеси в трубы последующей поверхно-
сти нагрева. Чтобы избежать в этих условиях в НРЧ кризиса теплообмена
2 рода, приходится принимать более высокую массовую скорость: pw =
= 1500-2500 кг/м2-с). Из рис. 9.4 видно, что даже при высокой массовой ско-
рости избежать кризиса теплообмена 1 рода не удается: для этого тепловой
поток в конце трубы (при к™ш = 3,5) должен быть порядка 100 кВт/м2, а
НРЧ находится в зоне высокого тепловыделения в топке (q3n > 300 кВт/м2).
Следовательно, в трубах НРЧ возникает кризис 2 рода и часть трубы, распо-
ложенная за этим сечением, работает в условиях закризисного теплообмена
(область ухудшенного теплообмена).
Работа трубы в области ухудшенного теплообмена разрешается, если
разность между температурой стенки и рабочей средой не превышает 80°С.
На рис. 9.7 показано соотношение между массовой скоростью pw и тепло-

304
Глава 9
вым потоком на внутреннюю поверхность qBU, обеспечивающее разность
температур 80°С. Из рисунка видно, что прирш = 1500-2000 кг/(м2-с) и
р — 14,7 МПа тепловой поток qBH должен быть не более 480-550 кВт/м2,
а на наружную поверхность (диаметр трубы 38 х 29 мм, (3 = 1,31) — qH =
— 370 — 420 кВт/м2. Если взять коэффициент запаса kq ~ 3,5, то допустимая
величина теплового потока q*on = 105-120 кВт/м2, что в три раза меньше,
чем для барабанных котлов. Для обеспечения допустимого температурного
режима трубы в этих условиях необходимо, с одной стороны, проектиро-
вать топочные камеры с невысокой тепловой нагрузкой на экраны (проще
это делать для пылеугольных котлов, труднее — для газомазутных); с другой
стороны — уменьшать неравномерность тепловосприятия, гидравлическую
разверку, строго выдерживать ре-
3000
2500
2000
1500
1000
рги, кг/(м-'-с)
^
Ш7
^^
250 350 450 550
650
кВт/м2
жим эксплуатации; при необходи-
мости увеличивать дальше массо-
вую скорость среды (гидравличе-
ское сопротивление трубы возраста-
ет). Для улучшения теплообмена в
зоне кризиса и закризисной области
возможно использование турбулиза-
торов, которые вызывают дополни-
тельное перемешивание. Турбулй-
заторы различных видов использу-
ются в реакторах АЭС, в паровых
котлах они не нашли применения
из-за сложности выполнения и уве-
личения гидравлического сопротив-
ления.
Коэффициент теплоотдачи от
стенки к водному теплоносителю Q2
в докризисной области значитель-
но больше, чем в закризисной.
В докризисной области коэффици-
ент теплоотдачи a<i по физической сущности различается в зависимости
от соотношения температуры потока tn, стенки tCT и температуры насыще-
ния ts. Можно выделить следующие зоны:
а) Зона подогрева (экономайзерная) — от температуры потока на входе в
участок tBX до температуры начала кипения tHK (см. рис. 8.7). Коэффициент
теплоотдачи определяется по формулам конвективного теплообмена для
однофазной жидкости:
Рис. 9.7. Массовые скорости потока,
обеспечивающие разность температур
между стенкой и средой до 80° С:
1,2,3,4,5 -р = 3,92; 9,8; 9,8; 14,7; 17,6;
19,6 МПа.
Nv = 0,023Де??'8Рг?'4,
(9.19)

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ТРУБЫ
305
где
f_iu — коэффициент вязкости, Па-с.
Нижний индекс «п» показывает, что теплофизические характеристики
принимаются по средней температуре потока.
Для водного теплоносителя при pw = 500-^1500 кг/(м2-с) коэффициент
теплоотдачи а2 — 5 -г-12 кВт/(м2-с). Разность температуры стенки и среды
составит для экономайзерного участка НРЧ при qBH = 400 кВт/м2 и pw =
= 1500 кг/(м2-с)
At = tCT -tn = qBH/a2 = 400/10 = 40°C.
В экономайзере, расположенном в конвективной шахте при невысоких
тепловых потоках (q < 30 кВт/м2), At составит всего несколько градусов.
б) Зона поверхностного кипения (кипение воды, недогретой до тем-
пературы насыщения) — от tm до сечения, где температура ядра потока
равна ts (сечение Б на рис. 8.7). Образующиеся на стенке пузыри пара пере-
ходят в ядро потока, где они конденсируются. Эффективность теплообмена
при этом возрастает. На теплообмен при поверхностном кипении оказывают
влияние плотность теплового потока, давление, недогрев до температуры
кипения, скорость. Коэффициент теплоотдачи в этой зоне можно рассчи-
тать по формуле, основанной на представлении поверхностного кипения
как суперпозиции процессов кипения в большом объеме и конвективного
теплообмена однофазной жидкости:
_3 2
a2 = ao{l+[a0(^-^^)] ~2}~3, (9.20)
где ао — коэффициент теплоотдачи при развитом кипении в большом объ-
еме:
а0 = 4, 34 ■ q0J(p°M + 1, 35 • 10~2 • р2), (9.21)
г*к — коэффициент теплоотдачи при турбулентном движении однофазной
жидкости, определяется по формуле (9.19).
При р — 15 МПа ао ~ 20 • д0,7. Если принять q = 400 кВт/м2, ак —
= 10 кВт/(м2-К), (t3 — tn)/я ^ 1/с^к» то получим
а2 9* а0 = 20 • су0'7 = 20 • (400 000)0'7 - 167 • 103 Вт/(м2 • К) =
=-- 167кВт/(м2-К).

306
Глава 9
Таким образом, в зоне поверхностного кипения коэффициент теплоот-
дачи (^возрастает от величины порядка 10 кВт/(м2-К) до 160 кВт/(м2-К), а
разность температур At уменьшится до единиц градусов (At = 400/160 =
— 2, 5°С). Следовательно, температура внутренней поверхности стенки тру-
бы будет мало отличаться от температуры потока, а в конце участка — от
температуры насыщения ts.
в) Зона развитого кипения — до сечения, где происходит кризис тепло-
обмена. В этой зоне массовое паросодержание увеличивается непрерывно,
режимы течения: пузырьковый, снарядный, эмульсионный, дисперсно-коль-
цевой (кольцевой). При высоких тепловых потоках и давлении коэффициент
теплообмена а2 можно оценить по упрощенной зависимости:
а2 = 0,9 • а0 = 0,9 • 4,34 . <7°'7 (р0'14 + 1,35 • Ю-2 • р2). (9.22)
Для р = 15 МПа и q = 400 кВт/м2 а2 = 150 кВт/(м2-К), т.е. в зоне
развитого кипения температура стенки будет выше ts всего на несколько
градусов.
Температура стенки резко возрастает в зоне кризиса теплообмена и в
закризисной зоне. В закризисной зоне двухфазный поток имеет дисперсную
структуру (капли жидкости распределены в потоке пара). Теплота от стенки
отводится конвекцией пара, причем этот пар перегрет. Поступая в ядро
потока, пар охлаждается, отдавая теплоту испаряющимся каплям жидкости.
Таким образом, двухфазный поток в этой зоне термически неравновесен.
Это усложняет расчет теплообмена в закризисной збне.
При pw > 700 -г 800 кг/(м2-с) коэффициент теплоотдачи в зоне ухуд-
шенного теплообмена можно рассчитать по эмпирической формуле
Nu" = 0,023(Де")°'8Ргс0;8 [х + (р" / р')(\ - ж)]0,8 • у, (9.23)
где
у = 1-о11{[(р//Л-1](1-^)}0,4-
В критериях Nu" и Re" значения Л и v принимаются для насыщенного
пара, а Ргст — для пара при температуре стенки. Расчет по этой формуле
проводится методом итерации.
Рассчитанные коэффициенты а2 по (9.23) имеют минимальные значе-
ния в сечении кризиса (£ст максимальна, разность tCT — ts не должна быть
более 80°С). Дальше по длине трубы а2 растет за счет увеличения линей-
ной скорости пара (объем двухфазной смеси растет), температура стенки
при этом несколько уменьшается (см. рис. 8.7). Минимальная температура
стенки в закризисной зоне находится в области конца двухфазного потока
и начала перегрева пара в ядре потока.

9.3. УСЛОВИЯ 1ЕПЛООБМЕНА НАСТЕНКЕ ГРУВЫ 307
Расчет теплообмена в зоне перегретого пара можно вести по форму-
ле (9.23), приняв х = 1. Критерии Nu и Re в этом случае определяются
по средней температуре пара, а Рг — по температуре стенки. Коэффици-
ент теплоотдачи а^ в этой зоне зависит от давления, температуры, ско-
рости пара, теплофизических свойств пара и некоторых других парамет-
ров. Увеличение pw повышает коэффициент теплоотдачи <^2 и уменьша-
ет t™, но приводит к увеличению гидравлического сопротивления. Вели-
чина а.2 мало влияет на общий коэффициент теплопередачи от дымовых
газов к пару (аг ^> c*i) и поверхность нагрева. Поэтому выбор опти-
мального значения скорости пара и а^ определяется прежде всего надеж-
ностью температурного режима. В ширмовых пакетах массовая скорость
pw = 800-1600 кг/(м2-с), в конвективных пакетах пароперегревателя pw =
= 500 -г- 1000 кг/(м2-с), что обеспечивает с*2 = 2,5 -г 4,5 кВт/(м2-К). Что
это дает по температуре стенки? Если для ширмы принять (с учетом коэф-
фициента запаса) qBH = 150-200 кВт/м2 и температуру пара 450 -f- 500°С, то
^" = 500 -т- 540°С. В выходном пакете пароперегревателя tn = 500 -f- 545°C,
qm — 100 -г- 150 кВт/м2, t™ — 540 — 580°С. Из этих данных видно, что в
ширмах и выходном пакете пароперегревателя углеродистую сталь исполь-
зовать нельзя, а можно применять легированную сталь перлитного класса.
В «холодном» пакете (1 ступень) пароперегревателя, включенном по пару
до ширм, tn = 400-ь420°С, qBH = 70-М00 кВт/м2, t™ = 430 Ч-450°С; в этом
случае можно применить качественную углеродистую сталь марки Ст. 20.
Проведенный анализ теплообмена в вертикальных трубах относился к
подъемному движению среда. Дня жидкости и пара при опускном движе-
нии среды можно использовать те же зависимости. При опускном движении
пароводяной смеси можно обеспечить достаточно хороший отвод тепла от
стенки при умеренных массовых скоростях, но этот режим применительно
к поверхностям нагрева паровых котлов не рассматривается, т. к. в контурах
естественной циркуляции участки с опускным движением пароводяной сме-
си не допускается, в испарительных поверхностях с принудительным дви-
жением опускное и горизонтально-опускное движения не рекомендуется по
условиям надежности (усиливается тепловая и гидравлическая разверка) и
гидравлического сопротивления.
9-3.2. Теплообмен при сверхкритическом давлении (СКД) водного
теплоносителя
Особенностью среды при СКД является то, что переход от жидкой фазы
к паровой происходит не скачкообразно (при постоянной температуре), что
имеет место при ДКД, а непрерывно с изменением температуры.
Учитывая это, можно предположить, что характер теплоотдачи к среде
и температурного режима обогреваемых труб при переходе к сверхкрити-

308
Глава 9
40
30
20
10
ческому давлению будет аналогичен докритическому давлению (ДКД), т. е.
следует ожидать зоны с высоким и ухудшенным теплообменом. С увеличе-
нием давления различие между этими зонами сглаживается. Действитель-
но, при ДКД для поверхности нагрева с малым тепловым потоком удает-
ся, практически, избежать кризиса теплообмена на испарительном участке.
При СКД в таких же условиях коэффици-
ент теплоотдачи a<i изменяется по длине
трубы аналогично (см. рис. 9.8, кривая 1):
в зоне жидкости а^ = 8 кВт/(м2-К); в
зоне большой теплоемкости, где происхо-
дит изменение структуры воды, ol<i резко
возрастает, достигая максимального значе-
ния в районе температуры максимальной
теплоемкости £мт, а затем уменьшается; в
зоне пара (газа высокой плотности) осч =
= 4 кВт/(м2-К), т. е. достаточно большое, но
примерно в 2 раза меньше, чем в зоне жид-
кости. При увеличении тепловой нагрузки
(pw = const) максимум коэффициента теп-
лоотдачи #2 в ЗБТ уменьшается (кривые
2,3), а затем (кривые 4,5) при определен-
ном значении q коэффициент, теплоотдачи
при переходе к зоне большой теплоемко-
сти (ЗБТ) не только не увеличивается, но
уменьшается в несколько раз, т. е. наступа-
ет область ухудшенного теплообмена. Пе-
реход к ухудшенному теплообмену не носит
скачкообразного характера, как при кризисе
теплообмена, но рост температуры стенки
трубы может достигать сотен градусов.
Проведем анализ изменения основных
параметров среды (водного теплоносителя) по длине обогреваемой верти-
кальной трубы при СКД (рис. 9.9). На вход трубы подается вода с тем-
пературой tBX < £мт, энтальпией hBX < hMT, расход воды G, кг/с (массовая
скорость pw9 кг/(м2-с)). При постоянной плотности теплового потока qBU по
длине трубы средняя (балансовая) энтальпия потока /гп линейно растет по
высоте (длине) трубы! В каком-то сечении /?п будет равна энтальпии во-
ды /iMT, при этом средняя температура потока tn — tm ( но температура тур-
булентного ядра потока ta будет еще меньше tm, а температура пристенного
слоя — больше £мт). Изменение температуры потока tn по длине трубы не
будет линейным: на начальном участке (в зоне жидкости) теплоемкость ср
изменяется мало и график /,, эквидистантен графику //п; в зоне большой
А л кВт
1 2 м-К
5
Л
4 ^^
-2
^3
ч
о
300
350
400 L °С
Рис. 9.8. Зависимость коэффици-
ента теплоотдачи от температу-
ры среды (р = 25 МПа) при теп-
ловых потоках (кВт/м2): 1 — 115;
2 - 230; 3 - 570; 4 - 880; 5 -
1150.

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СТЕНКЕ ГРУБЫ 309
теплоемкости температура tn изменяется значительно медленнее, чем /гп; в
паровой области теплоемкость постепенно снижается при увеличении hn и
температура потока tn растет более быстро, чем /гп-
В зоне жидкости при h < 1000 -f- 1200 кДж/кг (до сечения 2, рис. 9.9)
теплофизические характеристики воды (Л, р, ср, р) и др.) мало зависят
от температуры, и, следовательно, их изменение по радиусу трубы будет
незначительным, В этих условиях коэффициент теплоотдачи с*2 от стенки к
среде можно рассчитывать по тем же формулам, что и при докритическом
давлении, в частности, по формуле (9.19).
В ЗБТ аналогичные условия имеют место при низких тепловых по-
токах, когда температура по радиусу трубы изменяется мало. Применение
формулы (9.19) в этом случае дает такое же значительное повышение а<2,
как это показано на рис. 9.8 (кривая 1). Температура стенки £ст при этом
незначительно отличается от температуры потока (рис. 9.9, кривая 1). Таким
образом, улучшенный режим теплообмена в ЗБТ при низких тепловых пото-
ках обусловлен резким ростом критерия Рг в (9.19), зависимость которого
от температуры определяется, в первую очередь, изменением теплоемко-
сти ср (см. рис. 8.1),
С увеличением плотности теплового потока характер теплообмена в
ЗБТ и изменения температуры tCT по длине трубы принимают качественно
другой вид (рис. 9.9, кривая 2). Предлагаются различные модели процесса
теплообмена в ЗБТ, но в настоящее время нет чисто теоретического решения
этой проблемы, и для анализа процесса и расчета коэффициента с*2 широко
используются экспериментальные данные. В основе моделей теплообмена
лежит факт, что в ЗБТ при высоких тепловых потоках значительное измене-
ние температуры среды по радиусу трубы приводит к резкому изменению
свойств воды по сечению трубы.
При расчете теплообмена в поверхностях нагрева, работающих в ЗБТ
(НРЧ, СРЧ, ВРЧ) в области энтальпии потока 1000 — 2600 кДж/кг, ис-
пользуют расчетно-графический метод: рассчитывают значение а§ при h =
= 840 кДж/кг (200 ккал/кг) по формуле
Nu = 0,02lRe°/'Pr°nA. (9.24)
По графику (рис. 9.10) определяют коэффициент А, учитывающий влияние
теплового потока qBH кВт/м2 и массовой скорости pw, кг/(м2-с), на коэффи-
циент теплоотдачи в ЗБТ. В результате получаем с*2 = о 2 ' А-
Рис. 9.10, построенный по экспериментальным данным, показывает со-
четания параметров </вн, pw и энтальпии потока /гп, при которых возможен
Улучшенный или ухудшенный режим теплообмена. При (qBH/pw) ^ 0,42
коэффициент Л > 1 во всей зоне БТ. С повышением параметра qBH/'pw
коэффициент Л уменьшается и в конце ЗБТ он становится меньше 1. При
значениях (qm/рм) ^ 0, 7 в экспериментах не наблюдалось резкого роста

310
Глава 9
G{pw)
Рис. 9.9. Изменение основных параметров водного теплоносителя СКД по длине
обогреваемой вертикальной трубы.
температуры стенки трубы, а при (qBH/pw) > 0,7 имели место явно вы-
раженные режимы ухудшенного теплообмена ввиду уменьшения а2- Сле-
довательно, qBH/pw должно быть меньше 0,7. В нормативном методе гид-
равлического расчета котельных агрегатов рекомендуется принимать для
НРЧ массовые скорости, кг/(м2-с): при сжигании мазута pw = 2500, угля
pw = 2000, газа pw = 1500.
При сжигании мазута тепловой поток на внутреннюю поверхность
трубы допускается не более 800 кВт/м2. При pw = 2500 кг/(м2-с) ag =
= 18,3 кВт/(м2-К), параметр qBH/pw = 0,32, коэффициент А — 1,5 (для
/iBb,x = 2000-^2300), а2 = 18, 3 • 1,5 = 27,5 кВт/(м2-К). Разность At = *™ -
- tu = 800/27, 5 = 29°С. При tn = 390 -г- 400°С получим значения темпера-
туры внутренней поверхности стенки £®" = 420—430°С. Казалось бы, что t*c"

9.3. УСЛОВИЯ ТЕПЛООБМЕНА НА СЛЕПКЕ ТРУБЫ
311
0,5 I 1 1 ' 1 1 1 1 ^ 1 1 ' I I I I 1-1
1000 1200 . 1400 1600 1800 2000 2200 2400 2600
/г,п, кДж/кг
Рис. 9.10. Зависимость коэффициента А от энтальпии рабочей среды СКД при раз-
ных значениях параметра q/wp, (кВт/м2)/(кг/м2-с)).
не велика, но надо помнить, что: а) при таком высоком тепловом потоке при-
ращение температуры по толщине стенки AtM будет большим; б) в этой зоне
велика интенсивность образования внутритрубных отложений. Оценка Д£м
по (9.13) для НРЧ (ам = 6 мм, сталь 12Х1МФ) дает величину AtM = 138°С.
Температура наружной стенки будет порядка £"т — (420 -г 430) + 138 =
= 560-^-570°С, т. е. она находится на верхнем пределе применимости стали.
В области энтальпии потока свыше 2600 кДж/кг (за ЗБТ) расчет ко-
эффициента теплоотдачи с*2 ведется по тем же формулам, что и пара при
докритическом давлении.
Пароперегревательные поверхности котлов СКД выполняются в
виде радиационных поверхностей, расположенных в верхней части
топки и горизонтальном газоходе (pw=1000-1500 кг/(м2-с)), ширм
(рш=Ю00-1600 кг/(м2-с)), конвективных пакетов (pw=1000-1600 кг/(м2-с)).
Коэффициент теплоотдачи а<? при этом должен быть не менее
4-6кВт/(м2-К).
В паровых котлах сверхкритического давления имеются поверхности
промежуточного (вторичного) пароперегревателя, где пар после ЦВД турби-
НЬ1 при давлении 3, 6 ■— 4 МПа перегревается от температуры 290-320°С до
°45-570°С. По условиям экономичности применения вторичного перегрева
пара, гидравлическое сопротивление поверхности нагрева его не должно
быть выше 0,2 МПа. Это накладывает ограничения на величину массовой
скорости пара; в первой ступени промперегревателя рги = 250 кг/(м2с),
пРи этом CV2 = 1 кВт/(м2-К), в выходной ступени pw — 300-350 кг/(м2-с),

312
Гплва 9
(х<2 — 1, 2 -г 1,4 кВт/(м2-с). Учитывая высокую температуру вторичного па-
ра и относительно низкую эффективность теплоотдачи с*2, вторичный па-
роперегреватель располагают в зоне невысоких тепловых потоков, но даже
при этом выходные пакеты его приходится делать из легированной стали
перлитного или аустенитного класса.
Интенсивность теплообмена в области жидкости и пара не зависит от
направления потока в вертикальной трубе (подъемное или опускное); в ЗБТ
при опускном движении в обогреваемой трубе силы естественной конвек-
ции турбулизируют поток и интенсивность теплоотдачи растет, режимы с
ухудшенным теплообменом не возникают. Поэтому, с точки зрения обес-
печения нормального теплообмена, в ЗБТ можно выполнять вертикальные
поверхности нагрева с подъемным и опускным движением среды. Следует
отметить, что участки с опускным движением существенно влияют на гид-
равлическую и, соотвественно, тепловую разверку в панели в сторону их
ухудшения (см. главу 10).
9.4. Особенности температурного режима горизонтальных
труб, криволинейных каналов и газоплотных экранов
Горизонтальные и слабонаклонные трубы. Из гори-
зонтальных труб выполняется экономайзер и пароперегреватель, располо-
женные в конвективной шахте, радиационные поверхности в прямоточных
котлах.
При движении пароводяной смеси в горизонтальных трубах возможны
режимы течения (слоистый, волновой, поршневой), при которых верхняя
часть трубы непрерывно или периодически омывается паром, а нижняя
часть — водой. При обогреве трубы теплоотдача к паровой фазе ниже, чем
к жидкой, и это вызывает значительный перегрев верхней части трубы по
сравнению с нижней (рис. 9.11). При перепаде температуры по периметру
трубы более 50°С, пульсации ее за счет наброса воды на верхнюю часть
трубы, происходит разрушение оксидной пленки на поверхности металла и
интенсификации коррозионных процессов, появляются усталостные трещи-
ны в металле. Расслоенные режимы течения недопустимы. Минимальные
массовые скорости, при которых расслоенные режимы переходят в осе-
симметричные, составляют при р = 15 МПа и q — 200 кВт/м2: для труб
с dBU = 50 мм (pw)mm — 1200-1500 кг/(м2-с); для труб с dm = 20 -=- 30 мм
(рм)мпн = Ю00 + 1200 кг/(м2-с). В барабанных котлах с естественной цир-
куляцией обеспечить такие массовые скорости не удается, поэтому в них
горизонтальные обогреваемые участки не делаются.
Экономайзеры кипящего типа (желательно, чтобы .тВЬ1Х < 0,25)
располагаются в зоне невысоких тепловых потоков (q < 20 кВт/м2),

9.4. Особенности температурного режима горизонтальных груб 313
О 90 180 270 360°
Угол от нижней
образующей трубы
A qKP, kBt/mj
0,5-
~1 1 1 1 1 Г
0 ОД 0,2 0,3 0,4 0,5 0,1
Рис. 9.11. Перегрев верхней обра- Рис. 9.12. Зависимость критического теп-
зующей горизонтальной трубы по лового потока qKp от паросодержания х для
сравнению с нижней при расслоен- вертикальных (1) и горизонтальных (2)
ном режиме течения: 1-3 — р соот- труб (р = 7 МПа, гир — 680 кг/(м2-с),
ветственно 11; 18; 22,4 МПа. dB„ = 12, 7 мм).
для них ((pw)mni = 500 -г- 700 кг/(м2с), рекомендуется принимать
pw — 800 Ч-1000 кг/(м2-с). Для некипящих экономайзеров pw = 500 -г
600 кг/(м2-с).
В прямоточных котлах и барабанных котлах с многократной принуди-
тельной циркуляцией в испарительных поверхностях нагрева можно избе-
жать расслоенные режимы, приняв pw > 1000 -т-1200 кг/(м2-с). Но и в этих
условиях толщина жидкой пленки у верхней образующей трубы меньше,
чем у нижней и боковых (средних), жидкая пленка испаряется быстрее и
кризис теплообмена на верхней образующей начинается при меньшем зна-
чении qKp и хгр (рис. 9.12). Для горизонтальных испарительных труб реко-
мендуется принимать граничное паросодержание х,ор: прир = 5,0-f 10 МПа
*гор = 0,2; р = 10 -f 15 МПа .тгор = 0,1; р = 15 -=- 17 МПа хгор = 0. Эти
значения меньше, чем при вертикальном расположении труб.
В наклонных парообразующих трубах может возникать асимметрия
потока, поэтому область ухудшенного теплообмена в них несколько больше,
чем в вертикальных, но меньше, чем в горизонтальных.
Более сильно угол наклона трубы влияет на переход от расслоенных
режимов течения к осесимметричным: при а — 15°(рш)\ШМ снижается при-
мерно в два раза, что уже может быть обеспечено в контурах естественной
Циркуляции. Поэтому в этих контурах допускаются обогреваемые участ-
ки с углом наклона более 15°. В прямоточных котлах, где массовая ско-

314
Глава 9
рость выше, расслоение потока практически прекращается при угле поряд-
ка 10°. Желательно делать испарительные поверхности нагрева с наклоном
более 10°.
При сверхкритическом давлении в зоне
600 | 1 1 1 1 больших теплоемкостей в горизонтальных и
/, °С | | I у I слабонаклонных трубах теплоотдача по пе-
риметру также различается: слои жидкости
с меньшей плотностью поднимаются к верх-
500 | 1—/\f—Ц-Л—| ней образующей, коэффициент теплоотдачи
снижается по сравнению со средним значе-
нием и нижней образующей, а температура
стенки увеличивается (рис. 9.13).
400 |/ ^^"Т I I ^ горизонтальных пароперегревателях
ДКД и СКД расчет теплообмена ведется по
тем же зависимостям, что и для вертикаль-
ных. При движении в горизонтальной тру-
Зоо I'''' бе однофазной среды различия в плотно-
300 400 500 сти среды у верхней и нижней образующих
/in, кДж/кг практически нет.
Криволинейные каналы (изо-
гнутые трубы) образуются при изготовле-
нии змеевиковых поверхностей нагрева (эко-
номайзер, пароперегреватель), ширмы. При
турбулентном течении в изогнутых трубах
воды и пара при ДКД и СКД за счет вто-
ричных течений происходит закрутка пото-
ка, увеличивается перемешивание. Коэффи-
циент о?2 в изогнутых трубах выше, чем в прямых. Примерное соотноше-
ние:
(9.25)
/
/>-
V
/
2
/
*
у
Jn^
у
к
\
у
Рис. 9.13. Зависимость темпе-
ратуры стенки у верхней (1)
и нижней (2) образующих го-
ризонтальной трубы при СКД
от энтальпии (hn) и температу-
ры (tn) потока.
сгЧ3/а2 = 1 + 3,5 -d/Д
где D — диаметр гиба.
При движении двухфазного потока в изогнутых трубах режим течения
изменяется под воздействием центробежных (инерционных) сил. С уве-
личением скорости потока влияние инерционных сил возрастает и про-
исходит разделение потока: вода отжимается к наружной образующей ги-
ба, а пар — ко внутренней (рис. 9.14, сечение а). При низком давлении
могут возникнуть вторичные токи в сечении трубы (сечение б), которые
перераспределяют жидкую фазу по сечению, и она сосредотачивается у
внутренней образующей. На криволинейных участках условия для воз-
никновения кризиса кипения и перехода в зону ухудшенного теплообме-
на могут создаваться раньше (при меньших значениях средних балансовых

9.4. Особенности температурного режима горизонтальных груб 315
Рис. 9.14. Режимы течения двухфазного потока в криволинейном канале при высо-
ком (а) и низком (б) давлении.
паросодержаниях), чем в прямых трубах. С учетом сказанного, выполне-
ние криволинейных участков в испарительных поверхностях при ДКД,
особенно в зоне высоких тепловых потоков, не желательно. При необ-
ходимости изготовления гибов (навивка Рамзина) проводят проверку их
температурного режима, устанавливают в углах топки, где тепловые пото-
ки ниже.
При сверхкритическом давлении в криволинейных каналах с малым
радиусом гиба коэффициент теплоотдачи близок к с*2 для прямых труб.
В этом случае можно делать поверхности нагрева с изогнутыми трубами.
Газоплотные экраны. В газоплотных экранах трубы соединя-
ются в цельносварную панель перемычками. Независимо от конструктив-
ного выполнения, половина соединительной перемычки, прилегающая к
трубе, называется плавником.
На рис. 9.15 показано конструктивное выполнение плавниковой тру-
бы и обозначены основные размеры: S — шаг труб; h — высота плавни-
ку Ьв, Ьк — толщина плавника в вершине и корне, соответственно. При
равномерном падающем (подводимом) тепловом потоке qimjl воспринятый
тепловой поток q и температура стенки трубы и плавника будут нерав-
номерными по периметру. Максимальная температура стенки трубы бу-
дут на лобовой образующей, а плавника — в его вершине. Из-за гради-

316 Глава 9
Рис. 9.15. Температурные поля в плавниковой ттзубе (стрелками показана растечка
теплоты в трубе и плавниках).
ента температуры происходит растечка тепла как по стенке трубы, так и
по плавнику.
Температура стенки плавниковой трубы настенной радиационной по-
верхности нагрева на лобовой образующей определяется как для гладких
труб.
На прочность цельносварных панелей большое влияние оказывает раз-
ность температур в свариваемых (соседних) трубах,, вызывающая термиче-
ские напряжения в плавниках и трубах. Допускается разность температур
рабочей среды в свариваемых трубах не более 50°С. Особенно трудно вы-
держать это требование в НРЧ котлов сверхкритического давления, где на
фронтовой и задней стенах (реже — на боковых) располагаются рядом па-
нели, включенные последовательно по ходу рабочей среды и, соответствен-
но, имеющие разную температуру среды. Для выравнивания температуры
среды по панелям делают байпас первого хода НРЧ, г. е. через панели про-
пускают часть воды, средняя температура ее при этом увеличивается и ста-
новится близкой к температуре второго хода; оставшуюся воду направляют
по необогреваемым байпасным трубам, после первого хода оба потока воды
смешиваются и направляются во второй ход.

9.5. Влияние внутритрубных отложений мл температурный режим 317
Ошипованные трубы. Теплоизоляционная набивка между ши-
пами (хромитовая, корундовая, хромомагнезитовая и т. п.) имеет теплопро-
водность в 15-25 раз меньше, чем металл шипа (углеродистая сталь, сталь
12Х1МФ, сихромалсвая сталь), поэтому в ножке шипа происходит концен-
трация теплового потока в 3-4 и более раза. Это приводит к повышению
температуры наружной поверхности стенки и средней по толщине стенки.
9.5. Влияние внутритрубных отложений на
температурный режим обогреваемых труб
Питательная вода, поступающая в паровой котел, содержит определен-
ное количество примеси (оксиды железа, меди и других металлов, соли
жесткости, кислород, углекислота и т. д. — см. главу 12). По мере прохожде-
ния водного теплоносителя по пароводяному тракту котла часть примеси
осаждается на внутренней поверхности трубы. При контакте теплоносите-
ля со стенкой происходит коррозия металла, продукты коррозии частично
переходят в воду, а частично остаются на поверхности металла. Суммарное
количество продуктов коррозии на поверхности и осадившейся примеси
представляет собой внутритрубные отложения.
Наличие отложений на внутренней поверхности обогреваемой трубы
сказывается двояко на температурном режиме: 1) изменяется коэффициент
теплоотдачи а^; 2) слой отложений представляет собой дополнительное
термическое сопротивление.
Внутритрубные отложения имеют капиллярно-пористую структуру,
диаметр капилляров составляет от 0,5 до 8 -f- 10 мкм, количество их до-
стигает 3000-5000 на 1 мм2. Шероховатая поверхность отложений интен-
сифицирует теплообмен в области однофазного потока в зоне ухудшенного
теплообмена (на закризисном участке) в 2-6 раз. Пористая структура спо-
собствует усилению парообразования, т.к. увеличивается число центров
парообразования. С одной стороны, это усиливает теплоотдачу; с другой
стороны — паровая пленка образуется при меньших значениях паросодер-
жания. Кризис теплоотдачи наступает при меньших значениях теплового
потока, но скачок температуры при кризисе в 1,5-3 раза меньше. В некото-
рых случаях (непроточные пористые отложения, отложения накипеобразо-
вателей в пористой матрице и т. д.) скачок температуры может быть заметно
выще5 чем на чистой трубе. Расчет теплообмена ведется без учета влияния
отложений на а2.
Термическое сопротивление слоя отложений составляет значитель-
ную величину, повышает температуру стенки трубы на десятки градусов
и> поэтому, обязательно учитывается при анализе температурного режи-
Ма трубы.

318
Глава 9
Перепад (разность) температур в слое отложений At0Tn зависит от теп
лового потока qm] — [i(3qMaKc, толщины слоя 5отп и его теплопроводности А0Тл
Толщина слоя отложений может составлять десятки и сотни мкм, коэффи
циент теплопроводности Аотл — 0, 3 ~3 Вт/(м-К). Величина Д£0тл составляет
Д*от.
Яви 100
ЮО ' Аотл
100 отл'
(9.26
где перепад температуры в слое отложений Д£"тл? отнесенный ь
qBH = 100 кВт/м2, определяется по номограмме рис. 9.16 в зависимости
от Аотл, Вт/(м-К), и дотд, мкм.
АДС. °С
200 6ОТ1, мкм
Рис. 9.16. Зависимость перепада температуры в слое отложении при с/Вн ~~*
= 100 кВт/м2 от толщины слоя 50гл и теплопроводности отложений А0Тл.
Из рис. 9.16 видно, что при 50ТД — 100 мкм, Аотл = 1 Вт/('м-К),
двн = 100 кВт/м2 перепад температур в слое отложений t" составит 10°С
В зоне высоких тепловых потоков (qBH = 500-800 кВт/м'-) это уже будет
^отл = —ттйл— • 10 = 50 -г- 80°С. На эту же величину возрастет средняя
температура стенки t$ и температура наружной поверхности £"т Отсюда
следует: для обеспечения надежности работы трубы (по прочности и окали-
нообразованию) мы должны применить более жаропрочную и жаростойкую,
сталь или, при той же марке стали, уменьшить температуру рабочей среды
на 50-80°С. Первый путь ведет к удорожанию поверхности нагрева и все-
го котла, второй путь трудно осуществить, так как на последовательности
включения поверхностей нагрева влияет много других факторов, однако
при выборе тепловой схемы котла необходимо учитывать и этот фактор.

., 9.6. Контрольные вопросы 319
9.6. Контрольные вопросы
1. Какую сталь следует использовать в экранных поверхностях на-
грева в котлах сверхкритического давления при сжигании камен-
ного угля?
2. Какая из разновидностей неравномерности тепловосприятия в
топке имеет наибольшее значение и почему?
3. Зачем рассчитывается температура металла на наружной поверх-
ности обогреваемой трубы?
4. В чем состоит различие кризисов теплообмена 1 и 2 рода?
5. Перечислите основные составляющие (факторы) коэффициента
запаса до кризиса теплообмена.
6. Как рассчитывается коэффициент теплоотдачи при поверхностном
кипении воды?
7. Может ли работать поверхность нагрева парового котла в закри-
зисной области теплообмена?
8. При каких условиях возможен ухудшенный теплообмен к воде
СКД?
9. Можно ли располагать изогнутые участки труб в зоне интенсив-
ного теплообмена в топке котла?
0. Как влияют на теплообмен и температурный режим обогреваемой
трубы внутритрубные отложения примесей воды?

Глава 10
ГИДРОДИНАМИКА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ
В ПОВЕРХНОСТЯХ
С ПРИНУДИТЕЛЬНЫМ ДВИЖЕНИЕМ
10.1. Классификация поверхностей нагрева и их
характеристики
Поверхности нагрева парового котла по виду теплоотдачи к ним от
дымовых газов разделяются на три группы (рис. 10.1): радиационные, по-
лурадиационные, конвективные.
Радиационные поверхности нагрева расположены на стенках, поде и
потолке топочной камеры, горизонтального газохода и конвективной шахты:
Полурадиационные поверхности (ширмы) располагаются в топке (в
верхней ее части) и в горизонтальном газоходе (в особых случаях — в опуск-
ной шахте). Ширмы являются ступенью пароперегревателя. Они могут быть
вертикальными или горизонтальными (рис. 10.1)).
Конвективные поверхности находятся в горизонтальном газоходе и в
конвективной шахте и делаются с горизонтальным и вертикальным распо-
ложением труб (рис. 10.1)).
Конструктивное выполнение поверхностей нагрева, их крепление, об-
муровка и другие аналогичные вопросы рассматриваются в других главах.
В данной главе нас интересуют характеристики и параметры работы, вли-
яющие на их надежность с точки зрения температурного режима, условий
охлаждения труб, устойчивости гидравлического режима.
В гл. 9 отмечено, что испарительные поверхности барабанных котлов
выполняются в топке в виде вертикальных панелей с подъемным движени-
ем, а у прямоточных котлов докритического давления, кроме того, можно
делать горизонтальные или слабонаклонные панели, но в них приходится
идти на большие массовые скорости для предотвращения расслоения паро-
водяной смеси. Панели с опускным движением потока при ДКД не делают-
ся. При сверхкритическом давлении высокий коэффициент теплоотдачи а2
можно обеспечить при любом движении среды, поэтому в паровых котлах

10.1. Классификация поверхностей нагрева и их характеристики 321
Рис. 10.1. Основные схемы гидравлических контуров поверхностей нагрева с при-
нудительным движением рабочего тела: а — горизонтальная навивка экранов; б —
вертикальные панели; в — П- и U-образные панели; г — N-образная панель; д —
многоходовая панель с вертикальными трубами; е — многоходовая панель с гори-
зонтальными трубами; ж — L-образная ширма; з — двойная L-образная ширма;
и — горизонтальная ширма; к — U-образная ширма; л — многоходовая вертикальная
ширма; м — вертикальный конвективный пакет; н — горизонтальный конвективный
пакет.
СКД можно встретить любую из представленных на рис. 10.1 схем радиаци-
онных поверхностей нагрева. Но, учитывая, что для горизонтальных труб
и участков поверхности для обеспечения необходимого а2 требуется более
высокая скорость, панели с такими элементами не рекомендуется распола-
гать в области высоких тепловых потоков, особенно при сжигании мазута.
Кроме того, U-, П-, iV-образные панели (см. рис. 10.1)), как будет показано
в данной главе, имеют меньшую гидравлическую устойчивость.
Важной характеристикой конструкции любой поверхности нагрева
(элемента котла) является общая поверхность нагрева ее Н)Л, а также по-
Котельные установки

322
Глава К)
верхность нагрева каждой из труб Ят. Если в элементе параллельно вклю-
чено п труб, то средняя поверхность нагрева одной трубы будет равна
Нср = Нэп/п. (10.1)
В действительности, трубы элемента имеют различную длину LT и,
соответственно, разную поверхность нагрева Ят. Отношение обогреваемой
поверхности отдельной трубы Ят к средней обогреваемой поверхности труб
элемента Яср называется коэффициентом конструктивной нетождествен-
ности TjK\
rjK = НТ/Нср. (10.2)
Поверхность нагрева можно выразить через обогреваемую длину дан-
ной трубы LT и средней по конструктивному элементу Lcp: радиационная
поверхность
Ят = Ьтс£г(!) ■ *т; Яср = Xcprfcp(|) • хср, (10.3)
где хт, хср — угловой коэффициент труб; S — шаг труб; конвективная по-
верхность
Ят = LT7rdT; Hcp = Lcp7rdcp; (10.4),
полурадиационная поверхность
Ят = £т.2Лт(|)т..тт; ЯСр = ЬСр.2сгСр(|) • xQp. (10.5)
При dT = dcp\ ( ~ ] = (4) ; #т = жСр коэффициент г/к будет равен
г)к = LT/Lcp. (10.6)
Наименьшую величину коэффициент г/к имеет у одноходовых верти-
кальных панелей, горизонтальной навивки, многоходовых панелей (с гори-
зонтальными или вертикальными трубами), в конвективных змеевиковых
поверхностях, где длина труб большая и отличие LT и Lcp мало проявля-
ется (г]к = 0,95 — 1,05). В U-, П-, L-образных панелях, горизонтальных
ширмах конструктивная нетождественность значительна (г/к = 0,8 -т- 1,2 и
больше). Следует иметь в виду, что при обводке труб вокруг горелок, лазов,
лючков, взрывных клапанов и т.д. их длина увеличивается. В этом случае
коэффициент г)к рассчитывается для конкретных условий.
Неравномерности тепловосприятия панелей зависят от места их распо-
ложения. Например, горизонтальная навивка Рамзина (рис. 10.1,а) проходит

10.1. Классификация поверхностей нагрева и их характеристики 323
по всем четырем стенам топки и, следовательно, интегрирует неравномер-
ности по ширине стен и между стенами. Вертикальная панель, располо-
женная по всей высоте топки, наоборот, сглаживает неравномерность теп-
ловосприятия по высоте. Таким образом, чем больше поверхность нагрева,
тем ближе к единице коэффициенты 7]ст, г/ш и г]в, по которым определяют
среднее удельное тепловосприятие элемента q3n. Но при этом увеличивает-
ся разность в удельных тепловосприятиях отдельных труб в элементе qT и
коэффициент неравномерности тепловосприятия rjx = q-^/q^.
h г G
"'В\ ^Э1
Рис. 10.2. Схема обогреваемого элемента котла.
По водному теплоносителю поверхности нагрева представляют собой
параллельно включенные каналы, имеющие общие входные (раздающие) и
выходные (собирающие) коллектора. Гидравлический режим системы па-
раллельных труб и каждой отдельной трубы в ней существенно отличается
°т гидравлического режима одиночной трубы. На рис. 10.2 изображена схе-
ма обогреваемого элемента из п труб. На вход подается рабочая среда с эн-
•альиией /?вх, давлением р\. Расход среды через элемент (панель) Gm. Сред-
И*

324
Глава 10
няя длина (высота) обогреваемой части Lcp; q3n — qcp — средняя плотность
теплового потока. Суммарная поверхность нагрева (обогреваемая) — Яэл.
Среднее приращение энтальпии среды в элементе Д/Цл определится из
формулы
Д/Ъл = %^- (Ю.7)
В расчете на одну условную, усредненную трубу
#ср — Нъп/п\ Gcp = G-ы/щ q3n — gcp.
Приращение энтальпии среды в этой средней трубе Д/гср будет равно
Ahcp = qJ^Jhl = Д/1эл. (Ю.8)
Энтальпия среды на выходе (после собирающего коллектора) из эле-
мента /iBblx может быть определена по Д/гэл или по ДЛср:
'^вых —
Двх + ДЛЭл = ^вх Н- Д^ср*
Поэтому при анализе элемента котла (поверхности нагрева) пользу-
ются понятием средней трубы, к которой относятся все средние данные
элементы, хотя, фактически, такой трубы в элементе может и не быть.
В действительности, параметры работы каждой трубы в элементе от-
личаются от средних. Будем считать, что вторая труба слева (рис. 10.2)
находится в наиболее опасных температурных условиях — разверенная тру-
ба (§ 9.2). Поверхность нагрева ее Ят = г/кЯср, тепловой поток qT = rjTqvu
энтальпия на входе /гвх. Давление на входе в разверенную трубу р*х будет
меньше давления среды на входе в раздающий коллектор р\ на сопротивле-
ние движению среды в этом коллекторе ДрВХ|К:
Аю=Р1-ДЛс.к- (Ю-9)
Величина Дрвх>к зависит от места подсоединения трубы к коллектору,
т. е. для каждой трубы имеет свое значение, и, следовательно, давление на
входе в трубы будет различаться. Аналогично, на выходе из труб в соби-
рающий коллектор давление также различно и зависит от сопротивления в
этом коллекторе ДрВх.к- Для разверенной трубы
РТ - Р2 f ApB|
(10.10)

10.1. Классификация поверхностей нагрева и их характеристики 325
Перепад давления в разверенной трубе Дрт
Арт = Р? - РГ = (Pi ~ АЛ к) - (Р2 + АртВЬ1Х.к) -
= (Pi - V2) - (Арвх к 4- ApL,x.k>. (ЮЛ 1)
Давления р\ и р2 и их разность р\~Р2 — Ара относятся ко всему эле-
менту и для всех труб остаются постоянными и одинаковыми величинами,
а сопротивления во входном и выходном коллекторах зависят от располо-
жения труб. Поэтому перепады давления в трубах Дрт будут различаться.
Для средней трубы элемента запишем выражение, аналогичное (10.11):
Арэл = (Р1 - Р2) - (АЙ.К + АРвых.к)- (Ю.12)
Формула (10.12) используется для расчета сопротивления поверхности
нагрева Ара по сопротивлению средней трубы Дрэл и среднему сопротив-
лению в коллекторах:
Ара =Р1-р2 = Дьл + (Арэвлх.к + Арэвлыхк). (10.13)
Итак, мы установили, что в параллельных трубах элемента перепад
давления будет различным. Очевидно, это приведет к перераспределению
рабочей среды между трубами и в каждой трубе установится свой расход
среды Gi. Введем обозначения: расход среды в разверенной трубе GT, a
в средней — Gcp. Отношение расхода среды в отдельной трубе к среднему
расходу в элементе называется коэффициентом гидравлическойразверки рГ:
Рг = C?T/Gcp = GT/(G^/n), (10.14)
а само это явление — гидравлической разверти.
Для расчета рГ надо знать зависимости АрТ = /(GT) и Ар-)Л = /(Gcp).
Зависимость между расходом рабочей среды G и перепадом давления Ар,
возникающим при ее движении, называется гидравлической характеристи-
кой трубы и выражается в виде Ар = /(G). Следовательно, анализ гид-
равлической разверки и ее расчет можно проводить по гидравлическим
характеристикам разверенной и средней трубы.
Определим приращение энтальпии среды в разверенной трубе и эн-
тальпию на выходе из нее:
Д/», = ^1; (Ю.1.5)
/,™х = hm + Akr. (10.16)

326
Глава 10
Отношение приращения энтальпии в отдельной трубе Д/гт к средне-
му приращению ее в элементе Д/гэл называется коэффициентом тепловой
разверки pq:
pq = AhT/Ahln. (10.17)
Преобразуем формулу (10.17), выразив Д/гт и Ah3Jl через (10.15)
и (10.7):
_ qTHT д1ЛЯэл _ qT HT G3S1 _ Г]тг)к
pq~~G7: ~G^~ ~ Ъ~п ' Щ ' G7 " "А"' (1°Л8)
Полученная зависимость показывает связь между коэффициентами
тепловой и гидравлической разверок с учетом неравномерности тепловое-
приятия и конструктивной нетождественности.
Общий подход к анализу надежности работы поверхностей нагрева
(рис. 10.1) заключается в следующем: определяют трубы элемента, на кото-
рые приходятся максимальные значения rjK и г]т и минимальные значения рг,
для этих труб рассчитывают pq, для трубы с наибольшей тепловой развер-
кой проводят проверку надежности температурного режима; если макси-
мальные значения г]к и г)т и минимальное значение рг приходятся на одни
и те же трубы или распределение неравномерностей неизвестно, надеж-
ность определяется по тепловой разверке, рассчитанной по наихудшему их
сочетанию.
При понижении нагрузки котла, нарушении гидравлического режима
и в аварийных ситуациях необходимо обращать внимание не только на
сильнообогреваемые трубы, но и на слабообогреваемые.
10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных
труб
Полное гидравлическое сопротивление трубы Ар или какого-либо
другого участка элемента представляет собой сумму сопротивления тре-
ния Дртр, местного Дрм, ускорения Друск и нивелирного напора ДрНив (см-
главу 8):
Ар = Артр + Дрм + Аруск + Др„„в • (Ю.19)
Сопротивления трения и местное в явном виде зависят от скорости
потока w или pw, поэтому их сумму называют гидравлическим сопротив-
лением Арг. Тогда (10.19) можно записать:
Ар = Дрг + ДрУск + Др„„в. (10.20)
Для горизонтальных труб ДрНнв = 0- Рассмотрим гидравлические ха-
рактеристики необогрсваемых и обогреваемых горизонтальных труб.

10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных труб
327
Необогреваемые трубы (изотермические уело-
з и я). Возможны два случая: однофазный поток (жидкость или пар) и
двухфазный поток. Для изотермического потока Друск = 0 и гидравлическое
сопротивление трубы будет равно
Ар = Арг = Артр + Дрм.
Для однофазного потока
Выразим скорость среды w через ее расход G, кг/с
иг_
2
._,(&)'„ е.*
pw"= Рк /) ~ с2
G4
/2'
поскольку pv = 1.
(10.21)
(10.22)
Рис. 10.3. Гидравлическая характеристика необогреваемой горизонтальной грубы
при v = const.
Подставляем полученное выражение в (10.22) и получаем зависимость
для гидравлической характеристики:
где R — приведенный коэффициент сопротивления:
л=(А5 + &)/(2/2)-
(10.23)
(10.24)

328
Глава 10
Для изотермического однофазного потока в трубе удельный объ-
ема — const, поэтому графики гидравлической характеристики имеют квад-
ратичную зависимость (рис. 10.3) в области жидкости (г>в ^ г/, кривые 3
и 4) и пара (vn ^ г/', кривые 1 и 2). Так как в этом случае для каж-
дой из кривой определенному перепаду давления Ар\ соответствует только
один расход среды, то такие характеристики называются однозначными или
устойчивыми.
Для двухфазного адиабатного потока были получены формулы (§ 8.4):
^■^МН)
I G2
d 2/V
7(1+'^(^~1));(1а25)
др^^Ч^-1))-
(10.26)
При х = const и -0 = const
гидравлическая характеристика од-
нозначна и квадратична (кривая 5
на рис. 10.3). В действительности,
при увеличении скорости потока ко-
эффициент ф уменьшается, и при
том же расходе G сопротивление
трубы будет меньше (кривая 6).
Интересно рассмотреть слу-
чай, когда постоянным будет расход
паровой фазы Gu через трубу, а уве-
личивать расход среды G будем за
счет подачи воды (жидкой фазы) GB.
Тогда G = Gu + GBi а массовое па-
ро содержание является переменной
величиной х — Gn/G. При б?в = 0,
G = С?п, х — 1 и гидравлическая ха-
рактеристика однозначна (кривая 1
на рис. 10.4). С увеличением расхода среды паро содержание уменьшается
и сопротивление определим по преобразованной формуле (10.25):
Рис. 10.4. Гидравлическая характеристи-
ка необогреваемой горизонтальной тру-
бы при течении двухфазного потока
при Gn — const.
^-«Т^гкЫ?-1))- <|027)
При G —> со, х —» 0, Ар —> RG2/p', т.е. характеристика стремится
к кривой 2 (рис. 10.4). Полученные в результате расчета кривые 3 и 4

10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных труб 329
показывают, что в этом случае гидравлическая характеристика может быть
однозначной (кривая 3) или многозначной (кривая 4).
Обогреваемые трубы. Для упрощения задачи возьмем гори-
зонтальную трубу без местных сопротивлений (Арм — 0), ,будем считать,
что сопротивление ускорения мало — АруСк — 0. Тогда полное гидравличе-
ское сопротивление будет равно сопротивлению трения Ар — Артр.
f f { }
н«
Кг"
^вх
г у \ у у f у {
— &исп у
л
1 A
v„c„ . ■ S
"^^7
Рис. 10.5. Изменение параметров среды в обогреваемой трубе.
Горизонтальная труба (рис. 10.5) длиной /, м, и с внутренним диамет-
ром d, м, равномерно обогревается, тепловой поток на 1 м длины трубы qi,
кВт/м. На вход трубы подается вода, недогретая до кипения (/гвх < h'). На
экономаизерном участке вода нагревается до энтальпии кипения и затем
начинает испаряться; на выходе из трубы — пароводяная смесь с хВЬ1Х.
Длина экономайзерного участка определится из уравнения теплового
баланса:
qtl3K = G(ti - /iBX). (10.28)
G(h' - hBX) GAh»
4i
Qi
(10.29)
Длина экономайзерного участка при G и qi — const зависит от недо-
грева воды на входе до кипения Д/гнед = h! — hBX.
Длина испарительного участка /исп = I — 11К или, по тепловому балансу
C(/w - К)
Qi
(10.30)
Учитывая разное фазовое состояние на участках, сопротивление трения
в трубе представим как сумму сопротивлений на экономаизерном Арж и

330 . Глава 10
испарительном ДрИсп участках:
Ар - Артр = Арэк 4- Арисп • (10.31)
Сопротивление на экономайзерном участке (при длине 1Ж по (10.29)):
А^ ^эк пЪп< А АдНед з пг\11\
^P- = W- ж = ^"^~ ж - ( }
Получилась кубическая зависимость, так как /эк зависит от расхода G.
При небольшом недогреве AhHQa можно принять v3K = ?/. Сопротивле-
ние на испарительном участке (с учетом (10.29)):
2с//2 l»™bv»™-2df2
G3 • A/i,
= ^5 [lG V»cn qi V"cn)' (l033)
На испарительном участке удельный объем изменяется существенно,
и, в общем виде, уисп есть среднеинтегральная величина. Возьмем первое,
линейное, приближение к этой величине:
^исп = (г/ + г;вых)/2 = [г/ + (г/(1 - х) + i/'a;)]/2 =
, ж(г/' - г;7)
, 2
В выходном сечении массовое паросодержание равно
_ qi{l -Uk)
Хвых - gmr •
(10.34)
(10.35)
Подставляя в (10.34) выражения для .твых (10.35) и, затем, для /эк (10.29),
получим
, :qi(v"-W)n
v„cn = v + —Q.2r— " ~ l™> =
, v" - у' А/гнед , qi-l(v"-v')
= «-— Г- + ^ • (1036)

10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных труб 331
Подставляем в (10.31) зависимости (10.32) и (10.33) и проводим пере-
группировку членов формулы:
^^нел / ^q , ^-.о_ ^АГ^н
Др^Д1(^р^З + Ю2-исп_
Qi
Умсп ' G
3^
RilG2v„cn - i?i^pG3(7JMCn - v'). (10.37)
Здесь
■Ri = «♦
В результате получим
Ар = AG3 + (Si - B2)G2 + C-G = AG3 + BG2 + CG, (10.38)
где
^ = -Ri—^ -; (Ю.39)
в = щ^А-
JH—^-Ahw]; (Ю.40)
с = д1г2ф^г^. (io.4i)
Таким образом, гидравлическая характеристика обогреваемой горизон-
тальной трубы при движении двухфазного потока с недогревом выражается
уравнением третьей степени (10.38). Решение уравнения третьей степени
может иметь один действительный и два мнимых корня (кривая 1 рис. 10.6)
или все три действительных корня (кривая 2 рис. 10.6). В первом случае мы
имеем однозначную характеристику; во втором случае кривая имеет точку
перегиба и два экстремума, а перепаду давления Аро отвечают три рас-
хода среды: Gi, G2 и G3. Такая характеристика называется многозначной.
Проведя горизонтали через точку минимума и максимума кривой 2, полу-
чим диапазон неоднозначности по расходу (GMm -г GMaK) и сопротивлений
(Дрмин -т- Армакс)- Вне этого диапазона кривые однозначны.
При малых расходах (G < Gmm) длины экономайзерного и испаритель-
ного участков уменьшаются и может появиться перегревательный участок,
причем, с уменьшением G доля его возрастает, кривая 2 при этом при-
ближается к гидравлической характеристике при прохождении через тру-
бу перегретого пара (кривая 3 рис. 10.6). При больших расходах среды

332
Глава 10
Рис. 10.6. Гидравлическая характеристика горизонтальной обогреваемой трубы.
(G > GMaKc)> наоборот, длины экономайзерного и испарительного участков
растут, затем испарительный участок исчезает и сопротивление определя-
ется однофазным потоком недогретой до кипения жидкости (кривая 4). В
области неоднозначности расхода (Gmm ^ Смаке) длина экономайзерного
участка увеличивается, а испарительного — уменьшается, снижается также
массовое паросодержание х за счет уменьшения парообразования (/исп и Gn
уменьшаются) и увеличения расхода жидкой фазы.
Нестабильность гидравлической характеристики опасна тем, что в па-
раллельных трубах, находящихся практически в одинаковых условиях, рас-
ход среды может быть различным (G[ и G%, рис. 10.6), паросодержание в
них будет значительно отличаться и возможно возникновение кризиса теп-
лообмена и области ухудшенного теплообмена. Кроме того, расходы через
трубы могут изменяться самопроизвольно (G\ или Сз), возникает пульса-
ция потока во всем элементе, колебания температуры стенки. Все это может
закончиться повреждением труб. Такие режимы недопустимы.
Выявим область неоднозначности. Для этого возьмем производную ку-
бического уравнения по расходу dAp/dG и определим точки экстремума:
dAp
1g
SAG2 + 2BG + С = 0.
Точки экстремума
(-^ЭКСф —
- В ± VB2 - ЗАС
ЗА
(10.42)
(10.43)
Зная комплексы А, В и С, определяем точки G3KCTp, а по ним — значе-
ния Д?Лшн и Ар
макс •

10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных груб 333
Формулу (10.43) можно использовать для нахождения параметров, при
которых характеристика будет однозначной. Для этого необходимо, чтобы
точки экстремума отсутствовали в положительной области G: а) были мни-
мыми или б) отрицательными.
В первом случае должно выполняться условие
В2-ЗАС<0) т.е. В2<ЗАС. (10.44)
Второе условие (СЭКстр < 0) возможно выполнить при В > 0 (в зависимости
от величины Д/гнед комплекс В может быть как положительным, так и
отрицательным):
да < TV' - т
В2 - ЗАСа
В
Рис. 10.7. Определение зоны стабильности гидравлической характеристики.
Из этих двух условий вытекает одно (см. рис. 10.7):
A/i^<7,46-~/^-7, (10.45)
v - v
при котором гидравлическая характеристика горизонтальной трубы будет
однозначна. Например, при р — 11 МПа недогрев должен быть меньше

334
Глава 10
961 кДж/кг (hf = 1451 кДж/кг), при р = 16 МПа АДИСД < 1558 кДж/кг
(hf = 1651 кДж/кг). Этот параметр при высоком давлении не ограни-
чивает выбор температуры на входе в горизонтальную одиночную трубу.
При АДцед = 0 коэффициент А — О, В = R\lv\ С не зависит от недогрева,
уравнение (10.38) будет иметь вид:
Ар - Rxlv'G2 + R^qi^—- • G. (10.46)
Пример. Оценим вклад слагаемых уравнения (10.46). Давление р =
= 16 МПа, v' = 0,00171 м3/кг, v" = 0,00933 м3/кг, г = 931,2 кДж/кг,
примем I = 10 м, d — 20 мм, q — 500 кВт/м2, пересчет qi = 500 • irdl/l ~ ,
= 500 • nd = 500 • 7г • 0,020 = 31,4 кВт/м. Формулу (10.46) запишем в виде
^ = </G2 + lqt ^^ • G = 1,71 • Ю-3 • G2 + 1,29 • Ю-3 • G.
При pit; = 1000 кг/(м2-с) G = 0,314 кг/с, тогда
—^ = 0,169 • 10~3 + 0,405 • 10~3 = 0,57 • Ю-3.
При G = 1 кг/с Др/Я1* = 1,71 - Ю-3 Ч-1,29 - 10~3 = 3 • 10"3.
Расчет показывает, что вклад второго слагаемого в уравнении (10.46) с
ростом G уменьшается и сопротивление трубы становится пропорциональ-
но квадрату расхода среды; коэффициент пропорциональности зависит от
удельного объема воды г/, длины трубы / и коэффициента гидравлического
сопротивления R\ (кривая 1 рис. 10.8).
При А/гнед > 0 коэффициент А > 0, В уменьшается и график зависимо-
сти Ар = /(G) изменяет форму (кривая 2); при АДнед > 7,46 • rv' j[v" — v')
график становится многозначным (кривая 3).
В горизонтальных необогреваемых трубах при течении однофазного
потока (вода, пар) гидравлическая характеристика однозначна. Конструк-
тивное выполнение труб (длина, диаметр, суммарное течение труб, гибы)
влияет на величину гидравлического сопротивления, но не изменяет вид
гидравлической характеристики.
При течении пароводяной смеси в горизонтальных необогреваемых
трубах на гидравлическую характеристику оказывают влияние не только
конструктивные, но и режимные параметры; при изменении нагрузки кот-
ла изменяются массовое паросодержание и скорость потока, что ведет к
изменению вида гидравлической характеристики. Кроме того, при движе-
нии в горизонтальных трубах двухфазного потока возможно его расслоение
на жидкую и паровую фазы. Расслоенный режим течения нежелателен и в
необогреваемых трубах.

10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных труб 335
/L < Л'
На гидравлическую характери-
стику горизонтальных обогреваемых
труб существенное влияние оказы-
вают такие факторы, как давле-
ние среды, интенсивность обогре-
ва, местное сопротивление, ускоре-
ние потока.
Влияние давления проявляется
через удельный объем на экономай-
зерном участке г/, и комплекс а —
= (v" — v')/r, характеризующий из-
менение объема воды при испаре-
нии (v" — vf) на единицу прираще-
ния энтальпии г. С ростом давления
величина комплекса а уменьшается:
р=11 МПа а = 11,5- 6~6 м3/кДж,
р = 18 МПа а = 7,29 • 10~6 м3/кДж.
Гидравлическая характеристика при этом становится более стабильной
(рис. 10.9, давления pi < Р2 < Рз)- При сверхкритическом давлении среды в
зоне больших теплоемкостей, где сильна зависимость объема от энтальпии,
гидравлическая характеристика может быть также многозначной. Только
при повышении давления (р±, Рз — рис. 10.9) до такого значения, где ЗБТ
практически не выделима, гидравлическая характеристика будет стремиться
к квадратичной зависимости Ар = R\lvG2 (кривая 6).
Рис. 10.8. Влияние недогрева воды на
входе в горизонтальную трубу на ста-
бильность гидравлической характери-
стики.
Рис. 10.9. Влияние давления на гидравлическую характеристику
(Р*[ < Р2 < /ЛЗ < РЛ < РЪ)-

336 Глава 10
Увеличение теплового потока qi приводит к уменьшению длины эко-
номайзерного участка /эк и сопротивления ДрЭк, к увеличению длины /исп и
сопротивления ДрИсп испарительного участка. Увеличивается и суммарное
гидравлическое сопротивление трубы (рис. 10.10). Зона неоднозначности с
ростом qi смещается в область более высоких расходов среды. Длина обо-
греваемой трубы / влияет (качественно) на гидравлическую характеристику
аналогично qi, численное влияние сказывается более сильно, так как длина
трубы I непосредственно влияет на гидравлическое сопротивление в зонах
двухфазного и однофазного потоков (рис. 10.11).
Рис. 10.10. Влияние плотности теплово- Рис. 10.11. Влияние длины обогревае-
го потока на гидравлическую характе- мой трубы на гидравлическую характе-
ристику (а) и длину экономайзерного ристику (а) и соотношение длин эко-
участка (б): qi < q2 < Яз < Я4- номайзерного и испарительного участ-
ков (б): h < h < /з < U.
Влияние местных сопротивлений на гидравлическую характеристику.
В испарительных поверхностях нагрева местными сопротивлениями явля-
ются вход и выход трубы, гибы труб, дроссельные шайбы, устанавливаемые

10.2. Гидравлическая характеристика горизонтальных труб 337
для регулирования распределения расхода среды между трубами. Расчет
местного сопротивления проводится по формуле (10.26).
Заменим скорость на расход среды G:
Арм = RMv'G2 (l + x^—^^j, (10.47)
где
Дм = ;гг- : (Ю.48)
Местное сопротивление на входе в трубу находится в зоне однофазно-
го потока (жидкости). Зависимость Арм = f(G2) однозначная. Этим свой-
ством пользуются для изменения гидравлической характеристики трубы,
устанавливая на входе в нее дроссельную шайбу с сопротивлением Арш
Арш - RuiVbxG2 = BmG2, (10.49)
где
# — _ZE_. D _ D „. .
V
£ш — коэффициент сопротивления шайбы.
При этом в кубическом уравнении (10.38) появится дополнительный
член:
Ар - AG3 + (J3 + £Ш)С2 + CG. (10.50)
Характер зависимости Ар = f(G) с учетом сопротивления шайбы Арш
изменится (рис. 10.12); путем выбора сопротивления шайбы многозначную
характеристику трубы можно преобразовать в однозначную.
Наличие дополнительного сопротивления шайбы скажется на критерии
однозначности (10.45):
АЛнед < 7,46-7/^-7(l + §7). (Ю.51)
Полученное соотношение показывает, что дроссельная шайба увели-
чивает размер недогрева, при котором сохраняется однозначная характери-
°тика. Из формулы (10.51) можно рассчитать необходимое сопротивление
^айбы, чтобы получить однозначную характеристику.
Местное сопротивление на выходе из трубы находится в двухфазном
потоке, причем .гвых зависит от расхода среды. Местное сопротивление на

338
Глава 10
Рис. 10.12. Преобразование многознач- Рис. 10.13. Влияние ускорения потока на
ной гидравлической характеристики в од- гидравлическую характеристику трубы,
нозначную путем установки на входе
в трубу дроссельной шайбы.
выходе из испарительной трубы отрицательно сказывается на однозначно-
сти гидравлической характеристики трубы, поэтому его надо уменьшать,
дроссельную шайбу на выходе ставить нельзя.
Влияние ускорения потока на гидравлическую характеристику трубы.
Потеря давления от ускорения потока Аруск на экономайзерном участке
практически равна нулю (ивх = г/), на испарительном участке ее можно
рассчитать по формуле:
л / \2tv"-v' G2 v" -v' (Iqi д, \ пл„,
Аруск = {pw)~v —хшх = — — (^ - ДЛнед>). (10.52)
Полученное выражение показывает, что
Аруск = 0 при G = 0 и G\ > ——;
точка максимума СЭКстр — G\/2. Потеря давления от ускорения потока
увеличивает нестабильность (неоднозначность) гидравлической характери-
стики или может сделать из однозначной многозначную характеристику
(рис. 10.13).

10.3. Гидравлическая характеристика вертикальных труб 339
10.3. Гидравлическая характеристика вертикальных труб
В вертикальных трубах при расчете полного сопротивления необходи-
мо учитывать нивелирный напор:
Ар = Дрг + Аруск -f Дрнив.
Для упрощения решения задачи примем, что Дрм = 0 и Друск = 0. Тогда
сопротивление будет включать в себя две составляющие — сопротивление
трения Дртр и нивелирный напор ДрНив-
Др-Дртр + Дрнив. (10.53)
Сопротивление трения парогенерирующей трубы представим как сум-
му сопротивления на экономайзерном и испарительном участках:
Ар = Арэк + Дрисп + Ар
нив?
или, с учетом (10.32), (10.33) и (8.14,г):
Ар = Rl1Kv3KG2 + Л(/ - /эк)^,спС2 + рдН, (10.54)
где Н — высота панели (разность отметок выходного и входного коллекто-
ров).
Сопротивление трения зависит от длины трубы /, нивелирный напор —
от высоты панели Н. Эти величины совпадают только в случае одноходо-
вой вертикальной панели (I = Н). Влияние нивелирного напора здесь самое
большое. С увеличением длины трубы / при той же высоте Н (горизонталь-
ная навивка, меандровая навивка, многоходовые панели) доля нивелирного
напора в общем сопротивлении уменьшается и при / > Н гидравлическая
характеристика такой панели приближается к характеристике горизонталь-
ной трубы.
Прежде всего рассмотрим изменения параметров среды по высоте од-
ноходовой вертикальной трубы с подъемным движением среды (рис. 10.14)
(пример — подъемные трубы контура циркуляции барабанного котла). На
входе в трубы энтальпия среды /гвх, давление рвх; равномерный обогрев тру-
бы с тепловым потоком q\. При подаче воды с недогревом до кипения в трубе
появляется экономайзерный участок /эк и испарительный /исп = / — 1ЬК. Эн-
тальпия среды линейно повышается от hBX до hBblx, приращение энтальпии
ДЛ = hBMX — hBX. Давление среды по высоте трубы уменьшается на величину
Ар = Д_рф + Дриив- В сечении (точке) закипания воды 1-1 давление рт/3 --
— р„х — (Дрнив + Дргр). • На рис. 10.14 показано изменение энтальпии воды
f*a линии насыщения h (р) по высоте трубы: с уменьшением давления h'(p)
также уменьшается. В сечении 1-1 /?,(/) — //'(р13).

340
Глава 10
Рис. 10.14. Изменение параметров водного теплоносителя по высоте трубы при
подъемном движении среды.
Если принимать давление среды по высоте трубы постоянным и рав-
ным рвх, то была бы постоянной и h'(pBX). В этом случае закипание воды
произошло бы в сечении 2, а длина экономайзерного участка 12~2 была бы
больше 1Ж. Таким образом, действительная длина экономайзерного участ-
ка 1ЗК меньше, чем в случае неучета изменения давления по высоте трубы.
Так как Ар зависит от расхода среды G, то и разность 12~2 - 1ЭК должна
зависеть от G.
Определить действительную длину экономайзерного участка 1Ж можно
из следующих формул:
по тепловому балансу экономайзерного участка
Ч11ж = G(/4 - /iBX) - СДД'нед, (Ю.55)
где величина недогрева рассчитывается по недогреву на входе в трубу
Д/?,и** — hf(pBX) — /?,вх и снижению энтальпии насыщения из-за уменьшения
давления A/7„e£:
A^te? = Щ- (Др,р + ДРн„в),к. ( Ю.56)

10.3. Гидравлическая характеристика вертикальных труб 341
Тогда
Д/4д = К, ~ А« = А/Сед - АС- (10-57)
Длина экономайзерного участка
/Эк = С?ДЛ,нед/ф. (10.58)
Сопротивление на экономайзерном участке
(Дртр + Арнив)эк = RU*V3KG2 + рэк^/эк = (ЛтТэкС2 + РЭк£^эк. (Ю.59)
Подставляем формулы (10.57) и (10.59) в (10.58):
Отсюда
^ =_
/ - —А/?вх -
GAh%Jqi_
-%'%^т^ + Р^)^-
ДЛ£,
1 + f • ^(Дг;экС2 + рэкд) | + |^экС2 + Рэк5)
(10.60)
вх
нед
1.
При постоянном давлении в трубе /эк пропорциональна расходу G, при
учете изменения давления рост /эк при увеличении расхода G замедляется.
Пример. Оценим длину экономайзерного участка /2~2 и /эк для усло-
вий: диаметр трубы dBH = 30 мм, тепловой поток q\ = 20 кВт/м; Ah
= 100 кДж/кг; давление р = 16 МПа. Справочные данные: Л/с/ = 0,8м"
и' = 0,001693 м3/кг, р = 590,5 кг/м3; дЛ'/др = 4,06 • ю-б5^Е
= 4,06 • Ю-5 кДж-М'С2/кг2.
Решение:
,2-2 СА/гнед ЮО ,о _ , ^ „.
при G = 1 кг/с /2К-2 = 5 м
R = _*_ = °'8 ■ „ = 8 • Ю-5 м-5.
dV2 0.2/3"
^№У
Прини]
,/. 71 — л'-
маем г'эк = v ; рэк = р
Rv' = 8 • 105 • 0, 001693 = 1, 35 • 103 1/м2 • кг;
-ржд = 590,5 • 9, 81 - 5, 79 • 103 кг/(м2 • с2);

342 Глава 10
Определяем комплекс:
при G =
К =
j —
ьэк —
к =
1 кг/с
Rv1KG2 + рэкд
7,14-Ю3, кг/(м2«
^20
•4,06-10-
5
2\
■с);
5
= 1,35
•G
'5(1,35-103-
■G
• 103
G2
!-G2+5,79-l(
+ 5,79-
103)
5
1 + G • 2,03 • 10-3(1,35 • G2 + 5,79) ~ 1 + 0,014 4'93 М-
При G = 0,1 кг/с
^ = ЩШ = 0'4995м-
Расчеты показывают, что снижение давления по высоте трубы из-за
сопротивления трения и нивелирного напора практически не сказывается
на длине (высоте) экономайзерного участка /эк. Для горизонтальной трубы
комплекс К еще в несколько раз меньше (нет рэк • д). Поэтому расчеты и
анализ гидравлической характеристики будем вести без учета изменения /эк.
Схема изменения параметров среды по высоте трубы при опускном
движении среды представлена на рис. 10.15. Давление среды по ходу ее
движения (сверху вниз) растет за счет нивелирного напора и уменьшается
за счет сопротивления трения:
Ар = Артр - Др„ив; (10.61)
Дрвых = Дрвх - Ар = £>вх + ДРнив - ДРтр- (10.62)
Соответственно, энтальпия насыщения h'(p) также увеличивается
сверху вниз, в точке закипания h'(pTm3) — /г(/т.3) длина экономайзерного
участка /эк = ^т.з- Если принять энтальпию насыщения постоянной по высо-
те трубы h'(l) — Л/(рвх)> то длина экономайзерного участка будет меньше:
/э2-2</эк (рис. 10.15).
Следует обратить внимание на различия в изменении параметров среды
при подъемном и опускном движении:
— при подъемном движении давление и энтальпия насыщения по хо-
ду среды уменьшаются; следовательно, если в необогреваемую тру-
бу подавать среду с АНЦД = 0 (hBX = h'(pBX))9 то в ней начнет-
ся вскипание воды с энтальпией испарения Д/г„сп = /гвх ~ h'(p) =
— Л/(рвх) — h'(p) — ^~ • Др. Вскипания в необогреваемой трубе не
^0>«-Рвых)илиДЛ^ = ^
будет, если Д/^ > Ц^(р1К - рвых) или ДЛ»^ = %- ■ Ар;

10.3. Гидравлическая характеристика вертикальных труб
343
МР.х),
G
А *
t I
ГВЫХ W i
Рис. 10.15. Изменение параметров водного теплоносителя по высоте трубы при
опускном движении среды.
— при опускном движении давление и энтальпия насыщения по ходу
'среды увеличиваются; поэтому при подаче на вход воды с А/г£*д —
= 0 вскипания воды не будет, наоборот, появится величина недогрева
Д^нед (р) = h'{p) — hr(pBX) — ^- • Ар; максимален недогрев на выходе
из трубы АД^д(рвых) = Щг- • (Рвых -Рвх). С учетом недогрева на входе в
трубу А^нед суммарный недогрев на выходе трубы (внизу) А/г^д равен
Д/С = Д/Сд + АЛ^(Лых). (Ю.63)
Таким образом, длины экономайзерного и испарительного участков в
вертикальной трубе практически такие же, что и в горизонтальной трубе.
Поэтому гидравлическое сопротивление трения в вертикальной трубе мож-
но принимать таким же, как и в горизонтальной, и, следовательно, для его
расчета справедливы зависимости, полученные в § 10.2, в том числе и учи-
тывающие влияние местного сопротивления и сопротивления ускорения.
Нивелирный напор рассчитывается по формуле (8.91):
Др|111В = рдН = (// - Щр1 - Р"))дН.
(10.64)

344 * Глава 10
Для парогенерирующих труб эту величину можно представить как сум-
му нивелирных напоров на экономайзерном Др^|В и испарительном Др"^
участках:
Др„„в - АрЦв + Др»
исп
УНИВ'
где
ДРнив =Ък9Нж = ^Яэк; (10.65,а)
АРнив = РиспАЯисп = (// "- ?>исп(р' - р"))»Яисп- (Ю.65,6)
Истинное паросодержание на испари-
тельном участке изменяется от нуля
до максимального значения на выхо-
де из трубы <рвых. В качестве пер-
вого приближения среднеинтеграль-
ное значение Трцсп можно заменять на
среднеарифметическое
¥>и-
х/2.
(10.66)
Проведем графический анализ зави-
симости Дрнив от расхода среды G.
На рис. 10.16, а показана зави-
симость энтальпии среды от расхода
среды. При G —> оо h —»• /iBX. С умень-
шением расхода энтальпия растет и
достигает значения h! при G\, а за-
тем вода начинает испаряться. При
расходе Gi энтальпия среды на вы-
ходе h — Ы\ насыщенный пар на-
чинает перегреваться. Таким образом,
при G ^ G\ имеем поток однофазной
среды, при G2 ^ G ^ Gi есть эко-
номайзерный и испарительный участ-
ки, при G < G2 появляется еще уча-
сток перегрева пара. Относительная
доля (рис. 10.16,6) экономайзерного
участка 1ж/1 с уменьшением расхода
при G < G\ падает, испарительного
участка lncn/l при G = Gi -f-G2 растет,
а при G < G2 — падает; доля участка
перегрева при G < G'2 увеличивается от нуля до 1 (при G = 0).
В соответствии с этим ходом изменения фазового состава потока будет
изменяться и истинное паросодержание Тр\ при G > G\ Тр — 0; при G < G\
Рис. 10.16. Изменение относительных
длин экономайзерного, испарительного
и перегревательного участков в зависи-
мости от расхода среды.

10.3. Гидравлическая характеристика вертикальных труб 345
-ф непрерывно растет, стремясь к Тр = 1 при G = 0. Нивелирный напор
при подъемном движении Др"ив на участке однофазного потока G > G\
равен величине р'дН, а при G = 0 {Тр = 1) Др"ив = р"##. Между этими
крайними значениями Ap„HB плавно изменяется с большим увеличением
при малых расходах (рис. 10.17). При опускном движении среды график
Ар А
Рис. 10.17. Зависимость нивелирного напора от расхода при подъемном (Дрн„в)
и опускном (Ар°"в) движении среды.
зависимости Др°"в = f(G) отличается от графика, симметричного Др"ив
(пунктирная линия на рис. 10.17). Это связано с тем, что при опускном
движении коэффициент С > 1 (при подъемном — С < 1), tpon > ipn ПРИ
одинаковом значении х и Др£"в по абсолютной величине меньше Др"ив
при одинаковом расходе среды. С увеличением расхода среды это различие
уменьшается.
Полученные графики используем для построения гидравлических ха-
рактеристик вертикальных труб. На рис. 10.18 показана зависимость Арг
(для примера взята однозначная зависимость) и ДрНив от расхода среды для
одноходовой трубы с подъемным движением, а на рис. 10.19 — с опускным
Движением среды. Видно, что суммарная гидравлическая характеристика
при подъемном движении остается однозначной, а при опускном появляет-
ся зона многозначности (wp < wplN,„„), когда одному перепаду давления Ар

346
Глава 10
отвечает два расхода среды. Следовательно, при опускном движении потока
нивелирный напор ухудшает гидравлическую характеристику.
Дя+ДРк,
Рис. 10.19. Гидравлическая характеристика вертикальной опускной трубы.
При построении гидравличе-
ской характеристики двухходовых
труб (£/-, П-образные) необходимо
иметь в виду, что во втором ходе
энтальпия среды выше, чем в пер-
вом, испарительный (а затем и пе-
регревательный) участок появляет-
ся сперва во втором ходе, следова-
тельно, средняя плотность среды во
втором ходе р2 всегда ниже, чем в
первом ра: р2 < рх. В зависимости
от последовательности ходов (подъ-
емный — опускной или наоборот)
суммарный нивелирный напор бу-
дет иметь разный знак. При П-об-
разной компоновке (рис. 10.20) подъемно-опускная схема движения потока
и нивелирный напор будет равен
ДРнив ^PiQH- Р29н = (Pi - p2)fJH-
Так как ~рг > р2, то ДрНив > 0- При G —> 0 средняя плотность на
обоих участках стремится к плотности пара, а разность ~р} — р2 — к нулю.
С другой стороны, при G —> ос в обеих ветвях будет вода, и разность рг — ~ро
MG)
Рис. 10.18. Гидравлическая характери-
стика вертикальной подъемной трубы.

10.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОВОГО КОТЛА 347
также стремится к нулю. Следовательно, зависимость ДрНив = f(G) имеет
максимум при каком-то значении G (рис. 10.20). Полная гидравлическая
характеристика Ар = Арг + Арнив может иметь зону многозначности.
Для [/-образной схемы последовательность движения обратная: опуск-
ная-подъемная. Нивелирный напор при этом
Арнив = -PigH + р2дН = -(ft - ~р2)дН,
величина его отрицательна (рис. 10.21). Гидравлическая характеристика
[/-образной системы (рис. 10.22) многозначна в широком диапазоне рас-
ходов среды.
Таким образом, обе схемы двухходовой трубы имеют значительный
диапазон неоднозначности, что накладывает существенные ограничения на
допустимые значения расхода среды.
Аналогично можно построить гидравлические характеристики iV-об-
разных и более сложных многоходовых систем.
Гидравлические характеристики труб в вертикальных панелях только с
подъемным давлением, при горизонтально-подъемном выполнении змееви-
ков, при подъемно-опускном движении с 1/Н > 10 и нечетном числе ходов
при нижнем расположении раздающего коллектора, как правило, однознач-
ны. В остальных случаях они могут быть многозначными.
10.4. Гидравлические характеристики элементов парового
котла
В предыдущих параграфах рассматривалась гидравлическая характе-
ристика одиночной трубы. Элементы парового котла (поверхности нагрева,
соединительные трубопроводы) выполняются из ряда параллельно вклю-
ченных труб, а сами элементы могут быть соединены как параллельно,
так и последовательно. В зависимости от схемы соединения суммирование
гидравлических характеристик отдельных труб производится различными
способами. При последовательном включении труб или элементов суммиро-
вание производится при одинаковых расходах среды (рис. 10.22, а): сопро-
тивление двух или более последовательно включенных труб равно Сумме их
сопротивлений (Ар = ]Г) Api при G = const). При параллельном соедине-
нии труб или элементов (рис. 10.22,6) перепад давления на них одинаков,
но расход равен сумме расходов по отдельным трубам (G = YL G% ПРИ
Ар == const).
Сравним режим работы одиночной трубы и трубы в элементе (системе
тРуб), имеющих многозначные гидравлические характеристики (рис. 10.23).
& одиночной трубе расход среды может изменяться за счет производитель-
ности насоса непрерывно от нуля до Ge, перепад давления на трубе будет

348
Глава 10
К
I
Ah
2
пром
II
Ah\
|Лр ЕДр=ЕДрг+ЕАРн|И
ЕАРг
'многознач-
ности
Рис. 10.20. Гидравлическая характеристика П-образной обогреваемой трубы.
О О
Зона много-
1 значности
1 -Ар ^^*^-
ЕДРгЧ
/ЕДр=ЕД
".гнив
wp
£Др„„в
/Ар„"
Рис. 10.21. Гидравлическая характеристика U-образной обогреваемой трубы.
АДр
Др
5in
<3
+
1+2.
f^^
wp
а)
Рис. 10.22. Суммирование гидравлических характеристик при последовательном со-
единении прямоточных элементов (а) и параллельном их соединении (б).

10.4. Гидравлические характеристики элементов парового котла 349
0 G, G 0 G, G, G, G, GQ G
а) ~ б)
Рис. 10.23. Многозначные гидравлические характеристики одиночной трубы (а) и
трубы в элементе (б).
изменяться в Соответствии с характеристикой 0-1-2-3-4-5-6 (рис. 10.23,а).
При увеличении расхода среды в элементе будет увеличиваться и расход в
каждой из труб. Считаем, что все трубы элемента имеют аналогичные гид-
равлические характеристики (рис. 10.23,6). При увеличении расхода до С?з
расход по всем трубам одинаков. Дальнейшее повышение расхода (G > С?з)
в элементе приводит к тому, что расход среды в трубах будет уже различ-
ным — в ряде труб он равен С?з, в других — G5. Причем, в зависимости
от режима работы котла, в одной и той же трубе он может быть то С?з,
то Gq, т.е. может возникнуть пульсация расхода среды в трубах. В трубах
с меньшим расходом среды и при режиме пульсации надежность работы
труб и элемента в целом снижается. При достижении среднего расхода в
элементе величины (?5 трубы элемента опять выходят на устойчивый, од-
нозначный режим работы. Таким образом, при подъеме нагрузки участок
характеристики См -г G$ не реализуется, в этом диапазоне работа элемента
носит неустойчивый характер, опасный для надежности работы труб.
При понижении расхода в элементе на участках 6-5-4 и 2-1-0
(рис. 10.23,6) наблюдается устойчивая работа труб, а в диапазоне расхо-
дов G4 -г С?2 — неустойчивый режим работы, с расходом в разных трубах См
или С?2. Опускной участок характеристики 3-4 обычно не реализуется, за
исключением случаев, когда число параллельных труб не превышает 3-4.
При этом расходы среды в трубах соответствуют точкам 8 или 9.
Таким образом, устойчивая работа труб в элементе обеспечивается на
подъемных участках гидравлической характеристики (0—1 2—3 и 4-5-6). Ле-
вая ветвь характеристики имеет существенно меньший расход среды и, как
правило, не может обеспечить надежный температурный режим труб. Пра-

350
Глава 10
вая ветвь имеет большой расход среды, температурный режим труб здесь
выдерживается.
Устойчивая работа труб в элементе обеспечивается, прежде всего, пра-
вильным выбором расхода среды, массовой скорости в элементе, уменьше-
нием неравномерности тепловосприятия между трубами, их конструктив-
ной тождественностью, выбором конструкции элемента. В исключительных
случаях выравнивание расхода среды по трубам добиваются установкой
дроссельных шайб.
Мы рассматривали неравномерность расхода среды между трубами в
элементе котла, вызванную неодинаковыми гидравлическими характери-
стиками труб (межтрубная разверка). В паровых котлах широко практи-
куется выполнение поверхностей нагрева (НРЧ, СРЧ, ВРЧ, контуры цир-
куляции и т.д.) из отдельных элементов (панелей), которые соединяются
между собой параллельно (рис. 10.24). Точки А и Б являются общими
для них. Для каждой из трех панелей вместе с их подводящими и отво-
дящими трубами могут быть построены гидравлические характеристики.
По этим характеристикам рассчитывается распределение среды по панелям
(межпанелъная разверка). При неправильном конструктивном выполнении
такой схемы (рис. 10.24, а, б) может случиться, что, несмотря на однознач-
ную характеристику самой панели, вся система (подводящие трубы — па-
нель-отводящие трубы) между точками А и В будет иметь многозначную
характеристику. .
'
А
1
1
г-
2
3
Т
к [
а)
б)
А
rfx
1
2
3
3ZTT
г^
12 3
ЧР
в)
Рис. 10.24. Схемы параллельного соединения элементов в поверхности нагрева.
При построении полной гидравлической характеристики вертикально-
го элемента графики для зависимостей от расхода среды Дрг, Арнив и суммь!
Ар — Ар] -4- Арннв строятся также, как и для одиночной вертикальной трубы
(рис. 10.25).
Для отрицательного обратного расхода среды в какой-либо трубе рас-
считываются величины Д/;, и ДрЖ|М и их разность по тем же формулам, что

10.4. Гидравлические характеристики элементов парового котла 351
АРг+Др„,
Рис. 10.25. Полная гидравлическая характеристика вертикального элемента парового
котла.
и для опускного движения в вертикальной трубе, но там мы условно прини-
мали расход среды сверху вниз с положительным знаком, здесь же — с от-
рицательным знаком. Графики получаются аналогичными, но повернутыми
на 180°С относительно центра осей. Еще одна особенность построения гра-
фиков при G < 0: рабочая среда поступает в трубы с опускным движением
из верхнего коллектора, т.е. ее энтальпия выше, чем на входе в панель.
Энтальпия на входе трубы с опускным движением Л°" близка к энтальпии
на выходе из всего элемента (/i°" = /гвых)- Следовательно, удельный объем
в такой «опускной» трубе будет больше (Арг больше), а плотность среды —
меньше (Арнив меньше), чем в «подъемных» трубах*-
В отличие от гидравлической характеристики одиночной вертикальной
трубы с подъемным движением (см. рис. 10.18), в характеристике системы
тРуб (рис. 10.25) появляется зона неоднозначности (границы ее: по пере-
паду давления от Ар2 до Дрь по расходу среды — от G°"„ до С?"шн), где
одному перепаду давления отвечают три расхода среды — два отрицатель-
ных и один положительный. Из графика видно, что однозначное подъемное
Движение среды будет при G > С?„пн, а однозначное опускное движение -
при \G\ > |G-„|.

352
Глава 10
Полная гидравлическая характеристика элемента показывает, что при
малых расходах через него (Ар < Api) в некоторых трубах возможно
опускное движение среды, т. е. произойдет так называемое опрокидывание
двююения среды. Возможны случаи застоя движения, когда в трубе G = 0.
Необходимо иметь в виду, что эти выводы сделаны по гидравлической ха-
рактеристике, при построении которой не было ограничений по давлению
(докритическое или сверхкритическое) и по характеру движущих сил (при-
нудительное движение или естертвенная циркуляция). Следовательно, за-
стой или опрокидывание движения среды в вертикальных панелях возмож-
ны во всех этих случаях.
10.5. Гидравлическая разверка в элементах котла
Расчет гидравлической разверки можно вести по гидравлическим ха-
рактеристикам, построенным для элемента, параметры которого соответ-
ствуют данным для средней трубы и разверенной трубы, находящейся в
наиболее опасном температурном режиме. Гидравлическая характеристика
должна учитывать сопротивления трения Дртр, местное Дрм, от ускорения
потока Друск нивелирный напор Аршв и сопротивление во входном ДрВх.к
и выходном Дрвых.к коллекторах:
Ар = Артр + Арм + Друск + Дрнив + ДрКол, (10.67)
где
ДрШл = Ар
вх.к 4- Ар
вых.к-
С учетом (10.32), (8.88) перепад давления Ар запишем для элемента:
Дрэл = R^Givv, + -f (у™ - <) + ДгС + Др1, (10.68)
и разверенной трубы:
ДРг = RrG% + Щ U - vA + ApTmB + Apl0JV (10.69)
/т
где vK, i>„ — удельный объем среды в конце и начале трубы, м3/кг.
Поскольку средняя труба и разверенная труба гидравлически имеют
общие точки на входе и выходе панели, то они находятся под одним и тем
же перепадом давления, т. е.
Ар)п = Др,. (10.70)

10.5. Гидравлическая разверка в элементах котла
353
Поэтому после построения гид-
равлических характеристик Арэл =
- /(G) и Арт = /(G) в пределах G
от 2,5 до 150% от номинального зна-
чения определяют Арэл при Сэл =
= Ghom (рис. 10.26). По условию
Дрт = Арэл находят значение GT и
рассчитывают коэффициент гидрав-
лической разверки рг:
Рг — GT/G3n.
0 / G,
0,025-О™
l,5-uH(
Рис. 10.26. К расчету гидравлической
разверки по гидравлическим характери-
Чтобы выявить влияние на
гидравлическую разверку теплово-
го потока, конструктивного выпол-
нения труб, высоты панели и дру-
гих факторов, необходимо каждый стикам труб,
раз строить гидравлические харак-
теристики. Удобнее проводить такого типа анализ не графически, а анали-
тически. Для этого приравняем обе зависимости (10.68) и (10.69).
Получаем
где
Gj_
G3n
N
5Артв + SAp
K<
R™v„Gl + j-M»-<)Gl
5Арнпв = АрТтв - Ар™1В: 5Арк0Л = АрТкоп - Др*
(ЮЛ)
(10.72)
Гидравлическая разверка зависит от конструктивного выполнения раз-
меренной и средней труб (Дг, Яш, /) интенсивности их обогрева (Т7ЭЛ, ^т, f™,
и1, пространственного расположения труб и направления потока (±АрТт1В,
iAp^IB), сопротивления в коллекторах (Ар^л, АрТкоп). На нее влияют также
Давление среды, энтальпия потока на входе в трубу и другие параметры.
Проведем анализ выражения (10.71) по следующим направлениям: го-
ризонтальная поверхность нагрева; влияние нивелирного напора и сопро-
пявления в коллекторах (коллекторного эффекта).
Котельные установки

354
Глава 10
Для горизонтальной трубы нивелирный напор Ар]шв — Ар™]В — 0 и,
соответственно, 5Арт]в = 0.
Для вертикальных труб разность нивелирных напоров
5Арнив = Артшв - Ap^IB - рт<у#т - р.)ПдН1л.
Если принять, что Нт = Яэл = Н, то
5Артв = (рТ - р1П)дН = -(рэл - /?т)##. (10.73)
Из (10.73) видно, что 6Арнпв = 0 при рт = рэл. Это условие достаточно
хорошо выполняется в некипящих экономайзерах и в выходных пакетах
пароперегревателя, где удельный объем воды или пара мало зависит от
температуры.
К этому же случаю можно отнести и многоходовые панели, для кото-
рых разность нивелирных напоров мала по сравнению с гидравлическим
сопротивлением.
Примем, что Друск, Друск и ЛРкол малы по сравнению с гидравличе-
ским сопротивлением Дрг, тогда формула (10.71) для горизонтальных труб
примет простой вид:
RtVt
(10.74)
где г)т — коэффициент гидравлической неравномерности, показывает отно-
шение коэффициентов сопротивления разверенной В^ и средней Rin трубы:
*-ъ-V£+**•)/№ ^У <10-75)
Для необогреваемых труб (перепускные трубы между поверхностями
нагрева котла, опускные трубы в барабанном котле и т. д.) г>1Л = vT и гидрав-
лическая разверка зависит от коэффициента гидравлической неравномерно-
сти. Труба, длина которой больше других, имеющая дополнительные гибы,
с большей шероховатостью, у которой больше сварных соединений, имеет
увеличенный коэффициент сопротивления RT > R^ и, соответственно, у
нее г]Г > 1, а рт < 1, т. е. расход среды через такую трубу будет меньше, чем
через другие.
При равномерном обогреве (qr = qT/qln = 1) и при г)г = 1 гидравличе-
ская разверка отсутствует, т.е. pv ~ 1. Если же в какой-либо трубе /д > 1

10.5. Гидравлическая разверка в элементах котла 355
(по конструктивному выполнению, из-за отложения примесей и т.п.), то в
ней расход будет меньше (рг < 1, DT < ДД чем в других, это, в свою оче-
редь, вызовет более высокий нагрев среды в трубе (AhT > Ahnn, vT > уэл) и
дальнейшее снижение расхода среды до установления равновесия в систе-
ме (уменьшение расхода в трубе ведет к увеличению в других, т. е. к росту
общего сопротивления). При равномерном обогреве труб из-за гидравли-
ческой неравномерности расход среды по трубам и температура ее будут
различаться.
Неравномерность обогрева даже при г]г = 1 приводит к изменению
расхода среды в трубах. В разверенной трубе (rjT > 1, qT > q3Jl) сред-
няя температура водного теплоносителя и его удельный объем vT больше
средних величин (vT > уэл) по панели, соответственно, появляется гид-
равлическая разверка (рг < 1) и расход DT < D3Jl. Таким образом, тепло-
вая неравномерность в элементе вызывает появление гидравлической раз-
верки. Механизм (явление), отражающий эту взаимосвязь, называют теп-
логыдравлической разверкой, а зависимость коэффициента гидравлической
разверки от неравномерности тепловосприятия рГ = f(r)T) — разверочной
характ ерист ико й.
0 Слабообогрева- 1 Сильнообогревае1мая труба Vr
емая труба
Рис. 10.27. Разверочные характеристики для горизонтальной панели.
Построим разверочные характеристики для горизонтальной поверхно-
сти нагрева (примем г)г = 1, дАрК0Я — 0, Аруск = 0). Для разверенной
грубы % > 1. Такую трубу будем называть также сильнообогреваемой в
°тличие от слабообогреваемой, у которой г/т < 1.
12*

356
Глава 10
При увеличении тепловой неравномерности энтальпия и удельный объ-
ем среды в разверенной трубе vT растет:
VtVk
/гвх + Д/гт = ^вх + pq • Д/Ъл = hBX + -^- ■
т = Д/1т/2 = -£— • ДЛэд = -у- • -77-
• Д/гэ.
Д/к
(10.76)
Расход среды через разверенную трубу GT влияет на энтальпию среды /гт.
Рассмотрим три случая:
а) На входе в панель существенный недогрев воды до температуры
кипения (vBX < vr) или до ЗБТ; в разверенной трубе hT увеличивается с
уменьшением расхода среды GT; при линейной зависимости удельного объ-
ема воды от энтальпии (/3 = dv/dh = const) разверочная характеристика
рг = /(г/г) монотонно-убывающая (рис. 10.27, кривая 1). Если величина /3
возрастает, то разверочная кривая 2 будет идти ниже кривой 1. Если сред-
няя энтальпия воды в разверенной трубе будет меньше энтальпии кипения
(ДКД) или в начале ЗБТ (СКД), то разверочная характеристика получается
однозначной.
><ж\
Рис. 10.28. Зависимость параметра в от температуры (энтальпии) рабочей среды.
б) Энтальпия hT находится в зоне большой теплоемкости (при СКД),
где коэффициент /3 резко возрастает (рис. 10.28), а затем падает, при этом

10.5. Гидравлическая разверка в элементах котла
357
зависимость рг — /(т?т) может быть однозначной (кривая 3 рис. 10.27) или
неоднозначной (кривая 4): в зоне неоднозначности одной величине т/т соот-
ветствуют три значения рг. При докритическом давлении при hT = h! коэф-
фициент /3 изменяется скачком и разверочная кривая будет иметь ломаный
характер, характеристика — неоднозначная.
в) В области перегретого пара разверочная характеристика однозначна
(кривая 5 рис. 10.27).
Для вертикальной трубы с подъемным движением среды формулу
для гидравлической разверки запишем в следующем виде (<5ДрК0Л = 0;
Аруск = 0):
\
■*1эл^эл
ДггТт
1 +
(рэл - Рт)дН
-^эл^эл^эл
^А-у/ТТВ,
где обозначено:
А
■Кэл^эл
RrVT
в
(рэл - Рт)дн
^эл^эл^эл
(10.77)
(10.78)
Комплекс А характеризует отношение гидравлических сопротивлений
и удельных объемов в элементе и разверенной трубе.
Комплекс В учитывает влияние разности нивелирных напоров в эле-
менте и разверенной трубе на гидравлическую разверку. Для подъемного
движения среды перед В стоит знак «плюс». В сильнообогреваемой тру-
бе (т]т > 1) плотность среды рт меньше, чем в элементе: рт < рэл, ком-
плекс В положителен, и, как видно из формулы (10.77), он увеличивает
величину рг, расход среды в разверенной трубе будет больше (рис. 10.29,
кривая 2) по сравнению с горизонтальной панелью. В слабообогревае-
мой трубе (г}т > 1) ~рт < рэл, комплекс В отрицателен, что приводит к
уменьшению расхода среды в этой трубе по отношению к горизонталь-
ным элементам. Таким образом, при подъемном движении среды в верти-
кальной панели нивелирный напор играет положительную роль: в сильно-
обогреваемой трубе расход среды увеличивается, а в слабообогреваемой —
уменьшается.
Вклад нивелирной составляющей в гидравлическую разверку зависит
от расхода среды в элементе G3J]. При больших расходах среды С)Л ком-
плекс В уменьшается и разверочная характеристика вертикальных панелей
приближается к характеристике горизонтальных панелей. С уменьшением
расхода среды нивелирная составляющая играет большую роль (рис. 10.29,
кривые 2 и 3).
При опускном движении потока перед комплексом В в (10.77) дол-
жен быть знак «—» и влияние нивелирного напора становится обратным: в

358
Глава 10
Рис. 10.29. Разверочные характеристики для вертикальной панели.
сильнообогреваемых трубах расход среды уменьшается, а в слабообогрева-
емых — усиливается (кривые 5 и 6). В этом случае нивелирный напор играет
отрицательную роль. Панели с опускным движением делать не следует.
Интересно провести анализ разверочных характеристик в вертикаль-
ных панелях (при докритическом или сверхкритическом давлений, с прину-
дительным движением среды или подъемные трубы контура циркуляции —
ограничений нет) при малых средних расходах среды в элементе (пане-
ли). При подъемном движении среды в слабообогреваемой трубе (кривая 7,
рис. 10.29) с г/т = 77т7 (точка С) расход среды равен нулю {GTj = 0). Это
возможно при условии (7>т > рэл):
1 | (Рэл ~ ~Рт)Он =0
когда
(рт - pJgH = RnVnGi. (10.79)
В этой трубе будет застой движения среды (застой циркуляции).
При 7?т < ?7т7 в выражении (10.77) для рг под корнем будет отрицатель-
ное число. По графику (кривая 7, рис. 10.29) рг меняет знак на минус; это

Ю.5. Гидравлическая разверка в элементах котла
359
означает, что меняется направление движения среды — происходит «опро-
кидывание» режима движения (опрокидывание циркуляции).
В панелях с опускным движением среды аналогичная картина может
происходить в сильнообогреваемых трубах при малых расходах среды (кри-
вая 6, точка D, рис. 10.29).
При т/т > т?тб в развереннойтрубе (рэл - рт)<?# > R3nv^G^ т. е. развив-
шийся в ней нивелирный напор «потянет» расход среды вверх, произойдет
опрокидывание движения.
Из этого следует, что в прямоточных и барабанных котлах надо внима-
тельно анализировать режимы работы панелей при малых расходах среды
(пуск, останов, работа на малых нагрузках) на предмет возможного застоя
или опрокидывания движения среды в разверенных трубах, чтобы избежать
повышения температуры металла труб и их разрушения.
ВХОД ^вч
тепло- *
носитела
Рвч
ТГТТГПТпт^
IIIIIIIIIIIIMIIIIIIMIIIII
подводящие змеевики
Г
отводящие змеевики
а)
^ГГГГПГШЩ
G-
г^выч
б)
Рис. 10.30. Изменение скорости потока и давления по длине раздающего (а) и соби-
рающего (б) коллекторов.
Коллекторный эффект — влияние гидродинамических процессов в
коллекторах поверхности нагрева на гидравлическую разверку — обуслов-
лен не только изменением сопротивления трения и местного сопротивле-
ния по длине коллектора, но и изменением давления по ходу среды. Так,
по длине раздающего коллектора (рис. 10.30) по мере отбора среды зме-
евиками панели расход среды уменьшается, скорость потока также изме-

360
Глава 10
няется от максимального значения wBX на входе в коллектор до нуля у
противоположного торца коллектора. При этом динамический напор потока
переходит в статическое давление, максимальное приращение статического
давления Дрст будет в сечении, где w = 0 и составит величину
ДрсТс = Р^.
По ходу среды Дрст растет от нуля до Ар™*кс (рис. 10.30, я). В то
же время увеличивается и гидравлическое сопротивление Дрг - Дртр +
+Дрм. Следовательно, в раздающем коллекторе давление по ходу среды р£ол
определяется как результат действия этих факторов:
рР0Л=Кх + Дрсрт-ДрР. (10.80)
В собирающем коллекторе (рис. 10.30,6), наоборот, скорость потока w
возрастает по ходу среды до максимального значения на выходе wBblx; ста-
тическое давление уменьшается, его максимальное изменение имеет место
на выходе из коллектора:
ДрсТс = ^-
Гидравлическое сопротивление Дрг по ходу среды в коллекторе увеличи-
вается. В результате давление в собирающем коллекторе рскоп будет равно
величине:
Ркол = Рвых + (АРст + АРг)макс " ДРст ~ А??, (Ю.81)
где (Дрст + АРг)макс — максимальное значение изменения статического дав-
ления и гидравлического сопротивления на выходе из собирающего коллек-
тора. Сумма рсшк -Ь (Дрст + АРг)макс представляет собой давление среды в
торце коллектора, где w = 0.
Изменение давления в коллекторах зависит от места присоединения
к ним подводящих и отводящих труб: трубы могут быть подсоединены с
одного или с обоих торцов коллектора; по длине коллектора (одна труба или
несколько). Учитывая, что подвод труб к раздающему коллектору и отвод
от собирающего могут быть различно выполнены, наблюдается большое
разнообразие в схемах движения потоков в поверхностях нагрева паровых
котлов. Три часто встречающиеся схемы представлены на рис. 10.31: схемы
Z- и П-образные с торцевым подводом и отводом среды и схема с двумя
подводами и отводами по длине коллекторов. С учетом графиков рис. 10.30,
на рис. 10.31 показано изменение давления в раздающих и собирающих
коллекторах (plon, Рскол)- Змеевики (трубы) панели работают при перепаде

10.5. Гидравлическая разверкл в элементах котла 361
а) б) в)
Рис. 10.31. Изменение давления в коллекторах при схемах Z (а), П (б) и равномерном
по длине коллекторов (в) подводе и отводе среды в панелях котла.
давления Др3м, равном разности давлений в раздающем и собирающем
коллекторах:
rfan ~ Ркол = АРзм - АРэл + ApJT - АРТп (10.82)
где Арэл — общий перепад давления в элементе котла;
Ар,л=Л-йь,х; (Ю.83)
Артст — разность изменения статического давления в раздающем и собира-
ющем коллекторах; Артг — разность изменения гидравлического сопротив-
ления в коллекторах.
Величины Артст и Артг зависят от расположения трубы по длине коллек-
торов, следовательно, и перепад давления Арзм будет различным для разных
труб. В Z-схеме (рис. 10.31, а) максимальный перепад давления приходится
на правые трубы, в них будет и максимальннй расход среды; в левых тру-
бах перепад давления и расход среды минимальны. В П-схеме (рис. 10.31, б)
различие перепадов давления по трубам существенно сглажено.
При подводе среды радиальной трубой (перпендикулярно оси коллек-
тора) теплоноситель расходится в коллекторе в две стороны от подводящей
трубы, скорость его уменьшается в два раза, а сопротивление и динами-
ческий напор — в 4 раза. Если подводящих труб две (рис. 10.31, в), то
максимальная скорость уменьшится в 4 раза, а сопротивление и динамиче-
ский напор -- в 16 раз. Аналогичная картина наблюдается и в собирающем
коллекторе при отводе среды трубами по длине коллектора. В этой схеме
давление среды по длине коллекторов мало изменяется и расход среды по
змеевикам будет более равномерным.

362
Глава 10
Следовательно, для снижения влияния коллекторного эффекта на гид-
равлическую разверку лучше делать рассредоточенный подвод и отвод сре-
ды по длине коллектора, а при вынужденном (конструктивно) торцевом
подводе и отводе — П-схему.
В коллекторах экономайзеров скорость воды мала, поэтому коллектор-
ный эффект обычно не учитывают. В испарительных поверхностях прямо-
точного котла или котла с многократной принудительной циркуляцией со-
противление в коллекторах мало по сравнению с полным гидравлическим
давлением, и им можно пренебречь. В раздающих коллекторах контуров
естественной циркуляции течет вода и Др£ол — 0; в собирающих коллекто-
рах идет пароводяная смесь с большой скоростью, поэтому для уменьшения
влияния коллекторного эффекта отвод делается 3-4 трубами радиально даже
из коллектора небольшой длины, в этом случае 5АрК0Л = 0. Конструктивное
выполнение пароперегревателей может быть различным. Если подвод и от-
вод пара выполняется рассредоточенным по длине коллектора, то даже при
большой скорости пара можно принимать ДрКОл = 0. Часто входной (или
выходной) коллектор сочленяется с впрыскивающим устройством, при этом
подвод пара к последующей (от предыдущей) поверхности будет торцевым.
Такая же схема получается, если коллектор используют для переброса па-
ра с левой стороны газохода в правую и наоборот. В этих случаях надо
рассчитывать 8АрК0Л. Промежуточные пароперегреватели выполняются с
малым гидравлическим сопротивлением, что достигается за счет уменьше-
ния скорости пара в змеевиках и коллекторах, при этом сопротивление в
коллекторах вносит существенный вклад в общее сопротивление пакета и
его необходимо учитывать.
Потери на ускорение потока ApycK обычно малы сами по «себе, а при
расчете гидравлической разверки берется их разность в разверенной трубе и
элементе. Поэтому влияние Аруск на гидравлическую разверку может быть
заметным только в ЗБТ, в остальных случаях им можно пренебречь.
Влияние конструктивных факторов рассмотрим на примере шайбова-
ния трубы и выполнение так называемой ступенчатой трубы. Шайбование
на входе трубы существенно уменьшает разверку, особенно при неблаго-
приятных разверочных характеристиках. Путем установки в трубах шайб
с разными диаметрами (с разными коэффициентами сопротивления) мож-
но выровнять расход среды в них (для простоты не рассматриваем влия-
ния Арнив, АрКол, Аруск):
/Дэл^эл+^<
Приняв как исходное условие рг = 1, получим равенство
(10.84)
(10.85)

10.5. Гидравлическая разверка в элементах котла 363
На входе v™ = утш = г>вх. Дроссельная шайба в разверенной трубе должна
иметь приведенный коэффициент сопротивления:
RrVj - Дэл^э.
(10.86)
В нашем упрощенном примере получается, что приведенные коэффи-
циенты сопротивления шайб обратно зависят от удельных объемов: чем
больше удельный объем в разверенной трубе г7т, тем меньше гидравличе-
ское сопротивление шайбы в ней.
Ступенчатая труба (когда трубы па-
нели выполняются из участков с разным
внутренним диаметром) изменяет распре-
деление по длине трубы потерь на трение,
а в месте изменения диаметра появляет-
ся дополнительное местное сопротивление.
Уменьшение диаметра на выходном участ-
ке приводит к увеличению его сопротивле-
ния и уменьшает гидравлическую разверку;
использование малого диаметра на входном
участке усиливает разверку, поэтому сту-
пенчатая труба выполняется с увеличением
диаметра по ходу рабочей среды.
Расчет разверочных характеристик за-
ключается в определении по изложенным в
данном параграфе формулам коэффициен-
тов гидравлической разверки рг, конструк-
тивной нетождественности rjK и нерав-
номерности тепловосприятия 7]Т, а также
температуры рабочей среды на выходе из
разверенной трубы tTBblx.
Расчет завершается построением раз-
верочных кривых
°С
700
600
500
400
300
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
tm,
"ЛПП
/
3
1
f
/
"Г
У
У
2
/
7
Г"
1
i 1
Рт
V
\
\
чГ
,\
1
[ i
\
¥
\
\
\
\
\
1
1
|
Г*
1
|
t
1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
Рг = /fax) и 4.x = /far)-
Рис. 10.32. Разверочные харак-
теристики прямоточного элемен-
та при р = 24 МПа; /iBX =
= 1200 кДж/кг; Д/ъл, кДж/кг:
1 - 400; 2 - 600; 3 - 1 000.
Пример разверочных характеристик
представлен на рис. 10.32. В сильнообогре-
ваемых трубах (rjT > 1) с увеличением коэффициента т]т расход среды рг
падает, температура среды £вых растет. Чем больше общее среднее тепло-
восприятие элемента Д£Эл, тем круче идут кривые рг = /fa,) и £вых = /far).
Следовательно, увеличение прироста энтальпии в элементе (увеличение по-
верхности нагрева или теплового потока) неблагоприятно воздействует на
гидравлическую и тепловую разверки.

364
Глава 10
Разверочные характеристики используют для общего анализа условий
работы поверхности нагрева, влияния различных факторов на ее работу.
В частности, по известной величине допустимой температуры среды £доп
можно определить допустимое значение г)*оп (рис. 10.32) и сравнить его
с реальным значением 77т- Должно быть r]T ^ 77^°". Если же поверхность
нагрева только проектируется, то вели-
чина 77х°п закладывается в проект как
необходимое требование, которое долж-
но быть обеспечено условиями рабо-
ты и конструкцией поверхности нагре-
ва. Можно решить и обратную задачу:
по известной величине rjr определяются
значения рг, pq, *JUX.
Разверочные характеристики ис-
пользуют для анализа температурного
режима металла труб. Для этого на за-
висимости fBblx — f(rjT) строят дополни-
тельные графики: зависимости темпера-
туры стенки на внутренней поверхности
('/П
Рис. 10.33. Пример зависимостей
Яых = /Ы И tcj = /(Т7т).
трубы £{£, на наружной — £"т и средней
по толщине стенки £с? от неравномер-
ности тепловосприятия (рис. 10.33). По
допустимой температуре наружной поверхности трубы (^т)ДОп (или средней
температуры (£с?)доп) определяется допустимое значение (т7т10П)мет-
10.6. Пульсация потока в элементах парового котла
При работе парового котла в переходных режимах и при постоянном
режиме всегда имеет место колебание параметров: расхода топлива, переход
с одного топлива на другой, включение и отключение горелок, изменение
давления и расхода среды из-за работы питательных насосов, при повы-
шении или снижении нагрузки, изменение температуры питательной воды,
при включении или отключении ПВД и т.д. В конечном итоге все воз-
мущения сказываются на расходе водного теплоносителя и могут вызвать
общекотловые или межтрубные пульсации.
Общекотловые пульсации представляют собой колебания расхода сре-
ды в ряде последовательно включенных элементов котла (контуры цир-
куляции, экономайзер или пароперегреватель в барабанном котле, участ-
ки между впрыскивающими пароохладителями или промежуточный па-
роперегреватель в прямоточном котле) или во всем котле. В параллель-
но включенных элементах котла расход среды изменяется синхронно.
Общекотловые пульсации могут возникать при резких колебаниях рас-

10.6. Пульсация потока в элементах парового котла 365
хода топлива, воды и пара, давления в котле, при неустойчивой рабо-
те системы регулирования основных параметров. Эти пульсации являют-
ся затухающими (рис. 10.34, а), прекращаются после устранения возму-
щения. Если амплитуда^ колебаний велика, то может произойти аварий-
ный разрыв какой-либо трубы. Амплитуда колебаний зависит от ампли-
туды возмущения, следовательно, основной путь борьбы с вредными по-
следствиями общекотловой пульсации — уменьшение амплитуды и часто-
ты возмущений.
L выход
Рис. 10.34. Характер затухающих колебаний (а) и автоколебаний (б) расхода среды
в трубе элемента котла при нанесении возмущения параметром N.
Межтрубная (межвитковая) пульсация заключается в периодическом
изменении расхода среды на входе и выходе трубы, причем колебания рас-
хода на входном и выходном участках трубы находятся в противофазе. Ко-
лебания расхода в данной трубе компенсируются колебанием расхода в дру-
гих параллельных трубах элемента, т. е. эти колебания расхода охватывают
практически все трубы элемента. Пульсации потока в параллельных тру-
бах сдвинуты по фазе, поэтому общий расход среды через элемент котла и
перепад давления в нем остаются почти постоянными. Межтрубная пуль-
сация самопроизвольно не затухает, имеет автоколебательный характер. На
рис. 10.34,6 показано изменение расхода среды на входе и выходе трубы
после нанесения возмущения параметром N. В первом полу периоде рас-
ход среды на входе трубы уменьшается до минимального значения, а затем
возрастает до максимального значения во втором полупериоде. Расход сре-
ды на выходе трубы, наоборот, увеличивается в первом полупериоде, а во
втором — принимает минимальное значение. Температура металла стенки
при снижении расхода возрастает, при увеличении — уменьшается, т. е. на-
ходится в противофазе с расходом среды (рис. 10.34,6).

366
Глава 10
Межвитковые пульсации могут возникать в трубах с резким изменени-
ем удельного объема среды: в испарительных поверхностях при ДКД и в
зоне большой теплоемкости при СКД. При этом в металле труб возникают
переменные температурные напряжения; критические тепловые потоки qKp
резко падают; в горизонтальных трубах возможно периодическое (при ма-
лых расходах) расслоение двухфазного потока с повышением температуры
на верхней образующей; ухудшаются условия отвода теплоты от поверхно-
сти трубы — все это резко ухудшает температурный режим трубы и может
привести к ее аварийному разрыву. Поэтому межтрубная пульсация в испа-
рительных поверхностях нагрева и в ЗБТ не допускается.
Межтрубная пульсация может возникнуть в элементе, трубы которо-
го имеют неоднозначную гидравлическую характеристику. Следовательно,
первое требование, предъявляемое к трубам для предотвращения межтруб-
ной пульсации, — они должны иметь однозначные гидравлические характе-
ристики или разверочные характеристики.
Рис. 10.35. Определение допустимой крутизны гидравлической характеристики.
Второе требование — о крутизне гидравлической характеристики.
На рис. 10.35 показаны три вида гидравлических характеристик: мно-
гозначная (а), с пологим участком (б) и крутая однозначная (в). Номиналь-
ный перепад давления Арном одинаков во всех случаях (сделано для удоб-
ства построения графиков, на самом деле Артм для разных поверхностей
различен). Допустим, в какой-то трубе началась пульсация, она вызывает
дополнительные потоки среды вдоль коллекторов, статические давления в
коллекторах также пульсируют и перепады давлений в трубах колеблются
около среднего значения ДрНом ± 5Ар (рис. 10.35). Расход среды в тру-
бах колеблется от G\ до G<i- При неоднозначной характеристике (а) в этих
пределах возможны большие изменения расходов G\ <C (?2> что может

10.6. Пульсация потока в элементах парового когла 367
привести к перегреву трубы. Эта характеристика недопустима. Вторая ха-
рактеристика (рис. 10.35,6) такова, что на пологом участке изменение пе-
репада давления от Ар\ до Ар2 вызывает существенное изменение расхода
среды от G\ до G2. На графике заштрихован диапазон изменения расхода
Сном ± SG, составляющей 1/3 от диапазона изменения перепада давления
((2 • 6G) = i(2 • 5Ар)). Этот диапазон находится внутри участка G\ -f- G2.
Следовательно, такая гидравлическая характеристика не препятствует раз-
витию межтрубной пульсации. Третья, крутая, гидравлическая характери-
стика допускает изменение расхода среды от G\ до (?2, причем, G\ и G2
находятся внутри диапазона колебаний расхода G„0M ± SG. В этом случае
гидравлическая характеристика не «разрешает» осуществляться колебани-
ям расхода, необходимым для межтрубной пульсации, и она не развивается,
затухает.
Из проведенного анализа вытекает второе требование к гидравлической
характеристике труб для предотвращения межтрубной пульсации: произ-
водная dAp/dG должна быть не только положительной, но и удовлетворять
неравенству
^/fS, (,0.S„
Практически, крутизна гидравлической характеристики может оцениваться
по отношению изменения перепада давления к перепаду расхода в элементе:
Ap2-Ap1:G2_G1>2
Api Gi v ;
Крутизна определяется по участку характеристики с наименьшим углом
наклона. Приемлемые значения гидравлической разверки и пульсаций по-
лучаются при крутизне не менее 2.
На развитие межтрубных пульсаций значительное внимание оказывает
соотношение АрЭк и ДрИсп: для предотвращения межтрубных пульсаций со-
противление экономайзерного участка должно быть больше сопротивления
испарительного участка:
-~^- ^ 1. (10.89)
Дрнсп
Это неравенство является жестким, завышенным. В действительно-
сти, из-за инерционности системы, сил трения и местного сопротивления и
других факторов заметная (по температурному режиму) пульсация не воз-
никает при Арж/Арисп ^ L, где L < 1. Величина L зависит от массовой
скорости (расхода) среды, давления, недогрева воды на входе, теплового
потока, гидравлического сопротивления, пространственного расположения

368
Глава 10
элемента. Повышение массовой скорости снижает вероятность пульсаций;
вероятность их возрастает с ростом тепловой нагрузки.
Расчетная массовая скорость при всех режимах работы котла должна
быть больше граничной скорости (pw)fpi меньше которой появляются меж-
трубные пульсации. На основании опытных данных граничную массовую
скорость в горизонтальном элементе рекомендуется определять по формуле
1 (10.90)
где ql
3.
средняя тепловая нагрузка (на внутреннюю поверхность трубы),
кВт/м , /, d — длина и внутренний диаметр трубы, м; {pw)"p — граничная
массовая скорость.
Величина (рги)"р зависит от давления р и недогрева AhHQR среды, а так-
же от гидравлического сопротивления начального участка трубы (до обо-
грева), включая дроссельную шайбу, если она установлена:
Чнач = sbx + Ь£м + А —- h £ш.
>
000 -
500 -
0 -
l {pw);p, кг/(м2-с)
1 1 h
АЛнад -
1
80 кДж/кг
у 200
=>0
—1 ►
40
80
120 160 200 L
Рис. 10.36. Зависимость граничной массовой скорости для горизонтального элемента
при р = 16 МПа от гидравлического сопротивления на начальном участке трубы.
Из рис. 10.36 видно, что с увеличением сопротивления на входе £нач гра-
ничная массовая скорость снижается. Если в какой-либо трубе и элементе
возможно возникновение пульсации, то путем установки на входе дроссель-
ной шайбы можно уйти из опасной зоны. Влияние недогрева Д/гнед на (рш)"р
неоднозначно: с увеличением ДЛНед длина экономайзерного участка и Држ
растут, что уменьшает вероятность пульсации, но гидравлическая характе-
ристика становится менее крутой, что увеличивает вероятность пульсации.
Оптимальная величина Д/гиел порядка 80 -г 100 кДж/кг.

10.6. Пульсация потока в элементах парового котла 369
С повышением давления гидравлические характеристики становятся
более стабильными, возможность возникновения межвитковых пульсаций
снижается и величина граничной массовой скорости уменьшается. При
сверхкритическом давлении межтрубные пульсации могут появляться при
энтальпии среды на входе менее 2000-2100 кДж/кг и приращения энтальпии
в элементе более 1400 кДж/кг.
В вертикальных трубах нивелирная составляющая изменяется, глав-
ным образом, на испарительном участке за счет колебания хВыХ, но так как
процессы идут не мгновенно, а протекают вовремени, то изменение Аршв
запаздывает по сравнению с изменением расходов и хвых, что усиливает
пульсацию и увеличивает ее амплитуду. Поэтому в вертикальных трубах
межтрубная пульсация более вероятна, чем в горизонтальных, и возникает
при более высоких значениях граничной массовой скорости:
(pw)% = C(pw)%, (10.91)
где коэффициент С зависит от давления и энтальпии на входе (от недогре-
ва). При р = 16 МПа значения коэффициента с увеличением недогрева до
160-200 кДж/кг увеличиваются примерно до 1,5, а затем снижаются (при
А/^нед = 400 кДж/кг С = 1,35). С ростом давления коэффициент С и (pw)r?
уменьшаются.
При расчете паровых котлов необходимо обеспечить беспульсацион-
ный режим работы поверхностей нагрева во всем диапазоне нагрузок — от
растопочных (пусковых) до номинальных. Следовательно, уже при пуске
прямоточного котла должен быть обеспечен такой расход среды через испа-
рительные поверхности нагрева и зону больших теплоемкостей и выбрано
давление в элементах таким образом, чтобы (pw)nyCK > (pw)rp- Практиче-
ски это означает, что при пуске котла давление в этих поверхностях нагрева
близко к номинальному, а расход среды составляет не менее 30% от номи-
нального расхода.
Пример.
р — 16 МПа; вертикальная панель; Д/1нед = 80 кДж/кг; / — Юм;
d = 0,020 м; q = 500 кВт/м2; £вх = 80.
Решение: (рги)"р = 300 кг/(м2-с);
(pw)tirp = б, 26 • нг6. зоо • 500 • ^ = 469'5 кг/(м2 •с);
(pw)Brp - 1, 23 • 469,5 - 577, 5 кг/(м2 • с).
Отсюда, если принять, что при пуске (рш)п = 0, $(pw)H0M, (pw)n — (pw)Brp, то
(рш)мом - 577, 5/0. 3 - 1925 кг/(м2 • с).

370 ' Глава 10
10.7. Пример. Расчет теплогидравлической разверки в
трубах ширмового пароперегревателя
Задачи расчета: определить гидравлическую разверку в трубах ширмы,
расход и температуру пара в трубах.
Исходные данные:
а) конструктивные данные (рис. 10.37, а):
— высота ширмы (обогреваемая) iJ°6 = 7,8 м; полная высота труб
ширмы Яш = 8,1 м; ширина ленты Сл — 0,825; расстояние между лентами
АС = 0,12 м; диаметр труб d x s = 32 х б мм; лучевоспринимающая
поверхность ^ллл = 513 м2; количество ширм пш = 20; число труб в ширме
птр = 24; шаг труб Si = 34,5 мм;
б) из теплового расчета ширмы:
— давление (среднее) рш = 26,0 МПа; температура и энтальпия пара
на входе t\ — 430°С, h\ — 2809 кДж/кг; тепловосприятие пара Ahlu =
= 217, 7 кДж/кг; расход пара Dm =257 кг/с; средняя массовая скорость пара
в ширме (элементе) (pw)cp = (ръи)эл = 1705 кг/(м2-с); средний воспринятый
тепловой поток
qcp = Ahm Dm/Fn,m = 217, 7 • 257/513 - 109 кВт/м2.
Для решения поставленной задачи проводится сопоставление режимов
работы трех труб ширмы: средней (элемент), внутренней и наружной (лобо-
вой). Принимаем, что воспринятый тепловой поток на лобовой трубе равен
длб = 1,3<?Ср, а на внутренней - qBH = 0, Sqcp.
Расчет теплогидравлической разверки
1. Коэффициент неравномерности тепловосприятия
Vf = W<?cp = 1,3; V? - 1; 77твн - qm/qcp = 0, 8.
2. Расчетная длина труб:
— полная длина средней трубы (элемента)
/эл = 2# - 2 ■ 0,5 • Сл + Сл + АС =
= 2 • 8,1 - 2 • 05 • 0,825 + 0,825 + 0,12 = 16,32 м;
— обогреваемая длина элемента
I* = /1Л - 2(#ш -- Я °б) - 16, 32 - 2 • 0, 3 - 15, 72 м;
— другие трубы (аналогично):
' U = 17,97 м; lf6 - 17,37 м;
/вн - 14.07 м; С = 14,07 м:

10.7. Пример. Расчет теплогидравлическои разверки в трубах 371
////>Y///AV///$//// A
825
120
825
t t
а)
i
300 -
250 -
200 -
150 ■
i АЛШ, кДж/кг
®
1 1 h-
®
►
0,8 1 1.2
e)
Vr
Рис. 10.37. К расчету теплогидравлическои разверки в ширме.
3. Расчетные коэффициенты:
— конструктивной нетождественности
it = СА?л = 17,37/15, 72 = 1,1; ^ - 1:
V? = C/lt = 14, 07/15, 72 = 0,895;

372
Глава 10
— гидравлического сопротивления
Zl = SBX I ^SnOB Н~ Л()Ц ~\- §ВЫХ5
где коэффициенты сопротивления принимаются по справочной литературе
(Нормы гидравлического расчета парового котла и др.):
— вход в трубу £вх = 0,7; выход из трубы £Вых = 1,1; трения
А0 = 1,5 г/м; поворотов £Пов = 0,2 (на 90°); £ПОв = 0,3 (на 180°);
*лб = 0,7 + 2 ■ 0,2 + 1,5 ■ 17,97 + 1,1 = 29,155;
гэл = zcp ={ 0,7 + 2 • 0,2 + 1,5 • 16,32 + 1,1 = 26,68;
zBH = 0,7 + 0,3 + 1, 5 • 14,67 + 1,1 = 24,105;
— гидравлической нетождественности
rf = Zn6/z3n = 29,155/26,68 = 1,093; ,
г}? = 1;
77™ = 24,105/26,68 = 0,903;
4. Принимаем (предварительно) отношение средних удельных объемов
пара в трубах
^эл/^лб = 0,984; ^эл/Чн = 1,012.
После определения температуры пара в рассчитываемых трубах это
отношение необходимо уточнить.
5. Гидравлическая разверка в вертикальном ширмовом пароперегрева-
теле может оцениваться с достаточной точностью по формуле
_ ( 1_ ^эл\0'5
Pri~ \Vri ' Vi) '
т.к. значения ApKOjl, 5Арт1В и Аруск малы по сравнению со средним пере-
падом давления в ширме.
^Ым-°'984Г=о'949; <?=1:^н=(ода-1'012)0,5=1'059-
Строим разверочную кривую р,- — /(г/г) — см. рис. 10.31,6.

10.7. Пример. Расчет теплогидравлическои разверки в трубах
Расчет расхода и температуры пара в трубах ширмы
6. Расход пара по трубам:
— массовый расход:
(pw)i = p\{pw)3n\
(pw)n6 = 0,949 • 1705 = 1618 кг/(м2 • с);
(pw)in = 1705кг/(м2-с);
(рю)вн = 1,059 • 1705 = 1805,7 кг/(м2 • с);
— расход пара:
D{ = (pw)i • /о,
где /о = 7rrf2H/4 = тг • 0,02 • % = 0,000314 м2;
Df = 0,000314 • 1618 = 0,508 кг/с;
D^ = 0,000314 • 1705 = 0,535 кг/с;
D™ = 0,000314 • 1805,7 = 0,567 кг/с.
7. Коэффициент тепловой разверки
pf = 1,3.1,1/0,949=1,505; р™ = 1 • 1/1 = 1;
р™ -0,8-0,895/1,059 = 0,677;
8. Лучевоспринимающая поверхность средней трубы (элемента)
F3J1 = 2 • Si • lfn =2.0,0345 • 15,72 = 1,07 м2.
(Проверка Рш = ^л.ш/(пшпгр) = 513/(20 • 24) = 1,07 м2.)
9. Тепловосприятие средней трубы (элемента)
Q3J] = qBF1}] = 109 • 1,07 = 116,6 кДж/с (кВт).
10. Тепловосприятие пара в трубах:
— в элементе:
Д/Ьл = Qn/Djn = 116, 6/0, 535 = 218 кДж/кг
(сравните: Д/гш = 217, 7 кДж/кг; различие — за счет округления чисел

374 Глава 10
— в лобовой трубе:
Д/глб = pf Ahyn = 1,505 • 218 = 328 кДж/кг;
— во внутренней трубе:
Д/гв„ = р™ Д/1ЭЛ = 0,677 • 218 = 147,5 кДж/кг.
11. Энтальпия пара на выходе из труб ширмы:
— средняя труба:
hcp = hi + Д/Ъл = 2809 + 218 = 3027 кДж/кг;
— лобовая труба:
Ллб = 2809 + 328 = 3137 кДж/кг;
— внутренняя труба:
Лвн = 2809 4-147,5 = 2956,5 кДж/кг.
12. Температура пара на выходе из труб ширмы (определяем при давле-
нии 26 МПа по таблицам теплофизических свойств воды и водяного пара):
— средняя труба Щ — 470°С;
— лобовая труба t^ = 498°С;
— внутренняя труба £§н = 45б°С.
Строим графики Ah = f{rjj) и ^2 = /(^т) — см. рис. 10.37,в и 10.37,г.
Проводим анализ полученных данных.
Рекомендация: рассчитать температуру стенки лобовой трубы:
— в среднем сечении толщины стенки и определить толщину стенки
по условиям ее прочности (сталь — 12Х1МФ);
— наружной поверхности и сравнить с допустимой по окалинообразо-
ванию (575°С).
10.8. Контрольные вопросы
1. Как определяются средние тепловые и конструктивные характе-
ристики элемента парового котла?
2. В чем различие между гидравлической характеристикой и гидрав-
лической разверкой?
3. В каком случае гидравлическая характеристика необогреваемой
горизонтальной трубы может быть многозначной?

10.8. Контрольные вопросы 375
4. Почему гидравлическая характеристика обогреваемой горизон-
тальной трубы выражается полиномом третьей степени?
5. От каких параметров и как зависит высота экономайзерного участ-
ка вертикальной трубы испарительной поверхности нагрева?
6. Как изменится гидравлическая характеристика при переходе от П-
к JV-образной схеме выполнения поверхности нагрева?
7. Какая ветвь гидравлической характеристики (многозначной) реа-
лизуется при работе парового котла и когда?
8. Какие параметры влияют на гидравлическую разверку и как?
9. Что такое разверочная характеристика элемента парового котла?
Какой вид она имеет?
10. При каких условиях в вертикальной поверхности нагрева возмо-
жен застой движения среды?
11. Что такое «коллекторный эффект»?
12. Какие виды пульсации водного потока возможны в паровом котле?

Глава 11
ГИДРОДИНАМИКА РАБОЧЕЙ СРЕДЫ
ПРИ ЕСТЕСТВЕННОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ
11.1. Основные уравнения
Испарительные поверхности барабанного котла совместно с подводя-
щими воду и отводящими пароводяную смесь трубами представляют собой
систему, замкнутую на барабане или выносном циклоне, и называются кон-
туром естественной циркуляции.
На рис. 11.1 изображена схема простого контура циркуляции. Простой
контур циркуляции представляет собой систему последовательно включен-
ных элементов (опускные, подъемные и отводящие трубы), каждый из кото-
рых выполнен из труб, конструктивно тождественных и одинаково обогре-
ваемых. Контур циркуляции, замкнутый на выносной циклон, показан на
рис. 11.2, а. Контур 1-2-3-4 простой, но циклон 1 дополнительно связан с
барабаном системой водоподводящих 5 и пароотводящих 6 труб, влияющих
на работу контура 1-2-3-4, и вся система барабан — 5-1-2-3-4-1-6-1 — ба-
рабан представляет собой уже сложный контур циркуляции. Этот сложный
контур можно условно разделить на два простых — барабан — 5-1-6 и 1-2-
3-4 — имеющих общий элемент — циклон 1.
Пример сложного контура представлен на рис. 11.2,6. Он включа-
ет в себя барабан, опускной стояк 1, к которому параллельно подклю-
чены подъемные 2 и отводящие 3 трубы фронтового экрана и подъ-
емные 4 и отводящие 5 трубы заднего экрана. Там же изображен
контур, состоящий из испарительных труб трехрядного конвективно-
го пучка 6 со своими опускными 7 и отводящими 8 трубами. Каж-
дый из трех рядов конвективного пучка выполнен из одинаковых по
конфигурации труб с одинаковым обогревом, но между собой ряды
отличаются по обогреву и конфигурации, т.е. их можно рассматри-
вать как три подъемных элемента, включенных параллельно. Таким
образом, сложный контур циркуляции содержит в себе параллельно
включенные элементы, отличающиеся конструктивно и интенсивностью
обогрева.

11.1. Основные уравнения
377
из эконо-
Д, = Длг
"VT
к-Яп,
Кяот
Д*
^я„
Рис. 11.1. Схема простого контура циркуляции: 1 — барабан; 2 — опускные трубы;
3 — нижний коллектор; 4 — подъемные трубы; 5 — верхний коллектор; 6 — отводящие
трубы; Яур — высота уровня воды в барабане; Ноп — высота опускных труб; Нао —
высота до начала обогрева труб; #0б — высота обогреваемой части труб; Япо —
высота после обогрева труб (до верхнего коллектора); H^a — высота отводящих
труб; #Пр — высота превышения верхней точки отводящих труб над уровнем воды
в барабане; Ятз — высота точки закипания воды; #исп — высота испарительной части
обогреваемого участка.
На рис. 11.1 показаны обозначения высот частей контура, использу-
емые в расчете контура циркуляции. Высоту контура Нк принимают равной
высоте опускных труб Нк = Ноп.
Для расчета контура циркуляции используются основные уравнения,
рассмотренные в гл. 8: уравнения неразрывности, движения, энергии и со-
стояния. При описании движения среды в замкнутом контуре эти уравнения
можно упростить, придав им специфический вид, обусловленный конкрет-
ными начальными и граничными условиями.
Уравнение неразрывности для установившегося движения в трубе с
постоянным сечением /выражается через массовую скорость pw потока:
pw = const.
Расход массы через п параллельных труб GT кг/с:
GT = pwfn. (11.1)
В контуре циркуляции расход циркулирующей среды Gn через последо-
вательно включенные элементы одинаков. Для последовательных элементов

378
Глава 11
в другие
контуры
циркуляции
а)
Рис. 11.2. Схема контура циркуляции, замкнутого на выносной циклон (а) и пример
сложного контура (б). Обозначения — в тексте.
уравнение неразрывности (уравнение сплошности) запишется в следующем
виде:
^ц = / J ^опРоп/оп = / J '^вхРвх/n = / и ЭД'см Рем J п —
/ J ^ОТвРоТВ /ОТВ 5 V ' * • А/
где индексы оп, под, отв, вх относятся, соответственно, к опускным, подъ-
емным, отводящим трубам и входному участку подъемных труб.
Одним из основных параметров, характеризующих работу контура, яв-
ляется скорость циркуляции w$, м/с, определяемая по формуле
Gut/
w0 = —у-- (П.З)
Я- под /под
Задавшись величиной шо, можно определить значения всех других ско-
ростей, в частности, скорость в опускных трубах:
Wou = Wq
Р ^под/под
f = W° О
Роп ^оп /оп ^°
р' Е/п
/ ^ /oi
(П.4)

11.1. Основные уравнения
379
Уравнение движения для контура циркуляции как замкнутой системы
запишем как сумму сопротивлений последовательно включенных элемен-
тов:
Арк = Арои + Арпод + Дротв = 0. (11.5)
Для каждого из элементов перепад давления определяется по извест-
ным формулам:
Ар = Дртр + Дрм + Аруск + Др„ив = Ар* + Дрнив,
где Ар* = Артр + Дрм + ДруСК.
Для опускных, подъемных и пароотводящих труб можно рассчитать и
построить гидравлические характеристики Ар = f(wo) или Ар = /(Gu)
и, суммируя их, решить уравнение движения (11.5). При этом определят-
ся скорость циркуляции wq, расход среды Gu, количество образовавшегося
пара Gn и соответствующие им перепады давления по элементам контура
циркуляции. По отношению Gn и Gu рассчитывается кратность циркуля-
ции Кп:
tfu = Gu/Gn. (11.6)
Уравнение движения можно представить и в другом виде — через дви-
жущий напор 5ДВ (см. § 8.5), который идет на преодоление сопротивлений
трения, местного и ускорения в контуре:
5ДВ = Ар*оп + Др*од + Ар*0ТВ. (11.7)
При расчете контура циркуляции по этому методу вводят понятие полезного
напора циркуляции Sn0Jl:
Suon = SaB - (Дрп*од + Др0*тв). (11.8)
Обратите внимание, что в сопротивления Ар*п, Ар*оа и Др*тв не входят
нивелирные напоры.
Из формулы (11.7) с учетом (11.8) получим простую форму записи
уравнения движения:
Snon = Ap*on. (11.9)
Следовательно, полезный напор 5ПОл представляет собой часть движу-
щего напора 5ДВ, расходуемую на преодоление сопротивления Др*п. Для
решения уравнения (11.9) необходимо определить 5ДВ, Дрпод> ДРотв> ^пол
и Др*п. В итоге получим значения wo, Gu, Gn и АГЦ.
Оба метода решения уравнения движения будут рассмотрены ниже.
Уравнение энергии для установившегося движения потока в испари-
тельных поверхностях топочной камеры будем использовать в виде уравне-
ния теплового баланса:
Glx-Ah = qn-Hn. (11.10)

380
Глава 11
Уравнения состояния выражают зависимости теплофизических свойств
водного теплоносителя от давления и температуры: ср, А, г>, р — f(p, t)\ c'p,
A', v', р\ с1;, A", v", р" = /(р). ■
Начальные условия при рассмотрении стационарного движения потока
в контуре циркуляции не задаются.
Граничные условия должны быть известны из конструктивного выпол-
нения контура циркуляции, из теплового расчета котла, который проводится
до расчета контура циркуляции. В свою очередь, результаты расчета контура
циркуляции могут вызвать необходимость коррекции теплового расчета.
11.2. Гидравлические характеристики контура
циркуляции
Контур циркуляции состоит из последовательно включенных элемен-
тов. Суммарная гидравлическая характеристика контура представляет собой
сумму перепадов давления в этих элементах, взятых при одном и том же
расходе Gu.
Гидравлическая характеристика опускных труб.
В современных паровых котлах опускные трубы делаются без обогрева, с
хорошей тепловой изоляцией, поэтому их теплообмен с окружающей сре-
дой близок к нулю и не учитывается. В этом случае температура воды
в опускных трубах ton и энтальпия hon по высоте изменяться не будут.
Поскольку hon близка к энтальпии насыщения, плотность воды роп будем
считать равной р'. При hon = const Друск = 0. *
Вода в опускные трубы попадает из барабана с энтальпией Лоп, давле-
ние в паровой части барабана рб (рис. 11.3). Под воздействием гидростати-
ческого столба воды (нивелирного напора) давление в барабане повышается
и на входе в опускные трубы нивелирный напор составит
APZB = Р'дНур, (П.П)
а в нижнем коллекторе —
Ар"н:в = р'дН0П. (11.12)
Скорость вертикального движения воды в барабане мала, поэто-
му Apf = 0. На входе в опускные трубы скорость воды резко возрастает,
что требует затраты энергии на ускорение потока. С учетом местного со-
противления (сопротивления входа) потери давления на входе в опускные
трубы составят •
Арп = Др»к + Д?С = P'^f ■+ U^1 = (! + ЫР^- 0 113>

11.2. Гидравлические характеристики контура циркуляции 381
/г", G„
Д/Сл
Др HK
1-лг нив
Рис. 11.3. Распределение давления и энтальпии по высоте опускной трубы.
Давление на входе в опускные трубы рвх будет равно
рвх=рб + ДЙв-ДРвх. (11.14)
Давление в нижнем коллекторе рнк составит
Рик = Рб + р'дНоп - Др*п, ' (11.15)
где
Ар*оп = Арвх + Др™ + Arfi = ^W
w
г шоп
(11.16)
где Zon — суммарный коэффициент сопротивления в опускной трубе.
По уравнению состояния энтальпия воды на линии насыщения Ы од-
нозначно зависит от давления. Поэтому по высоте опускных труб энталь-
пия насыщения h'on будет изменяться эквидистантно изменению давления

382
Глава 11
(рис. 11.3). Действительная энтальпия воды в опускных трубах зависит от
режима работы экономайзера и барабана. Вода, поступающая из бараба-
на в опускные трубы, может быть недогрета до энтальпии насыщения по
давлению в барабане Ы§. Величина недогрева в барабане определяется из
теплового и материального балансов барабана:
А^нед = К ~ Лоп = (Лб " М/%, (П.17)
где h3K — энтальпия вода за экономайзером.
Недогрев в барабане зависит от кратности циркуляции Кп и энтальпии
воды за экономайзером. Кратность циркуляции в отдельных контурах котлов
высокого давления (р = 8 — 14 МПа) составляет Кп — 6-14, сверхвысокого
(р = 14 - 18,5 МПа) - Кп = 5-8.
Повышение энтальпии за экономайзером h3K уменьшает недогрев в ба-
рабане. В котлах с кипящим экономайзером недогрев воды в барабане равен
нулю. То же — в солевых отсеках котла и в случае подачи всей питательной
воды на паропромывочное устройство в чистом отсеке барабана (при этой
схеме вода на паропромывочном устройстве дополнительно нагревается до
насыщения за счет теплоты промываемого пара).
Недогрев воды по ходу ее движения в опускной трубе увеличивается
за счет роста давления роп и hfon. В нижнем коллекторе недогрев составит
Д/С = Д/4, + ^ • ДРоп = Д/&Д + ^(АРнив - Ap*J. (11.18)
В рассмотренном случае по всей высоте опускной трубы А/гнел > 0, т. е.
среда остается однофазной, плотность ее постоянна, не зависит от расхода
воды. Постоянной величиной будет и нивелирный напор Др„"в = ^Ршге
(рис. 11.4). Гидравлическая характеристика опускной трубы Дроп — ДроП +
4- ДРнив получается однозначной. При малых расходах (Gu < Go) перепад
давления Дроп — щ - рн.к отрицателен, т.е. рнк > рб, а при Gu > Go он
положителен. Расходу Go соответствует WqU порядка 10 м/с.
Практически скорость в опускных трубах котлов won = 1 -=- 3 м/с, т. е.
Won < w°n и всегда рнк > р6.
В опускных трубах может появиться пар за счет закипания воды на
входе в опускные трубы, сноса пара из барабана и затягивание паровых
воронок, образующихся в барабане. Вскипание воды на входе в опускные
трубы (явление кавитации) может произойти, если давление на входе в
опускные трубы ;;вх < рб, a ft/BX < h'6. При Д/?4Д = 0 (Лоп = h'6) это
означает, что h'BX < h/6 и вода будет испаряться.
Чтобы не было вскипания воды на входе в опускные трубы, должно
быть обеспечено j>nx ^ pa- Из (11.14) видно, что это условие соблюдается

11.2. Гидравлические характеристики контура циркуляции 383
при выполнении неравенства
//£#урИ1 + £вхУ
W*
(11.19)
или
#ур^(1+£вх)
. w:
2д
(11.20)
Воронкообразование в барабане
может возникнуть при малой высоте
слоя жидкости над опускными труба-
ми. Минимальная высота уровня во-
ды в барабане для опускных труб диа-
метром до 200 мм составляет порядка
400-500 мм. При установке на вхо-
де в опускные трубы разного типа ре-
шеток и крестовин минимальная вы-
сота уменьшается в 2 раза. Совре-
менные мощные котлы имеют бара-
баны с внутренним диаметром 1600-
1800 мм, уровень воды в них порядка
700-800 мм, что создает достаточный
запас по недопущению воронкообра-
зования.
Снос пара из барабана потоком
воды в опускные трубы может про-
исходить при близком расположении
ввода пароотводящих труб в барабан
от входа в опускные трубы. Если во-
да, направляющаяся в опускные тру-
бы, имеет скорость больше скорости всплывающих пузырьков пара, то она
может захватить часть из них с собой и унести в опускные трубы. Для
предотвращения захвата пара водой вход в опускные трубы должен быть
расположен от выхода пароотводящих труб на расстоянии не менее 250-
300 мм, между ними при необходимости следует ставить перегородки. В со-
временных котлах внутрибарабанные устройства делают таким образом,
что снос пара практически отсутствует, среднее истинное паросодержание
в опускных трубах Троп составляет 0,02 -f- 0,03. Такое количество пара при
конденсации нагревает воду в опускных трубах на Ahcu = 5-8 кДж/кг.
Появление пара в опускных трубах отрицательно сказывается на их
работе и работе всего контура циркуляции: увеличивается сопротивление
Движению потока Ap*]V снижается нивелирный напор, т.к. уменьшается
Рис. 11.4. Гидравлическая характери-
стика опускных" труб.

384
Глава 11
плотность среды: р0п = р' — VoAp' ~ р")- На Рис- 11-4 пунктиром показаны
кривые (Др*п)сн, (ApSSb)ch, (Ароп)сн, учитывающие снос пара в опускные
трубы. Наличие небольшого количества пара в опускных трубах не опасно.
Гидравлическая характеристика подъемных* труб представляет собой,
фактически, характеристику вертикальной панели с подъемным движением
среды, рассмотренную в § 10.3 и 10.4. На рис. 10.4 показано распределение
давления и энтальпии среды по высоте трубы.
Принятые в § 10.3 обозначения в конкретном случае подъемных труб
контура циркуляции принимают вид:
а) Д/^нед — Д^нед' Расчет Д^нед производится по формуле (11.18);
б)
<?л = -7Г~ = -fr—' О1-2*)
^об #об
где (Ээкр — тепловосприятие экрана; Нп — лучевоспринимающая по-
верхность нагрева рассматриваемого контура, м2; qn — средний тепловой
поток, кВт/м2, определяемый с учетом неравномерностей тепловосприятия;
в) Рэк = Р'> ^эк = v';
г) необходимо учесть Д/гс„ — нагрев воды за счет пара в опускных
трубах.
С учетом этих обозначений формула расчета высоты точки закипа-
ния Ятз. примет вид
ДРо*
Д^ед-Д/гсн + ^(яоп-^)
#тз = -—. (11.22)
Формулу (11.22) можно упростить, учитывая, что сопротивление на
экономайзерном участке мало (Rv'G\ <C р'д). Если под Нэк понимать раз-
ность отметок от точки закипания до оси нижнего коллектора, то Нзк —
= #т>3. 4- Нао и в скобках в числителе из Ноп надо вычесть #до.
Сопротивление подъемных труб Др*од (без нивелирного напора) равно
сумме сопротивлений:
Др*од - Арж + Др|1СП + Дрпо. (11.23)
Нивелирный напор рассчитывается как сумма напоров на экономайзер-
ном Ар™т и испарительном Ар\\™ участках.
По данным расчета Ар"™ и Др*од в зависимости от Gu или шо строится
гидравлическая характеристике, аналогичная характеристики вертикальной

11.2. Гидравлические характеристики контура циркуляции 385
трубы (рис. 10.18), и полная характеристика с учетом подъемного и воз-
можного опускного движения типа рис. 10.25.
В отводящие трубы поступает пароводяная смесь с паросодержани-
ем х0тв> равным значению на выходе из подъемных труб. Так как отводящие
трубы необогреваемые, то все характеристики двухфазного потока прини-
маются постоянными. Так как сечение отводящих труб меньше сечения
подъемных труб, то скорость пароводяной смеси в них значительно выше.
Сопротивление отводящих труб Ар*тв рассчитывается с учетом допол-
нительного слагаемого Дрв.у., показывающего потерю энергии на подъем
пароводяной смеси выше уровня воды в барабане (см. рис. 11.1):
Арв.у. = Япр(1 - <рт){р' - р")д- (11-24)
Нивелирный напор определяется по высоте отводящих труб Нотв:
Ар™. = (р' - vWp' - р"))днтв. (11.25)
Гидравлическая характеристика отводящих труб показана на рис. 11.5.
I т-Др
Рис. 11.5. Гидравлическая характери- Рис. 11.6. Гидравлическая характеристи-
сшка отводящих труб. ка контура естественной циркуляции.
Гидравлическая характеристика контура естественной циркуляции
представляет собой сумму гидравлических характеристик по след о вате л ь-
13 Котельные установки

386
Глава 11
но включенных опускных, подъемных и отводящих труб (рис. 11.6):
Арконт = Ар0п + Арпод + Аротв- (1 1 -26)
Решением уравнения движения является расход G[|, при котором
Арконт = 0. По этому расходу определяются соответствующие значе-
ния Ароп' ДРпод* ДРотв и все ДРУгие параметры работы контура, прово-
дится проверка надежности работы опускных и подъемных труб и контура
в целом.
Контур циркуляции похож на fZ-образную схему (вверху замкнутую) и,
соответственно, его характеристика похожа на характеристику [/-образной
трубы. Гидравлическая характеристика контура получается однозначной,
рабочая точка (ДрКонт = 0, G[J) устойчива. Каждый элемент контура (опуск-
ные, подъемные и отводящие трубы) имеет коллектор или барабан на входе
и выходе, т. е. он гидравлически обособлен, для него величины ДроП> ^Рпод
и АроТВ являются средними данными по элементу, но внутри элементов в
зависимости от их гидравлической характеристики, разверочной характери-
стики возможна область неоднозначности, межтрубная пульсация, режимы
застоя и опрокидывания циркуляции. На возможность возникновения этих
опасных режимов необходимо анализировать полные гидравлические и раз-
верочные характеристики подъемных труб.
11.3. Расчет контуров циркуляции через движущий и
полезный напоры
Прежде всего определим связь двух подходов к расчету контура —
по гидравлическим характеристикам и по 5П0Л. Сумма нивелирных напо-
ров Ар*°"т, входящих в гидравлическую характеристику контура,
= -Р'дНт + {р'дНж + /С<7#„сп) + р™дНотк. (11.27)
Проведем разделение слагаемых для опускных и подъемных участков:
АРнГ = - [р'9Ноп - (р'дН,к + ЯМ™ + Рс™5Яотв)] ■ (И-28)
Введем среднюю плотность среды рсм на подъемных участках:
_ _ р'Язк -+- Рем"#hcii + РсуГ^О'в .
А:м ~ тт , тт , тт ' {II.Z.J)
i Jrj Ж "Г JJllCIl I -^ОТВ
где Ff>K 4- Яисп + Й01п = Hon = Нк.

11.3. Расчет контуров циркуляции через движущий 387
Тогда формула (11.28) примет вид:
АрГвТ = -(р'-Рсм)с/Я0П. (11.30)
Движущий напор контура циркуляции был определен (гл. 8) в следующем
виде:
5дв- (Роп - Рпад)0#к. (И-31)
Сравнение этих двух величин показывает:
s„ = -AjCT; 7w=Pcm- (П.32)
В гидравлической характеристике перепад давления в контуре опреде-
лялся как сумма всех сопротивлений:
Арконт = Ар0*п + Д?СВТ + (Ар*од + Др0*тв).
Проводим преобразования:
Дрконт = Др0*п - (5ДВ - {Ар*пт + Ар*отв)) = Др0*п - 5П0Л. (11.33)
Таким образом, получим связь между Арконт, 5ДВ и Sn0S]. В рабочей точке
контура Дрконт = 0, из (11.33) получаем другую форму этого равенства:
А'Р0П — *Ь|юл-
Из (11.33) выразим зависимость 5П0л от Арконт и Дроп:
5П0Л - -(Дркомт - Ар*оп) = -(AplZ + ДКод + &PD- (11-34)
Последнее выражение показывает, что для определения 5П0л можно
взять сумму всех сопротивлений в контуре, кроме Др*п, и поменять знак на
обратный.
На рис. 11.7 показано соотношение между величинами 5ПОл, ДРоп>
ДРконг И — Опол-
Таким образом, получается, что для определения 5ДВ и Snon надо про-
вести те же расчеты, что и при построении гидравлической характеристики,
различаются только последние вычисления: 1) если к сумме Ар™™+Др*од +
4- Др*тв = (-S'ncm) прибавим Дрогр то получим гидравлическую характе-
ристику Дрконт = f{Gn); 2) если же возьмем кривую 5П0л - -(-^пол), то
будет две зависимости: 5ПОл = f{Gn) и Др*п = /(б?ц).
Первый способ более удобен для алгоритмизации расчетов при исполь-
зовании ЭВМ, второй способ лучше приспособлен для ручного расчета, он
используется давно, и для него более разработана система проверки надеж-
ности работы контура.
13*

388
Глава 11
Gu
Art
Рис. 11.7. Соотношение между гидравли-
ческой характеристикой и полезным на-
пором циркуляции.
Рассмотрим методику расче-
та простого контура циркуляции
(рис. 11.8, а).
Известно: геометрические ха-
рактеристики контура, давление, hK,
qn экранов.
Расчет ведется параллельно
для трех (минимум) значений ско-
(Арп*од) + (Ар0\в) рости циркуляции к;01,2,з рас-
хода циркуляционной воды (Зц.
Для экранов, непосредственно вве-
денных в барабан (рис. 11.8, а),
wq = 0,5 ~ 1,5 м/с; а имеющих
верхние коллекторы (рис. 11.9,а) —
wo — 0,2 — 1,2 м/с. Задаются крат-
ностью циркуляции Хц, определяют
недогрев в барабане (Д/^ед)3 и ве-
личину ((Д/4Д)3 - (длен)).
Як
Uy
а)
"пол
'<» о;;
(О
б)
wm
Ga
К)
Рис. 11.8. Схема (а) и диаграмма циркуляции (б) простого контура.
По уравнению сплошности рассчитывают скорости потока в опускных
трубах iyon; принимая роп ~ pf, определяют Ар'*и. Строят график Ар*и =

11.3. Расчет контуров циркуляции через движущий 389
Я.
А Ар
а)
б)
Рис. 11.9. Схема (а) и диаграммы циркуляции (б) простого контура с верхним кол-
лектором.
= f(wo) — рис. 11.8,6. Сечение опускных труб (суммарное) при высоком
давлении среды в 2-2,5 раза меньше сечения подъемных труб.
Рассчитывают Яг.3., Нж и Яисп; определяют паропроизводительность
контура Gn, по этой величине значения х, х, Тр, рсм. Затем находят 5ДВ и
строят график 5дВ = f{wo).
Сопротивление подъемных труб Ар*од определяется как сумма со-
противления на экономайзерном и испарительном участках. Строят гра-
фик Дрпод — f(wo)- Вычитая Арп0д из 5ДВ, определяют полезный напор
контура 5Пол (рис 11.8,6). Точка пересечения А кривых 5П0Л и Ар*од Дает
решение уравнения движения — действительную скорость циркуляции wg,
расход среды C?{J, действительный полезный напор 5£0Л. Определяют дей-
ствительное парообразование G[) и кратность циркуляции К*.
После проведения расчета необходимо проверить правильность приня-
той предварительно величины /Cj|.
В противном случае — расчет контура повторить при другом значе-
нии А'ц.
В современных котлах большой производительности подъемные тру-
бы имеют верхний коллектор (рис. И.9,я), из которого отводящие тру-
бы транспортируют пароводяную смесь в барабан или выносной цик-
лон.

390
Глава 11
Суммарное сечение отводящих труб выбирают в пределах 30-60% от
сечения испарительных труб. Желательно вводить отводящие трубы по
условиям сепарации в паровое пространство барабана, но при этом сле-
дует стремиться, чтобы верхняя точка труб была возможно ближе к уровню
воды в барабане (уменьшается Арву.)-
Расчет контура ведется почти также, как в предыдущем случае. От-
личие заключается в том, что определяется полезный напор контура 5*°"т
как сумма полезных напоров экрана (испарительных труб) 5пол и отводя-
щих труб 5°™. Движущий напор отводящих труб S™B не велик, т.к. ма-
ла высота Я0тв> а сопротивление этих труб Дротв достаточно велико из-за
большой скорости пароводяной смеси и существенной величины Арв.у.- По-
этому величина 5£™ значительно меньше SS и может быть отрицательной
при Gu > GK (рис. 11.9,6).
Суммирование 5пол и 5°™ ведется при Gu = const. Рабочей точкой кон-
тура А является точка пересечения кривых S™"T = /(^ц) и АРоп = /(^ц)>
которая дает нам действительные значения G* и S™"T. Действительные
значения £пол и S°™ определяются по соответствующим кривым при GJ.
В нашем случае (рис. 11.9,6) S°™ при G* отрицателен, то есть часть полез-
ного напора экрана затрачивается на преодоление сопротивления отводящих
труб. В принципе, это допустимо, если надежность работы контура обеспе-
чена. Иначе надо принимать меры по обеспечению надежности, в том числе
и уменьшать сопротивление отводящих труб.
Расчет сложных контуров циркуляции выполняется по аналогичной
схеме, различные детали расчета приведены в нормативном методе гидрав-
лического расчета паровых котлов.
11.4. Показатели надежности работы контура циркуляции
Скорость циркуляции шо в контурах барабанных котлов высокого дав-
ления не превышает 1 -^ 1,5 м/с. При плотности среды р( — 590 кг/м3
(р — 16 МПа) это составит массовую скорость в трубах pwo не выше
1000 кг/(м2-с). Из гидравлических характеристик [/-образных панелей вид-
но (гл. 10), что при малой скорости среды есть опасность перехода в об-
ласть неоднозначности. Поэтому после расчета контура циркуляции прово-
дится проверка надежности работы контура по следующим направлениям:
температурный режим обогреваемых труб; работа опускных труб; рабо-
та подъемных труб; надежность циркуляции при нестационарных режи-
мах котла.
Температурный режим обогреваемых труб в котлах на давление менее
11 МПа и невысоких тепловых потоках (г/л < 400 кВт/м2) может считать-
ся обеспеченным при кратности циркуляции более 4. В котлах высокого

11.4. Показатели надежности работы контура циркуляции 391
давления (более 11 МПа) необходимо проверять экранные трубы на кризис
теплообмена и образования в них режимов ухудшенной теплоотдачи (гл. 9).
Надежность гидродинамики опускных труб в стационарном режиме
обеспечена, если нет вскипания воды на входе в них, отсутствует воронко-
образование в барабане и нет сноса паровых пузырей в трубы (§ 11.3).
Надежность гидродинамики подъемных труб определяется по исклю-
чению свободного уровня для труб, выведенных в паровое пространство,
застоя и опрокидывания циркуляции для труб, выведенных в водяной объем
барабана или в верхний коллектор.
Определение неоднозначной области, возможность возникновения за-
стоя или опрокидывания циркуляции по гидравлическим и разверочным ха-
рактеристикам рассматривалось в гл. 10. Необходимо его повторить. В этом
параграфе для анализа надежности подъемных труб используем диаграммы
циркуляции (в литературе диаграммы циркуляции называют еще гидравли-
ческими характеристиками, что не совсем корректно).
Рис. 11.10. Схема (а) и диаграмма (б) циркуляции сложного контура.
Построим диаграмму циркуляции простого варианта сложного контура
(рис. 11.10, а), состоящего из опускных труб и трех рядов подъемных труб,
введенных непосредственно в барабан выше уровня воды. Ряды труб имеют
разную интенсивность обогрева: ряд б — средний тепловой поток (q§ =
= qCp), ряд а — сильнообогреваемый (<?а > qcp), ряд в — слабообогреваемый
{Яв < <?ср)- Аналогичное решение будет для труб одного контура циркуляции
при различном тепловом напряжении по ширине контура. Для каждого ряда
строим зависимость Snon — /(GLl) на рис. 11.10,6. При одном и том же
расходе Gu полезный напор у слабообогреваемого ряда меньше других, т. е.
^пол < й'пол < ^пол- Поскольку три ряда включены параллельно, сумма их
полезных напоров S™)™ определяется по условию: G*0HT — Сц ~Ь G° + G*;
Лр*п = const, 5П0Л = const. Пересечение кривых S™"T = /(Gu) и Др*п =

392
Глава 11
— f{Gu) дает рабочую точку А, по которой определяются величины: GJ ,
действительные значения G\,G\, G* при действительном значении 5*°"T =
= АРоп-
Количество пара, образовавшегося в трубах, определяется по формуле
(считаем Д/^ед = 0)
Gn = qHJr.
При одинаковой поверхности нагрева G^ < G^ < Ga. Возьмем слабо-
обогреваемую трубу и сравним G* и G£. Возможны три случая:
1) G* < G*, кратность циркуляции К^ = G°/G„ > 1; работа этого
ряда возможна, надо проверить температурный режим;
2) G„ > G*, Хц < 1 — режим невозможен;
3) G® = (5ц, if* = 1; этот режим возможен; особенность его в том,
что поступающее количество воды по мере подъема испаряется и на ка-
ком-то уровне жидкая фаза кончается, выше — паровая фаза. Этот уровень
называется свободным уровнем. Свободный уровень в трубе, выведенной
в паровое пространство барабана, появляется при прекращении движения
воды вследствие невозможности поднять ее до высшей отметки трубы.
Примем, что свободный уровень в трубах ряда «в» образовался на
высоте, расположенной ниже уровня в барабане на Нсву (рис. 11.10,а).
Максимальная высота свободного уровня #^вауС будет при ^под = 0
(при отсутствии обогрева или малом обогреве). Учитывая, что S*on = Ароп»
формулу для #смвауС запишем в виде
<?в Дг}* <?в
j-макс _ ^пол __ *-^гоп _ ^дв
сву ~ (р'-р'Ъ~.(р'-р")9~ (р'-р'Ъ'
Высота свободного уровня зависит от давления {р\ р"), интенсивности
обогрева (^под) и сопротивления опускных труб (Ар*п). Она увеличивает-
ся при росте давления и сопротивления опускных труб, при уменьшении
тепловой нагрузки.
При образовании в обогреваемой трубе свободного уровня в зоне обо-
грева происходит резкое ухудшение температурного режима, так как тепло-
отдача к паровой фазе значительно менее интенсивна, чем к воде или паро-
водяной смеси. Кроме того, непрерывное колебание уровня и температуры
стенки вызывает усталостные напряжения в металле. Если свободный уро-
вень находится выше обогреваемой зоны, то его образование менее опасно,
но нежелательно, так как при малой скорости движения смеси интенсив-
ность охлаждения трубы может оказаться недостаточной.
По графику Slon = f(G ц) определяем полезный напор 5полУ5 при кото-
ром возможен режим свободного уровня. Для этого по условию G° = G„

11.4. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ КОНТУРА ЦИРКУЛЯЦИИ 393
проведем вертикальную линию до пересечения с кривой S®0J1 и полу-
чим Snon'•
Для надежной работы слабообогреваемой трубы должен быть
запас по свободному уровню:
«AT>Uvl,2. (11.36)
Режимы опрокидывания и застоя циркуляции сопровождаются обрат-
ным, опускным движением среды в трубах экрана. Поэтому для их анализа
необходимо строить полные диаграммы циркуляции, охватывающие подъ-
емное и опускное движение среды.
Рис. 11.11. Схема (а) и полная диаграмма (б) циркуляции сложного контура при
вводе подъемных труб в водяной объем барабана.
Возьмем контур, аналогичный рассмотренному, но подъемные трубы
введем в водяной объем барабана (рис. 11.11, а). Движущий напор равен
величине
5л. = ёпод(р' - Р"МНК - Ят.,). (11.37)
При GLl — О труба заполнена паром, Трпт = 1, Ятз = 0, движущий напор
5ДВ = (р' - р")дНк.
При Gn > О высота точки закипания Ятз. растет, парообразование в трубе
уменьшается и ТрП0]Х также уменьшается. Это приводит к снижению движу-
щего напора 5ДВ (рис. 11.11,6). При опускном движении (Gu < 0) 5ДВ при
увеличении расхода снижается, но темп снижения меньше, т. к. при одном и

394
Глава 11
том же массовом паросодержании истинное паро содержание при опускном
движении (роп больше, чем при подъемном (рпоп (ц>оп > (£Под> см. гл. 8).
Полезный напор в трубе
5дв - Арпи
(11.38)
График Ар*од показан на рис. 11.11,6. При подъемном движении Дрп0д
положительно, при опускном - отрицательно. Вычитание по (11.38) дает
сложный график зависимости Snon от расхода циркулирующей среды. Видно
(рис. 11.11,6), что эта зависимость име-
ет зону неоднозначности, лежащую в
диапазоне от 5ПВ0Л до 5ПБ0Л, от G™ до G™\
При Gu > Сц0Д — устойчивое подъемное
движение, при Gu < G™* — устойчивое
опускное движение. i
Из формулы (11.31) видно, что дви-
жущий напор 5ДВ и, соответственно, по-
лезный напор 5ПОл сильно зависят от
давления — с ростом давления они сни-
жаются (рис. 11,12). При давлении око-
локритическом и сверхкритическом эти
напоры малы и не обеспечивают доста-
точной скорости движения среды. По-
этому барабанные котлы делаются с дав-
лением до 18-19 МПа (< 0,85 • ркр)-
Рис. 11.12. Зависимость 5Т
давления.
Ркр
пол И 6дВ ОТ
Рис. 11.13. Полная диаграмма циркуляции при низком давлении.

11.4. Показатели надежности работы контура циркуляции 395
&Р А
S 1
Рис. 11.14. Полная диаграмма циркуляции при высоком давлении.
Полные диаграммы циркуляции для высокого и низкого давления по
своему виду несколько отличаются (рис. 11.13 и 11.14).
Рассмотрим полную диаграмму циркуляции слабообогреваемой трубы
SHn — f(Gn) при низком давлении (рис. 11.13). Левая часть графика Slln
(при GLl < 0) лежит существенно выше правой части. На этом же рисунке
показаны графики для S™"T и Ар*п. По точке их пересечения А находим
действительные S™"T, GJ, расход среды в трубе (?цР. По тепловой нагрузке
и площади нагрева определим количество образовавшегося в слабообогре-
ваемой трубе пара Gj,p. При GnP < СцР — нормальный режим циркуляции;
при GnP = GTii поступающая в трубу вода испаряется, пар барботирует че-
рез слой жидкости и уходит в барабан, верхняя часть трубы, соединенной с
водяным объемом барабана, заполнена водой. Скорость подъема пара мала.
Возможен и третий случай, когда GyP < GnP. При этом происходит подпитка
трубы водой из барабана в количестве СПодп = GnP — G]f. Из-за встречного
движения воды скорость пара еще снижается. Застоем циркуляции называ-
ется медленное перемещение в обогреваемой трубе воды вверх или вниз, а
пара — вверх, при котором возможен застой отдельных паровых пузырей в
гибах, сварных стыках, отводах и т. п. Такой режим неустойчив, вызывает
пульсацию в трубе и контуре, охлаждение трубы ухудшается.
По графику 5пСл = f(Gn) при G£P = GJ, определяется полезный напор
застоя 5полТ- Проверка на застой определяется по формуле
Sr/SnT> 1,1* 1,2, О1-39)
где S*°"T определяется для всего контура.
Нижняя граница зоны многозначности соответствует полезному напо-
ру в точке минимума В (рис. 11.13). При этом напоре возможен переход с
положительной ветви кривой на отрицательную, т. е. произойдет опрокиды-
вание циркуляции. Напор в точке В поэтому называется полезным напором

396
Глава 11
опрокидывания SS • Вода, двигающаяся сверху вниз, препятствует подъему
пара, он скапливается в трубе, происходит ее запаривание, что может при-
вести к аварийному пережогу трубы. Такой режим недопустим. Проверка
на опрокидывание проводится по формуле
^лР/5пКОолТ>1Д-1.2. (11.40)
Из рис. 11.13 видно, что при низком давлении запас на опрокидыва-
ние циркуляции больше, чем на застой, поэтому при нарушении режима
в контуре в слабообогреваемой трубе может быть застой циркуляции. При
высоком давлении (рис. 11.14) левая часть графика Smn - f{Gn) лежит
ниже, чем при малом давлении. Полезный напор опрокидывания может
оказаться меньше, чем S^, тогда при нарушении режима работы контура
в слабообогреваемой трубе произойдет опрокидывание циркуляции.
Аналогичную проверку надежности работы контура циркуляции мож-
но проводить и по полным гидравлическим характеристикам труб и контура
в целом (рис. 11.15).
Рис. 11.15. Полная гидравлическая характеристика вертикальной трубы.
Надежность циркулягщи при нестационарных режимах котла оп-
ределяется скоростью изменения давления в котле. Изменение давления в
контуре может быть вызвано резким изменением нагрузки, расхода топлива,
давления, уровня в барабане.
Максимальная скорость изменения давления в котле возможна при
мгновенном прекращении отбора пара турбинами при неизменном расхо-
де топлива или при прекращении подачи топлива при неизменном расходе

11.4. Показатели надежности работы контура циркуляции 397
пара. В первую минуту времени она составляет (для котлов с давлением
10-20 МПа) 0,03 -г 0,05 МПа/с, через пять минут скорость падает в 2 раза,
а через 10 минут — в 4 раза.
При падении давления в опускных трубах возможно вскипание воды
за счет теплоты, аккумулированной металлом труб, их изоляцией и водой.
Кипение воды не допускается при скорости потока менее 0,8 м/с. Если
скорость потока более 0,8 м/с, то кипение воды допускается в пределах,
не приводящих к застою и опрокидыванию циркуляции в подъемных тру-
бах. Дело в том, что при вскипании воды в опускных трубах сопротивле-
ние их Др*п растет, увеличивается действительное значение S™"T> a запас
на застой и опрокидывание в слабообогреваемой трубе уменьшается (при
постоянных Sf™ и 53) (см. рис. 11.16). Нормами гидравлического рас-
чета ограничивается допустимая скорость падения давления, при которой
не нарушается работа контура циркуляции. Для р = 15 МПа она порядка
0,025 МПа/с при won = 1 м/с и 0,04 МПа/с при won = 2 м/с. Эти значе-
ния такого же порядка, что и максимально достижимые при предельных
аварийных случаях. При нормальной эксплуатации они не достигаются.
Рис. 11.16. Изменение диаграммы циркуляции от исходного значения (индекс 1) при
понижении (индекс 2) и повышении (индекс 3) давления.
Допустимая скорость подъема давления определяется для наименее
обогреваемой трубы контура с минимальным запасом надежности по застою
или опрокидыванию циркуляции. В этой трубе при повышении давления {h1
увеличивается) существенно снижается парообразование и, следовательно,
уменьшаются Sll и Slln, в том числе снижаются S^, S„on (рис. 11.16).
При постоянном значении S™" это ПРИВ°ДИТ к снижению запасов на опро-
кидывание и застой циркуляции. Проверку допустимой скорости подъема

398
Глава 11
давления проводят для всех котлов с давлением менее 14 МПа, а при более
высоком давлении — при неравномерности тепловосприятия г/т < 0, 5.
11.5. Внутрибарабанные процессы и устройства
Барабан представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд с
внутренним диаметром до 1600-1800 мм и длиной, зависящей от паропро-
изводительности котла (до 15-20 м и более). В барабан подается вода или
пароводяная смесь из экономайзера (рис. 11.17). При подаче воды над уров-
нем ее в барабане и падении на поверхность водяного объема образуется
большое количество водяных капель, поднимающихся в паровое простран-
ство барабана. Если же ввод воды производить под уровень воды, то слой
воды частично погасит энергию струи, но он недостаточен для полного ее
гашения, поэтому образуются сложные линии тока в объеме воды, волнооб-
разование и выброс капель в паровое пространство. Отсюда вытекает пер-
вая задача внутрибарабанныхустройств — гашение кинетической энергии
водяной или пароводяной струи из труб после экономайзера.
Рис. 11.17. Схема потоков, воды и пара: а — в паровом котле; б — в барабане.
Из барабана часть воды направляется в опускные трубы контура цирку-
ляции. Из анализа работы опускных труб (§ 11.2) вытекает вторая задача:
организация плавного входа воды в опускные трубы с малым сопротивле-
нием входа; предусмотреть устройства, предотвращающие воронкообразо-
вание и захват (снос) пара опускающейся водой. Для того чтобы высота

I 1.5. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА 399
уровня воды над входом в опускные трубы была максимальной, опускные
трубы надо выводить из барабана как можно ближе к нижней его образу-
ющей.
В барабан из контура циркуляции по отводящим трубам поступает па-
роводяная смесь с большой скоростью. Если организовать сосредоточенный
ввод отводящих труб (рис. 11.17), то за счет большой кинетической энер-
гии струи и значительного объема паровой фазы уровень воды, насыщен-
ной паровыми пузырями, будет значительно выше среднего, т. е. произойдет
«набухание» уровня. При прохождении пара через границу вода-пар будет
образовываться большое количество водяных капель, поднимаемых потоком
пара. Отсюда третья задача: организовать равномерный по длине и сече-
нию барабана ввод пароотводящих труб и гашение энергии поступающей
пароводяной струи; обеспечить равномерность распределения паровой фа-
зы пог сечению барабана, с тем чтобы пар барботировал через слой воды с
малой скоростью, при этом возмущение уровня воды будет минимальным,
образование капель и их выброс в паровое пространство уменьшится.
Насыщенный пар, поступивший в барабан, поднимается в верхнюю
часть барабана и отводится через трубы в пароперегреватель. Ясно, что
эти трубы должны быть расположены вдоль верхней образующей барабана,
иначе может образоваться застойная зона. Поток пара, направляющийся к
сосредоточенному отводу, плохо заполняет сечение барабана, скорость пара
в средней части при этом существенно увеличивается. Поток пара может
унести часть капель воды из парового пространства в отводящие трубы и
дальше в пароперегреватель. Так как унос капель по массе не велик, то эта
влага на условия теплообмена в пароперегревателе не влияет. Если про-
изойдет «заброс» влаги, т. е. большой ее унос с паром, то вода, попадая на
стенки труб пароперегревателя, вызовет их резкое охлаждение и термиче-
ское растрескивание металла. Но и малое количество уноса влаги приносит
большие неприятности: в каплях воды содержится большое количество при-
месей, которые при испарении воды на стенке пароперегревателя оставляют
отложения с низкой теплопроводностью, а при испарении в потоке перегре-
того пара передают ему примеси, которые уносятся в турбину. Четвертая
задача: организовать равномерное заполнение потоком пара сечение бара-
бана, чтобы снизить скорость пара; обеспечить интенсивную сепарацию
пара от воды, уменьшив унос влаги до приемлемого значения.
При высоком давлении насыщенный пар, барботирующий через слой
воды в барабане, содержит значительное количество примесей, и тогда воз-
никает пятая задача — организация очистки пара внутри барабана.
Из общего анализа процессов в барабане видно, что при проектиро-
вании и эксплуатации барабана приходится решать сложные задачи. Их
конструктивное решение приводит к сильному загромождению внутриба-
рабанного пространства различными устройствами, усложняющими ремонт

400 Глава 11
и эксплуатацию котла. Наблюдение за процессами поддержания постоянно-
го уровня воды в барабане является одной из главных задач эксплуатации
котла, обеспечивающей надежность и экономичность его работы и работы
всего блока.
Прежде чем рассматривать конструктивное выполнение внутрибара-
банных устройств, необходимо провести анализ процессов барботажа и
уноса влаги.
Барботаж: пара через воду — подъем паровой фазы и жидкости, при-
веденная скорость направленного движения которой мала или равна ну-
лю. Барботаж пара имеет место в барабанах котлов, в подъемных трубах
контура циркуляции при образовании свободного уровня, застоя или опро-
кидывания циркуляции, в парогенераторах и реакторах атомных станций,
испарителях и многих других аппаратах ряда отраслей промышленности.
В общем случае, аппарат, в котором происходит процесс барботажа пара
через слой жидкости, называется барботером.
Для равномерного распределения паровой фазы по сечению барботера
(в том числе и в барабане) и выравнивания скоростей пара в барботаж-
ном слое устанавливается распределительное устройство. Обычно приме-
няют погруженный в слой жидкости дырчатый лист с соответствующим
образом рассчитанным количеством отверстий выбранного диаметра. Пра-
вильно рассчитанные дырчатые листы гасят также кинетическую'энергию
пароводяных струй.
_ О—
— о о ^
ш
о
о
—о-
о о
о о
ш
°4
а)
Рис. 11.18. Схема истечения пара через отверстие погруженного дырчатого листа
при небольших расходах пара, когда диаметр пузырей d„ меньше (а) и больше (б)
диаметра отверстия d\.
Режим работы дырчатого листа зависит от расхода паровой фазы и
диаметра паровых пузырей и отверстия в листе (рис. 11.18). При небольших
расходах пара и малом диаметре пузырей (dn < d\) они свободно проходят

1 1.5. ВНУТРИБЛРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА
401
через отверстия в виде отдельных пузырей, не сливаясь (рис. 11.18, а). Если
d„ p> d\, то паровой пузырь втягивается в отверстие, разделяясь на две части
(рир. 11.18,6). На часть пузыря, уже находящуюся над листом, действуют
подъемная сила и конвективные токи, стремящиеся оторвать ее от листа.
Пока над листом будет формироваться новый пузырь, оставшиеся под
листом части пузыря могут слиться в единую паровую подушку. Следо-
вательно, для данного давления в системе и диаметра отверстия в листе
существует скорость пара в отверстиях Шмин, при превышении которой под
дырчатым листом образуется устойчивая паровая подушка.
Средняя скорость пара в отверстиях дырчатого листа определяется по
формуле
^мин = %^, (11.41)
/отв
где /отв — суммарное сечение отверстий, м2.
В паровых котлах, парогенераторах, испарителях и подобных эле-
ментах применяют погруженные дырчатые листы с диаметром отверстий
8 -т- 12 мм и более, так как в пароводяной смеси может находиться шлам
(взвеси, чешуйки оксидов железа с внутренних поверхностей труб) и он
будет забивать мелкие отверстия.
При значительном диаметре отверстий паровая подушка под дырча-
тым листом образуется при более высоком расходе паровой фазы. В этом
случае через отверстия листа будет вытекать пар в виде сплошного пото-
ка. При дальнейшем барботировании струи пара через слой жидкости она
разбивается на отдельные пузыри.
__^ оо0 оо0 о°о о°о
Рис. 11.19. К определению паровой подушки под дырчатым листом: 1 — дырчатый
лист; 2 — отбортовка.

/
402 Глава 11 /
Для того чтобы пар не обходил по бокам дырчатый лист, делается
отбортовка (рис. 11.19). /
При дальнейшем увеличении расхода пара (при скорости пара wMlKC)
отдельные струи пара могут сливаться вблизи дырчатого листа, образуя над
ним сплошной паровой слой, отделяющий дырчатый лист от вышележащей
жидкости. Это явление называется кризисом барботажа.
Рис. 11.20. Схема барботажа пара в барабане котла.
После выхода из отверстий дырчатого листа пар барботирует через
слой жидкости. Слой пароводяной смеси, в котором происходит барботаж
пара, называется динамическьш двухфазным слоем.
На рисунке 11.20 показано изменение истинного паросодержания по
высоте барабана. На выходе из пароотводящих труб оно равно паросодер-
жанию пароводяной смеси (рпвс после испарительной поверхности, затем
из-за смешения с водой в барабане она уменьшается. В паровой подушке
^под = 1. На выходе из отверстий дырчатого листа паросодержание равно
относительной площади сечения отверстий (рДл. В динамическом двухфаз-
ном слое по его высоте можно выделить три зоны. В первой зоне, высотой
30-40 мм над дырчатым листом, движение пузырей происходит под дей-
ствием нивелирного напора, создаваемого под листом, и подъемной силы.
На этом участке происходит формирование устойчивых паровых пузырей
(объединение мелких и дробление крупных паровых струй), скорость паро-
вой фазы уменьшается, величина ц> увеличивается до значения на втором
участке. Вторую зону называют зоной стабилизированных значений па-

11.5. ВНУТРИБАРАЬАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА 403
росодержания, на этом участке паросодержание постоянно и равно ^ар6-
В этой зоне паровые пузыри движутся под действием подъемной силы —
силы Архимеда. Третья зона — переходная. При подходе к поверхностным
слоям движение пузырей затормаживается действием силы поверхностного
натяжения, вследствие чего паросодержание плавно увеличивается практи-
чески до единицы (рис. 11.20). Унос влаги составляет доли процента, на
гидродинамику парового потока не влияет.
Физический уровень пароводяной смеси Жиз определяется от начала
первого участка до середины переходной зоны. Вся высота динамического
слоя Яд.сл равна сумме высоты физического уровня Я1ИЗ и половины высоты
переходной зоны Япз.:
Яд.сл = #физ + £ ' #п.з.- (11.42)
Уровень воды в барабане определяется с помощью водомерного стек-
ла (рис. 11.20), соединенного с паровым и водяным объемами барабана.
В водомерном стекле в жидкой фазе нет паровых пузырей, плотность воды
близка к плотности рг.
Физическая высота двухфазного слоя в барабане HLm больше, чем
весовой уровень в водомерном стекле Н'вх на величину АН:
АЯ = #' №р . (11.43)
ВСС 1 ~ <Рбар
При низких давлениях р" <С р', тогда
я*«-я-т=к;- (11-44)
Истинное паросодержание </?бар зависит от скорости (расхода) пара,
давления, концентрации и состава примеси воды. Обычно берут не дей-
ствительную скорость пара wn, а приведенную w'q, м/с, определяемую через
расход пара Gn, кг/с:
w'o=Gn/(p"f6Bp), (11.45)
гДе /бар — горизонтальное сечение барабана или, в общем случае, барбо-
тера, м2. Сечение барабана /бар изменяется по высоте пароводяного слоя,
поэтому значение w'q зависит не только от расхода среды, но и высоты. Что-
бы придать определенность величине w'q, ее определяют на границе между
пароводяным и паровым объемами, эту границу условно называют зеркалом

404 Глава 11
испарения, и сечение барабана принимают на зеркале испарения — /З.исп..
Тогда приведенная скорость пара Wq9 отнесенная к этому сечению:
-"- Gn (11.46)
Р J3.
Объемный расход пара Gn/p"9 отнесенный к площади зеркала ис-
парения /З.исп. = 1 м2, называется объемной нагрузкой зеркала испаре-
ния Щ, м3/(с-м2):
Gnlff'
или Щ, м3/(ч-м2):
Д? = ^- = < (И.47)
Rva = 3600 • и#. (11.48)
Аналогично определяется массовая нагрузка зеркала испарения
Я™, кг/(с-м2):
К = ■?*-=<(*'> (П.49)
/з.исп
или кг/(ч-м2):
Rf = m0-w%p". (11.50)
Введенные параметры Rvs и Щ1 упрощают расчеты внутрибарабанных
процессов. Например, для действующего котла известны его паропроиз-
водительность D, кг/с (или т/ч), диаметр (внутренний) барабана cfe, м, и
его длина k, м. Определяем массовую нагрузку зеркала испарения Щ1,
кг/(с-м2), считая, что зеркало испарения находится в середине (по высоте)
барабана:
R? = D/((kk). (11.51)
По этой величине находим Wq и другие характеристики двухфазного слоя.
Обратная задача возникает при проектировании парового котла: по за-
данной паропроизводительности D9 кг/с, определить геометрию барабана и
погруженного дырчатого листа. Задаемся величиной R™ (К%), определяем
сечение зеркала испарения Лисп., по типовому диаметру барабана находим
длину барабана. Наметив место вывода опускных и ввода пароотводящих
труб контура циркуляции, находим размеры дырчатого листа. По R" на-
ходим расход пара через дырчатый лист. При расчете дырчатого листа два
взаимосвязанных параметра неизвестны: скорость пара w^ и сечение отвер-
стий. На скорость пара накладывается два ограничения: гомин — по органи-
зации паровой подушки, ъйшкс — по кризису барботажа, отсюда возникает
условие:
Щит < Шо •< W
макс •

11.5. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА 405
На сечение отверстий накладываются эксплуатационные и технологи-
ческие ограничения: d\ ^ 8 : 12 мм; количество отверстий определяет
стоимость изготовления листов. Возникает оптимизационная задача.
С увеличением приведенной скорости w'q растет количество барботи-
руемого пара, он движется уже не в виде отдельных пузырей, а в виде цепоч-
ки пузырей, которые при дальнейшем увеличении Wq сливаются в паровые
струи. Паровая фаза увлекает за собой часть воды, которая, поднявшись на
определенную высоту, затем опускается, т. е. происходит циркуляция жид-,
кой фазы. При малом расходе пара циркуляция жидкой фазы происходит
в пределах участка стабилизации. Только в небольшой переходной зоне
она находится в виде капель воды. С увеличением Wq картина меняется:
циркуляция ухудшается, т. к. сечение, занимаемое жидкой фазой 1 - <^барб,
уменьшается, высота циркуляции непрерывной струи жидкости уменьша-
ется, следовательно, высота #стаб падает; структура поверхностного слоя
разрушается — все большая часть жидкой фазы за счет скоростной энергии
пара дробится на отдельные крупные и мелкие капли, образуется пароводя-
ная эмульсия, размеры переходной зоны возрастают. Это явление называют
набуханием уровня. Увеличение высоты переходной зоны приводит к ро-
сту общего уровня динамического двухфазного слоя и, соответственно, к
снижению высоты парового пространства.
Рис. 11.21. Схемы установки паропромывочных устройств погруженного типа (а)
и в паровом пространстве (б): 1 — подвод питательной вода; 2 — паропромывочный
лист; 3 — отбортовка (щеки); 4 — паровая подушка; 5 — отводящие каналы; 6 —
бортики.
Паропромывочные устройства, с точки зрения гидродинамики, пред-
ставляют собой барботажные системы (химические процессы — см. в гл. 13).

406
Глава 11
Они выполняются двух типов: погруженного, когда паропромывочный дыр-
чатый лист находится в объеме жидкой фазы (рис. 11.21, а), «подвешенно-
го», находящегося в паровом объеме, над зеркалом испарения (рис. 11.21,6).
На паропромывочное устройство подается питательная вода, которая расте-
кается по дырчатому листу, образуя слой воды высотой Нвес, и сливается по
периферии листа. Толщина слоя промывочной воды определяется высотой
бортиков #боРт • Пар направляется с помощью отбортовок (щек) под промы-
вочный лист, проходит через отверстия в нем, барботирует через слой про-
мывочной воды и уходит на паросепарационные устройства. Проходящий
через отверстия листа пар препятствует протеканию через них жидкости.
Скорость пара в отверстиях дырчатого листа должна быть выбрана такой,
чтобы жидкость удерживалась на промывочном листе и сливалась только
по периферии листа или специальным сливным линиям — такой режим
называется беспровальным.
Высота бортиков #борт обычно составляет 40-60 мм (эту высоту назы-
вают также высотой перелива Нпер). Действительный уровень Н превосхо-
дит уровень перелива на 5 ~ 10 мм, т. е.
Н = Япер + (5 -г 10) мм.
Унос влаги паром. Как указывалось в начале параграфа, дроб-
ление жидкости на капли происходит при возмущении зеркала испарения
пароводяной струей и при выходе парового пузыря из водяного объема
в паровой. В современных барабанах устанавливаются системы гашения
кинетической энергии струй воды и пароводяной смеси, поступающих в
барабан, и равномерной раздачи по сечению барабана. В этих условиях
определяющим генератором капель воды в паровой объем является разрыв
пузырей пара (рис. 11.22). Всплывающий пузырь пара подвержен воздей-
ствию двух сил: внутреннего давления, стремящегося разорвать жидкую
пленку вокруг пузыря, и силе поверхностного натяжения этой пленки. В
начальный момент выхода пузыря из объема жидкости (рис. 11.22, в) вода
с пленки стекает, она утоняется и разрывается (рис. 11.22, г). Пар, выры-
ваясь через образовавшееся отверстие, разрушает верхнюю часть пленки,
превращая ее в мелкие капли воды. Остатки жидкой пленки опускаются
вниз, заполняют образовавшуюся после выхода пара лунку в воде. Встре-
ча потоков воды в центре лунки сопровождается гидравлическим ударом с
выбросом крупных капель воды в паровой объем (рис. 11.22, д).
На каплю воды диаметром dK в паровом пространстве действуют две
силы:
— сила Архимеда, направленная вниз:
FA = ^{p'-р")с,, (11.52,а)

1 1.5. ВНУТРИБЛРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА
407
а) б) в)
\W/
М/ \1
г) д)
Рис. 11.22. Схема образования капельной влаги в паровом объеме барабана при
вводе парообразующих труб в водяной объем: а — всплывающий пузырек пара; б —
начальный период выхода пузырьков на зеркало испарения; в — перед разрывом
водяной оболочки; гид — разрушение водяной оболочки с образованием капелек
влаги.
— сила динамического напора пара, направленная вверх:
F9=£-J~P—i (11.52,6)
где £ — коэффициент сопротивления.
При равенстве этих сил капля воды будет витать в потоке пара. Ско-
рость витания iuBHT будет равна
™Вит=м /£■ Ч-'^-тг-' О1-53)
Скорость гивит зависит от давления и диаметра капель. При р — 10 МПа
и dK — 1 мм гувит = 0, 6 м/с; dK — 0, 2 мм, wBm — 0,15 м/с, dK = 0,1 мм
швит = 0,07 м/с. Для dK = 0,1 мм и р = 1 МПа гиВит = 0, 25 м/с. С увеличе-
нием давления скорость витания уменьшается, т. е. при известной скорости
Унос капель увеличивается.
Капли диаметром dK, у которых скорость витания меньше скорости
пара Wq, будут уноситься потоком пара. Капли с швт > Wq будут оседать в

408
Глава 11
водяной объем, скорость оседания woc равна разности:
шос = гУвит -w'o-
Унос влаги паром характеризуется его влажностью оо, %, которая опре-
деляется как отношение массы водяных капель гав к массе влажного пара:
ГПа
гап 4-гав
(11.54)
где гап — масса паровой фазы.
Таким образом, влажность пара определяется забросом капелек воды
в пароотводящие трубы и уносом капелек потоком пара. При малых высо-
тах парового пространства основную роль играет прямой заброс водяных
капель, а при больших высотах — унос влаги. Поэтому со сильно зависит от
высоты парового пространства (рис. 11.23), особенно до высоты 0,8 -г-1 м.
.% i
0,1'
0.01,
б)
Рис. 11.23. Зависимость влажно-
сти пара от высоты парового объ-
ема #и'
Рис. 11.24. Распределение капель воды
но скорости витания (а) и зависимость
влажности пара от его скорости (б).

11.5. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА
409
Зависимость влажности пара от его скорости w'q сложная и имеет вид
u, = C«)n.
(11.55)
Это связано с распределением капель воды по размерам, по скорости
их витания (рис. 11.24, я). При малой скорости пара (условно — до w\
(рис. 11.24,6)) показатель степени п < 2; с увеличением скорости пара уно-
сятся паром,все более крупные капли, показатель степени растет до 4 -=- 5;
при скорости пара w'q, приближающейся к wllT (рис. 11.24), резко возрас-
тает количество и масса унесенных капелек воды, влажность возрастает с
показателем степени п > 5 -г б. В диапазоне скорости пара w'q и влажности
пара и = 0,01 -f-0,1%, в котором работают промышленные агрегаты, расчет
влажности можно вести по формуле
ш = ск'Г/(ф
2,3
(11.56)
С
300
60
т
/
1 ►
а \иЦ, м/с
0,5
0,4
0,3
0,2-]
ОД
0
1 10 16 Л Мпа
п—г"
4
12
п—i ~~
16 Р, МПа
Рис. 11.25. Значения коэффициента С в Рис. 11.26. Изменение значении приве-
формуле для расчета влажности пара. денных скоростей пара у зеркала испа-
рения в зависимости от давления.
Коэффициент С зависит от давления, он характеризует физические
свойства пара и жидкости (рис. 11.25). С увеличением давления коэффици-
ент поверхностного натяжения а снижается, соответственно уменьшается
размер капель воды, скорость витания падает, а количество капель уве-
личивается. Кроме того, увеличивается несущая способность пара за счет
роста его плотности. Поэтому при изменении давления от 10 до 16 МПа
коэффициент С и влажность пара и изменяются в 5 раз. Отсюда вытекает

410
Гллвл 11
необходимость снижения приведенной скорости пара у зеркала испарения
(нагрузка зеркала испарения) при проектировании парового котла на более
высокое давление (рис. 11.26), что вызывает увеличение размеров бараба-
на. Второй путь снижения влажности пара — использование сепарационных
установок внутри барабана.
Влияние примесей на динамический двухфазный
слой и унос влаги определяется наличием в котловой воде (воде
барабана и контура циркуляции) поверхностно-активных веществ. Эти ве-
щества концентрируются в жидкой пленке вокруг парового пузыря, увели-
чивают силы поверхностного натяжения. При низких температурах концен-
трация некоторых поверхностно-активных веществ в жидкой пленке может
быть в десятки и сотни раз выше, чем в объеме воды. При высоких темпера-
турах поверхностно-активные вещества (ПАВ) органического происхожде-
ния становятся нестабильными и их влияние на а снижается. При темпе-
ратурах 300 -г 360°С, соответствующих мощным паровым котлам на давле-
ние свыше 9 МПа, основную роль в образовании адсорбционных структур
в жидкой пленке играют термически стойкие неорганические вещества —
продукты коррозии конструкционных материалов, в первую очередь, окси-
ды железа. Коллоидно-дисперсные частицы гидратов оксидов железа имеют
вытянутую форму и при коагуляции образуют пространственную структу-
ру. При низкой концентрации электролитов эти структуры не прочные, рас-
падаются под влиянием других примесей и турбулизации потока. В этом
случае величина поверхностного натяжения а изменяется незначительно,
процессы барботажа пара и его уноса практически не претерпевают изме-
нений. При концентрациях электролитов выше критических Скр происхо-
дит упрочнение структуры, в жидкой пленке (поверхностном слое) частицы
гидратированных оксидов железа образуют упорядоченную структуру в ви-
де сетки, обладающую вязкостью и прочностью; поверхностное натяжение
резко возрастает.
0,7 [
0,5 I
0,4 L
0,3 L
0
Рис. 11.27. Локальные значения кр на стабилизированном участке в зависимости от
концентрации электролита (р = 3, 24 МПа): 1 — раствор NaOH; 2 — раствор Ba2S04;
3 — раствор NaCl.
^
, К
-/^,^^»
2^"0
1^3
1000 2000 3000
Ск в: мг/кг

1 1.5. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА 411
Упрочнение жидкой пленки, повышение а приводит к тому, что при вы-
ходе из погруженного дырчатого листа образуются мелкие пузыри пара, ко-
личество их возрастает. Мелкие пузыри пара всплывают медленнее. Все это
приводит к изменению (увеличению) паросодержания (^барб на стабилизи-
рованном участке двухфазного слоя (рис. 11.27). При низких концентрациях
электролитов в котловой воде Скв, мг/кг, <рбарб не изменяется по сравнению
с «чистой» водой: при Скв выше критического значения Скр начинается
набухание двухфазного слоя — </?баРб увеличивается. При дальнейшем по-
вышении концентрации Скв значения ip стабилизируются на новом, более
высоком значении (примерно в два раза выше).
250
200
150
100
50
А/?., мм
/у/
^У
1V"^"
^ 3
2
*
kw,%
U.Z
0.1-
0,05-
0
С'
i
^/
У \
L/ )
^пр
1
^
' (Г1-* \
\Ln )
►
о
5000
10000 Скв, мг/кг 0
(CJ„Ca
Рис. 11.28. Разность действительного и Рис. 11.29. Зависимость влажности пара
весового уровней в барботере в зависимо- (а) и концентрации примеси в паре (б)
сти от содержания в воде Na2HP04 (p = от скв.
= 0,1 МПа) при различных приведенных
скоростях пара, м/с: 1 — 0,32; 2 — 0,64;
3 - 0,85.
Разрушение жидкой пленки вокруг парового пузыря из-за повышения а
происходит при ее меньшей толщине. Замедленное разрушение пузырей
пара приводит к их скоплению в переходной зоне двухфазного слоя, в верх-
ней части этой зоны образуется высокодисперсная пароводяная эмульсия

412 Глава 11
(пена), состоящая из паровых пузырей, окруженных тонкой пленкой воды.
Доля пара в ней превышает 90-95%. Такое явление называют вспениванием
уровня.
На рис. 11.28 показано увеличение действительного уровня двухфаз-
ного слоя в зависимости от Скв и w'q. Из рисунка видно, что увеличение
уровня достигает 200-300 мм.
С увеличением давления Скр снижается, т.е. процессы набухания и
вспенивания начинаются при более низких концентрациях; следовательно,
для их предотвращения требуется более чистая вода.
При разрыве более мелких паровых пузырей с тонкой жидкой пленкой
образуется большое количество мелких капель воды. Дисперсный состав
(распределение по размерам) капель воды смещается в сторону увеличения
доли мелких капель за счет снижения доли крупных.
Оба процесса,.имеющие место
при высокой концентрации примеси
(Скв > Скр)9 — уменьшение высоты
парового пространства и увеличе-
ние доли мелких капель воды — при-
водят к резкому возрастанию уно-
са влаги паром. На рис. 11.29, я по-
казана зависимость влажности па-
ра и) от концентрации примеси в во-
де. Видно, что при Скв > Скр влаж-
ность сильно возрастает. На этом же
рис. 11.29,6 приведен график изме-
нения концентрации примеси в на-
сыщенном паре Сп", поступающие
в него с уносимой влагой (и — в %):
и > и
Рис. 11.30. Зависимость допустимой на-
грузки зеркала испарения от концентра-
ции примеси в котловой воде.
сг
■ 0.01 • Скв -ш.
(11.57)
При uj — const Сп пропорциональна Скв> а при Скв > Скр зависит и от и. Из
графиков рис. 11.29 можно определить по предельно допустимой концен-
трации (Сп")Ун допустимые значения (Сп)пр и (и;)пр. Способы воздействия
на Сп и Скв будут рассмотрены в главах 12 и 13. Поддерживать значе-
ние uj < илоп можно за счет ограничения нагрузки на зеркало испарения
(Щ или Я™). На рис. 11.30 показано, что при Скв < Скр нагрузку на зеркало
испарения можно поддерживать на высоком уровне, при этом и = ипр.
При С > Скв для выдерживания условия и — ипр нагрузку приходится
снижать; при (Скв)Г1р получаем значение (Яг9п)Г1р, обеспечивающее предель-
но допустимый режим по (Сп")Пр. Кривая на рис. 11.30 разделяет плоскость
/?"? - Скв на две части, в которых ш меньше или больше сиир. Влажность

11.5. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА 413
пара, уходящего из барабана, можно уменьшить по сравнению с уносом
влаги путем организации сепарационных устройств.
Пароприемный потолок и жалюзийный сепаратор. Для
выравнивания скорости пара по сечению барабана и, тем самым, уменьше-
ния ее величины вверху барабана делается пароприемный потолок, пред-
ставляющий собой дырчатый лист. Диаметр отверстий 6-10 мм, скорость
пара в отверстиях принимается 6-10 м/с для высоких и 10-18 м/с для сред-
них давлений. Гидравлическое сопротивление щита должно быть больше
сопротивления входа пара в пароотводящие трубы.
Равномерное распределение пара по сечению барабана, отсутствие на-
бухания двухфазного слоя и пенообразования, относительно высокое па-
ровое пространство — все это создает хорошие условия для естественной
сепарации влаги и снижения влажности пара. Для дополнительного улав-
ливания капель воды перед пароприемным дырчатым листом устанавли-
вают жалюзийный сепаратор. Варианты его конструкции представлены на
рис. 11.31. При проходе пара в щелях направление движения его изме-
няется и за счет инерционных сил капли воды осаждаются на пластинах
сепаратора, сливаются в струи и стекают в водяной объем. Чтобы не про-
исходило срыва пленки жидкости паром, скорость пара перед жалюзий-
ным сепаратором не должна превышать 0,5 м/с при р = 4 МПа; 0,2 м/с
при р = 10 МПа; 0,1 м/с при р = 15 МПа. Эффективность сепаратора
увеличивается при снижении скорости пара в барабане (рис. 11.32). Жа-
люзийные сепараторы устанавливаются на высоте более 400 мм от уров-
ня воды.
Рис. 11.31. Формы и расположение пластин жалюзийного сепаратора: а, б, в — раз-
личные модификации конструктивного выполнения.
По конструктивному выполнению жалюзийные сепараторы могут быть
горизонтальными (подвод пара снизу), вертикальными (подвод пара по бо-
ковой поверхности) или наклонными. В барабанах паровых котлов установ-
лены, как правило, горизонтальные жалюзийные сепараторы.

414
ГЛЛВА I 1
/'
1
/
/
/
ч
Г
4
1
J
1
I
s
1
f
Внутрибарабанные устройства предна-
значены для решения задач, сформулированных
в начале параграфа.
По набору основных устройств барабаны
можно, условно, разделить на две группы: для
низкого и среднего давления (давление в бара-
бане ре — 11 МПа и ниже); для высокого и
сверхвысокого давления (рб = 15 -f 19 МПа).
Основное различие состоит в том, что при
Рб ^ И МПа промывку пара, как правило,
не делают, паровое пространство остается сво-
бодным и создаются условия для естественной,
осадительной сепарации влаги из пара. При бо-
лее высоком давлении промывка пара делается
обязательно, паропромывочное устройство за-
громождает паровое пространство, оставшаяся
высота парового объема недостаточна для есте-
ственной сепарации, приходится делать устрой-
ства для вынужденной, механической сепара-
ции. Рассмотрим принципиальные схемы вы-
полнения этих двух вариантов.
На рис. 11.33 представлена схема внутри
барабанных устройств для котлов низкого и
среднего давления. Промывка пара отсутствует,
поэтому для снижения примеси в паре влаж-
ность его должна быть не более 0,02%. Опускные трубы 1 выведены по
нижним образующим барабана, над ними стоят решетки 5 или крестови-
ны, препятствующие воронкообразованию; чтобы предотвратить снос пара,
между опускными 1 и подъемными 2 трубами стоит перегородка 6; кавита-
ция на входе в опускные трубы не ожидается, так как столб жидкости над
ними более 400 мм.
Подъемные пароотводящие трубы 2 введены равномерно по длине ба-
рабана в водяное и паровое пространство. В современных паровых котлах
через каждую трубу подается до 1000 -г-1500 кг/ч при скорости смеси 0,3-
0,8 м/с. Гашение кинетической энергии пароводяной смеси происходит за
счет отбойных щитков 7 и водяного объема, через который проходит вся
пароводяная смесь. При этом происходит первое, грубое разделение паро-
водяной смеси. Для равномерного распределения пара по сечению зеркала
испарения выполнен погруженный дырчатый лист 8 с отверстиями диамет-
ром 10-20 мм. Дырчатый лист устанавливается на 50-75 мм ниже наиниз-
шего уровня (весового) воды. Между листом и корпусом барабана должен
быть зазор не менее 150 мм для стока воды (скорость воды должна быть не
1,0
.0,8
0:2
0,08
0,04
0,02
0,01
0,004
0,002
0,001
0,2 0,3 Щ)", м/с
Рис. 11.32. Сравнение кри-
вых влажности пара: 1 —
с жалюзийным сепаратором;
2 — для свободного парового
объема (р — 8,9 МПа).

1 1.5. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА 415
Рис. 11.33. Схема внутрибарабанных устройств для котлов низкого и среднего дав-
ления.
более 0,1 м/с). Щеки 9 предотвращают прорыв паровой подушки 10 помимо
дырчатого листа.
Вода после экономайзера 3 подводится к раздающей трубе 11, распо-
ложенной в правой части дырчатого листа. По длине трубы расположены
отверстия диаметром более 10 мм, через которые вода равномерно вытекает
и проходит над дырчатым листом. При этом происходит частичная промыв-
ка пара и предотвращается пенообразование. Малая высота двухфазного
слоя ограничивает возможность набухания уровня и увеличивает высоту
парового пространства.
Отвод пара 4 выполняется по верхним образующим вдоль барабана
через пароприемный потолок — дырчатый лист 12 и жалюзийный сепара-
тор 13.
С увеличением паропроизводительности котла нагрузка на зеркало ис-
парения увеличивается, погруженный дырчатый лист не может обеспечить
хорошие условия для барботажа пара, паровой объем не справляется с се-
парацией влаги из потока пара. В этом случае и в котлах среднего давления
могут быть установлены внутрибарабанные и выносные циклоны. В бара-

416
Глава 11
банах практически всех современных котлов с высоким давлением устанав-
ливаются внутрибарабанные циклоны и паропромывочные устройства, вс
многих случаях применяются и выносные циклоны.
Рис. 11.34. Схема внутрибарабанных устройств для котлов высокого давления.
На рис. 11.34 представлена схема внутрибарабанных устройств котлов
высокого давления. Подвод воды в опускные трубы 1 также организован
через крестовины 2. Показана труба аварийного слива воды 3, через которую
удаляется часть котловой воды, когда уровень ее превысит максимально
допустимое значение. Перед трубами 13, через которые отводится пар, стоит
пароприемный дырчатый лист 12.
Пароводяная смесь из экранных труб 4 поступает в короб 5, идущий
вдоль барабана. В этом коробе происходит частичное гашение кинетической
энергии смеси и ее первоначальное разделение на воду и пар. Отделивша-
яся вода через щели в нижней части короба направляется в водяной объем,
а оставшаяся вода вместе с паром по перепускному коробу 16 направля-
ется во внутрибарабанный циклон 17. Внутрибарабанный циклон состоит

1 1.5. ВНУТРИБАРАБАННЫЕ ПРОЦЕССЫ И УСТРОЙСТВА 417
(см. левый циклон в разрезе) из корпуса 6 диаметром 300 мм, крышки 7
со встроенным жалюзийным сепаратором 8 и крестовины 9. Пароводяная
смесь поступает в циклон тангенциально. Под воздействием центробежных
сил происходит первая ступень сепарации. Жидкая фаза сбрасывается на
корпус циклона, внутренняя поверхность жидкости принимает форму па-
раболы. Оптимальная скорость на выходе перепускного короба составляет
10-12 м/с (минимум 5-6 м/с, максимум 15-20 м/с). Положение нижней части
параболы зависит и от уровня воды в барабане. Поэтому циклон устанавли-
вается таким образом, чтобы при наивысшем положении воды в барабане
ее уровень был на середине перепускного короба. Верхняя часть параболы
должна заканчиваться у кромки корпуса; между корпусом и крышкой пре-
дусмотрена щель для разворота вниз пленки воды при ее выходе за пределы
корпуса циклона.
Пар с остатками воды направляется вверх по средней части циклона.
Для лучшей сепарации воды в паровом объеме циклона (осадительная сепа-
рация) скорость пара выравнивается по сечению (0,5 -f- 0, 7 м/с) с помощью
установки на выходе из циклона жалюзийного сепаратора 8 или дырча-
тых листов. Жалюзийный сепаратор представляет собой третью ступень
сепарации в циклоне. После циклона пар попадает в паровое пространство
барабана, скорость его падает и происходит дополнительная естественная
(осадительная) сепарация. Влажность пара должна быть в пределах 0,05%.
Диаметр внутрибарабанного циклона выбирается по условиям эффек-
тивности сепарации (лучше иметь больший диаметр) и возможности до-
ставить его внутрь через торцевой люк. Оптимальный диаметр циклона —
290-1-300 мм. Высота циклона определяется необходимой степенью осушки
пара и имеющимися размерами внутри барабана (порядка 500 мм). Нагруз-
ка одного такого циклона Dn составляет при р = 15 МПа 7-8 т/ч, т. е. в
барабане устанавливаются иногда (при большой паропроизводительности
котла) десятки таких циклонов.
Осушенный пар проходит через паропромывочное устройство 11, дыр-
чатый лист 12 и уходит в пароперегреватель по трубам 13. Питательная вода
после экономайзера 15 поступает в распределительный коллектор 14, течет
по дырчатому листу 11 и направляется по сливному коробу 10 в водяной
объем.
При организации ступенчатого испарения во второй и, тем более, тре-
тьей ступени (испарения) концентрация примеси в котловой воде значитель-
но выше, чем в первой, и для получения чистого пара необходима высокая
степень осушки пара. В низких внутрибарабанных циклонах это сделать
нельзя, применяются выносные циклоны, схема соединения которых с ба-
рабаном и контуром циркуляции показана на рис. 11.2, а.
Выносной циклон представляет собой вертикальную трубу диаметром
300-500 мм и высотой до 4-5 мм (рис. 11.35). В днище циклона вварены
14 Котельные установки

418
Глава 11
I-I
-и
т\
Уровень
воды в \
барабане о
о
V^
4-
ж,7
Чага
к°8
№
^i
300
^500
10
Рис. 11.35. Выносной циклон для сепарации пара солевых отсеков.
опускные трубы 1, подвод воды из барабана 2 сделан над ними. На пу-
ти воды из водного объема циклона в опускные трубы стоит крестовина 3
для ликвидации вихревых потоков. Замер уровня воды в циклоне произ-
водится с помощью водомерного стекла 4. Пароводяная смесь из экран-
ных труб поступает тангенциально через улитку 8 и завихритель 9. Вода
отжимается к стенкам и опускается вниз, а пар поднимается вверх. Вы-
равнивание скорости пара (порядка 0,3-0,5 м/с) производится путем уста-
новки дроссельного дырчатого листа 5 перед трубами 6 отвода пара. За
счет большой высоты парового пространства происходит хорошая сепа-
рация влаги от пара. Осушенный пар из циклона направляется в бара-
бан котла.
Продувочная линия 10 выводится ниже уровня воды в циклоне, где
находится область наиболее высокой концентрации примеси. В верхнем
торце циклона предусмотрен воздушник 7 для удаления воздуха из системы
при пуске котла.

11.6. Пример. Расчет скорости циркуляции в контуре экрана 419
Расположение выносного циклона по высоте относительно нормально-
го уровня воды в барабане показано на рис. 11.35. Удельная нагрузка на
сечение циклона может быть в 2-2,5 раза выше, чем у внутрибарабанного,
а, учитывая больший внутренний диаметр (350 мм), паровая нагрузка на
выносной циклон больше в 3-4 раза и составляет порядка 25-30 т/ч при
р = 15 МПа. Обычно на паровой котел ставят 2-4 выносных циклона.
11.6. Пример. Расчет скорости циркуляции в контуре
экрана барабанного котла
Проведем расчет скорости циркуляции в простом контуре (рис. 11.1).
Исходные данные:
а) конструкция контура:
— опускные трубы: диаметр 133 х 10 мм; высота Ноп — Нк = 25,8 м;
длина /0п = 26,16 м; повороты: 2 на 30°, 1 на 90°; количество труб поп = 3;
— подъемные трубы: диаметр 60 х 5 мм; шаг труб si = 64 мм; высоты:
до обогрева Ядо = 2м; обогреваемого участка Н0^ = 20 м; после обогрева
#по =0,8м; количество труб по = 35;
— отводящие трубы: диаметр 133 х 10 мм; высота Нот = 3м; /0т =
= 4,4 м; повороты: 1 на 40°; количество труб щ — 4;
— коллекторы: диаметр 273 х 28 мм;
' б) теплофизические параметры:
— давление в контуре щ — 11 МПа; ts = 318°С; р' = 671,7 кг/м3; р" =
= 62, 6 кг/м3; Ы = 1449,5 кДж/кг; г = 1154 кДж/кг; dh'/др = Ahf/Ap =
= 41,4-10-6кДж/Па.
Средний воспринятый тепловой поток обогреваемых труб qB =
= 118 кВт/м2.
Принимаем, что экономайзер барабанного котла кипящего типа, т. е. в
барабан поступает пароводяная смесь. В этом случае недогрев в барабане
Д/^ед — 0. Опускные трубы необогреваемы. Снос пара в опускные трубы
отсутствует.
Задача расчета: скорость циркуляции в контуре определяется путем
графического решения уравнения движения 5П0Л = Ароп, где Snon и Дроп
зависят от скорости циркуляции г^о- Для построения графиков 5п0л =
= f(wo) и Дроп = /(wo) следует определить эти зависимости при трех
(и более) значениях гно- В учебных целях можно ограничиться двумя
точками.
Ниже представлен расчет контура при скоростях циркуляции wq —
= 1 м/с. Аналогичные расчеты проводятся и для других значений wq (на-
поминаем: скорость циркуляции относится к подъемным трубам).
l/i*

420 ГЛАВА 11
Расчет опускных труб
1. Скорость воды в опускных трубах
won = w0nofо/{nonfоп) = 1-35-0,002/(3 - 0,01) = 2,333 м/с,
где /о = 7rd§/4 = тг(50 - 10~3)2/4 = 0,002 м2; /оп7гс£п/4 = тг(113 -
Ю-3)2/4 = 0,010м2.
2. Коэффициент полного гидравлического сопротивления опускных
труб
•^оп == sbx ""•" ^snoB "г <^0^оп "г цвых-
Коэффициенты гидравлического сопротивления входа в трубу (£Вх =
= 0,5), выхода из трубы (£Вых = 1,1)9 поворотов (£Пов = 0,1 для поворота на
30°, £пов = 0,2 для поворота на 90°), сопротивление трения (Ао = 0,1 1/м)
принимаются по справочным данным (Нормы гидравлического расчета па-
ровых котлов и др.).
Zon = 0,5 + (2 • 0,1 + 0,2) + 0,1 - 26,16+1,1 = 4,62.
3. Сопротивление опускных труб
Дроп = 0,5 • Zontv^p' ■ 10"3 = 0,5 • 4,62 ■ 2, ЗЗЗ2 • 671,7 • 10"3 - 8,438 кПа.
Подъемные трубы
4. Количество циркулирующей воды
Go = wo fop'по = 1 • 0,002 ■ 671,7 ■ 35 = 47,02 кг/с.
5. Сопротивление подъемных труб на участке до начала обогрева
Ардо - 0,5(£вх + А0/до)моР'.- Ю~3 -
- 0, 5(0,5 + 0,43 • 2) - I2 • 671, 7 - Ю-3 = 0,457 кПа,
где€вх = 0,5; Ао = 0.43 1/м.
6. Удельное тепловосприятие части экрана высотой 1 м в нижней части
обогреваемых труб
Qyjl = 0, 94qBSi • 10 -3 • /г0 -1 = 0, 94 • 118 • ИГ3 • 64 • 35 • 1 = 248 кДж/(с • м).

11.6. Пример. Расчет скорости циркуляции в контуре экрана 421
7. Высота экономайзерного участка в зоне обогрева
^ {dh'/dy) • р'д(Ноп - Ядо 4- (Дроп 4- Ардо) • 10*/Щ)
QvJGo + {dh'/dp)p'g
41,4-10-6-671,7-9,8(25,8-2(8,43+0,457)-103/(671, 7-9,8))
~ 248/47,02+41,4.10~6'671,7-9,8 ~ '
8. Высота парообразующей (испарительной) части трубы
йпар = -Нисп = #об ~ ДДэк — 20 — 1, 1 = 18, 9 М.
9. Тепловосприятие парообразующей части
Qnap = gB#napSi • 10~3 • по = 118 • 18,9 • 64 • 10~3 • 35 = 4994,86 кДж/с.
10. Паропроизводительность контура
Ai = Qnap/r - 4994,86/1154 = 4,328 кг/с.
11. Массовое паросодержание на выходе из обогреваемой трубы
Явых = Ai/Go = 4,328/47,02 - 0,092.
Среднее массовое паросодержание в обогреваемой трубе
хср = aW2 - 0,092/2 = 0,046.
Среднее объемное паросодержание
0ср = 1/(1+(1/Хср-1)р"/р') = 1/(1+(1/0,046-1) • 62,6/671,7) - 0,341.
12. Средняя скорость пароводяной смеси
w^ = wQ(l + xcp{p'/p"-l)) -1(1 + 0,046(671.7/62,6-1)) = 1,448 м/с.
13. Среднее истинное паросодержание в подъемной трубе
<^ср = С • /?ср = 0,943 • 0,341 = 0,322 ,
где коэффициент С, по справочным данным, равен 0,943 (зависит от wCM
ир).
14. Движущий напор парообразующего участка
5Д°В = НпарЧ>сР(р' -' Р")9 • Ю-3 =
= 18,9-0,322(671,7- 62, 6) -9, 8- 10"3 - 36,320к11а.

422 Глава 11
Пароотводящие трубы
15. Расчетная скорость циркуляции среды в пароотводящих трубах
w$ = w0n0fo/(nmfm) = 1- 35 • 0,002/(4 • 0,01) - 1,75 м/с,
где /от - 7ГС&/4 - тг(113 • 10"3)2/4 f= 0,01 м2.
16. Массовое паросодержание в трубе
Xqj — ХВых — U, UyZ.
17. Объемное паросодержание
0т = 1/(1 + (1/гсот-1)р7р0 = 1/(1+ (1/0,092-1)62,6/671,6) = 0,521.
, 18. Скорость пароводяной смеси
w£=wm(l+xm{p'/p"-l))=lJ5(l+0,092(671,7/62,6-1))=3,316 м/с.
- 19. Истинное паросодержание
<рот = Сотрет = 0,940 • 0,521 - 0,49,
где Сот = 0,940.
20. Поправочный коэффициент на угол наклона пароотводящих труб
(по справочным данным) примем Ка = 0,93.
21. Движущий напор в пароотводящих трубах
sz = н01^отка{рг - Р")д. ю-3 =
= 3 • 0,49 ■ 0,93(671, 7 - 62, 6) • 9,8 • 1(Г3 = 8,16 кПа.
22. Полный движущий напор в контуре
5ДКВ = 5°в + SZ = 36,32 f 8,16 - 44,48 кПа.
Сопротивление подъемных труб
23. На участке до точки закипания (экономайзерный участок)
Лрэк = 0,5(£вх + Ао/эк^оР'' Ю-3 =
- 0, 5(0,5 + 0,43(2 + 1.1)) • Г2 • 671. 7 • 10"3 = 0, 62 кПа.

11.6. Пример. Расчет скорости циркуляции в контуре экрана 423
24. На парообразующем участке (/пар = Япар 4- #по)
Арпар - 0, 5А0/пар(1 + Хср<фср{р'/Р" - l))lU§// ■ Ю-3 =
= 0,5 • О,43(18,9 + 0,8) (1 + 0,046 • 1,348(671,7/62, б - 1)) •
•12-671,7-1(П3 = 4,56кПа,
где коэффициент негомогенности фср = 1,348 (по справочной литературе).
25. На выходе из подъемных труб в верхний коллектор
ДРвых = 0, 5&ых(1 + ХвыхФвыЛр'/р" - 1))™оР' ' Ю"3 =
= 0,5'-1,1(1 + 0,092 • 1,348(671,7/62,6-1)) • I2 • 671,7-10"3 =
= 0,815кПа.
26. Полное сопротивление подъемных труб
Ар0 = Дрэк + Арпар + Арвых = 0,62 + 4,56 + 0,815 = 5,995 кПа ^ 6 кПа.
Сопротивление пароотводящих труб
27. Коэффициент гидравлического сопротивления
Zot = U + ££пов + А0/от + &ых - 0,5 + 0,1 + 0,1. 4,4 + 1 = 2,04.
28. Сопротивление труб
Дрот - 0,5z0T(l + хт<фт(р'/р" - l))wlp' • Ю-3 -
- 0,5 • 2,04(1 + 0,092 • 0,923(671,7/62,6 - 1)) • 1,752 • 671, 7 • 10"3 -
= 3,832 кПа.
Итоговые результаты по контуру
29. Полное гидравлическое сопротивление подъемного участка
ДрПод - Ар0 + Дрот = 6 + 3,83 = 9,83 кПа.
30. Полезный напор в контуре
5ПК0Л = SKm - Дрпод = 44,48 - 9,83 = 34,65 кПа.
Проводим расчеты для других значений скорости циркуляции, стро-
им графики 5„0Л = f(wo) и Др0п = f(wo) (см- Рис- 11.8). Координаты
точки пересечения этих кривых (wq, 5,юл) и будут решением уравнения
Движения. Таким образом определяем скорость циркуляции ьи% в контуре,
полезный 5пол и движущий S%B напоры, паропроизводительность D£, расход
среды Gq через контур, кратность циркуляции К'Ц — Gq/D%.

424
Глава 11
11.7. Упражнение. Расчет внутрибарабанных
сепарационных устройств
Задачи расчета: рассчитать погруженный дырчатый лист, жалюзии-
ныи сепаратор, пароприемный потолок, определить эффективность сепара-
ции пара в паровом объеме барабана и в жалюзийном сепараторе.
Исходные положения: одноступенчатая схема испарения; в барабане:
погруженный дырчатый лист, жалюзийный сепаратор, пароприемный пото-
лок.
Схема внутрибарабанных устройств представлена на рис. 11.36.
{Г^Пар
к -
О _
20-»
1С 80 -
,
УА
>:
\ш
\
10
/
У/А
3
УЖ
»>>>>
11
1 '
\
\/Вода
Рис. 11.36. Схема внутрибарабанных устройств: 1 — погруженный дырчатый лист;
2 — жалюзийный сепаратор; 3 - пароприемный дырчатый лист.
Задано:
Паропроизводительность котла
Давление перегретого пара
Температура пара
Барабан:
- внутренний диаметр
- длина рабочей части
- ширина погруженного дырчатого щита
- ширина пароприемного потолка
D = - т/ч
р = — МПа
t = -°C
dBH — 1600 мм;
/рч = 3000 + 30 х D мм;
Ьщ = 1200 мм;
Ьп = 770 мм.
Последовательность расчета
а) Расчет погруженного дырчатого листа:
1) Характеристики пароводяной смеси над погруженным дырчатым
листом:

11.7. Упражнение. Расчет внутрибарабанных устройств 425
— площадь зеркала испарения 53, м2,
*Ь3 — tp4aBH;
- приведенная скорость пара с зеркала испарения w'q, м/с
Ч' = D/(3,6p"S3);
— нагрузка зеркала испарения Rs, кг/(м2«с),
tf5 = D/(3,6S3);
— доля сечения, занятая паром в слое над погруженным дырчатым
листом,
<рб = (0,576 + 0,0414р)«)0'75.
б) Расчетные скорости пара в отверстиях погруженного дырчатого
листа:
— расчетный радиус пузырька пара i?o, м, при значении коэффициента
поверхностного натяжения воды а, Н/м2,
До = 0,67б(а/(с,(р'-р")))0,5;
Теплофизические параметры воды на линии насыщения
р, МПа
11
15
rs,°c
318
342
р', кг/м3
672
603
р", кг/м3
62,46
96,6
а, Н/м^ '
10,2х1СГ3
4,4 х Ю-3
— минимальная скорость пара в отверстиях щита, м/с
w:m = 2,M(*/(p"Ro))°'5;
— расчетная скорость пара в отверстиях щита, м/с,
< = (1,2-1,4)<ж.
в) Конструкция щита:
— сечение для прохода пара через щит, м2,
./;, = D/(P"w';y,
— площадь щита, м2,
/ill "~ ''Ш^1Ц'

426
Глава 11
— живое сечение дырчатого щита
<Ал — /п//щ)
— количество отверстий в щите (di = 8 мм=0,008 м)
noni = /n/(0,785d?).
Примем одинаковый шаг расположения отверстий по ширине и длине
щита.
Относительная ширина щита 6Щ//Щ — а. Тогда число отверстий в ряду
по ширине щита п\ — (апотв)0,5. Шаг отверстий S\ — Ьщ/(гц + 1). Число
рядов отверстий по длине щита щ = п0ТЬ/п\\ шаг $2 = 1щ/{п2 + 1).
г) Влажность пара в верхней части парового объема в результате
объемной сепарации:
— высота парового пространства, м,
Н = 690 + 50 - 740 мм = 0,74 м;
— среднее расчетное сечение для прохода пара в паровом объеме, м2,
/п =0,5(^ + 0,77)^;
— средняя расчетная скорость пара в паровом объеме барабана, м/с,
< = D/(p"fn);
— влажность пара перед пароприемным потолком, %,
UJ
(C.10~\v%)W/H*
Г2,3\
100.
Коэффициент С, учитывающий влияние давления на сепарацию влаги:
р, МПа
С
8
30
10
50
11
90
13
240
15
300
Сравнить полученное значение и — в отсутствии промывки пара
должно быть и) ^ 0, 02%.

11.7. Упражнение. Расчет внутрибарабанных устройств 427
д) Эффективность работы жалюзийного сепаратора:
— полное входное сечение сепаратора, м2,
— коэффициент живого сечения
5П — расстояние между соседними пластинами, мм;
6П — толщина пластины в сепараторе, мм;
— сечение для прохода пара, м2,
— скорость пара на входе в сепаратор, м/с,
w'c = D/(p"fnc);
— критическая скорость пара на входе в сепаратор:
р, МПа
WKp, м/с
10
0,21
12
0,16
14
0,13
16
0,10
При скорости пара на входе в сепаратор меньшей, чем критическая,
сепаратор работает эффективно, обеспечивая на выходе влажность пара не
более 0,01-0,05%.
е) Конструкция пароприемного потолка:
— диаметр отверстий dn =6-10 мм;
— допустимая скорость пара в отверстиях щита при р =10-13 Мпа
w0TB — 8-10м/с;
— сечение для прохода пара, м2,
/пот = D/{p"w0TB);
— живое сечение пароприемного потолка
(рпот ~ /пот/ (ьрч&пот)!
— число отверстий
Потв-/пог/(0,785с/2).
Расчет 7ii и si, ri2 и 52 производится аналогично расчету погруженного
дырчатого листа.

428
Глава 11
11.8. Контрольные вопросы
1. Как включены (гидравлически) элементы в простом и сложном
контуре циркуляции парового котла? Приведите примеры.
2. В каком сечении труб контура циркуляции скорость движения сре-
ды равна скорости циркуляции?
3. В чем различие полезного и движущего напоров циркуляции?
4. Чем обусловлено положение точки закипания в контуре естествен-
ной циркуляции?
5. Почему допустимая кратность циркуляции в контурах естествен-
ной циркуляции должна быть более 4?
6. Какое нарушение циркуляции (застой или образование свободного
уровня) возможно при выводе подъемных труб простого контура
циркуляции в паровой объем барабана?
7. Какое назначение барабана в паровых котлах?
8. В каких местах барабана устанавливаются дырчатые листы и за-
чем?
9. В чем различие набухания и вспенивания уровня воды в барабане?
10. Какое назначение внутрибарабанных и выносных циклонов?

Часть III
Физико-химические процессы в
паровых котлах

Глава 12
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ПОВЕДЕНИЯ ПРИМЕСЕЙ РАБОЧЕЙ
СРЕДЫ В ТРАКТЕ ПАРОВОГО КОТЛА
12.1. Принципиальная тепловая и водорежимная схема
энергетического блока ТЭС на сверхкритические
параметры пара. Характеристики примесей воды
Принципиальная схема движения водного теплоносителя в контуре
энергетического блока ТЭС на сверхкритические параметры пара представ-
лена на рис. 12.1.
Конденсат отработавшего в турбине пара из конденсатора 1 подается
насосами 2 и 4 в систему из подогревателей 5, 6 и 7, затем — в деаэратор 8,
где происходит частичное удаление из воды газообразных примесей (кисло-
род, углекислый газ, азот и т. д.). Из деаэратора питательная вода насосами 9
и 10 направляется в группу подогревателей высокого давления 12 и через
регулятор питания РП подается в паровой котел 13. В паровом котле вода
проходит через поверхности нагрева 14-17, 19, 20, где нагревается за счет
теплоты, выделяющейся при сгорании топлива в топочной камере котла,
и уже в виде перегретого пара (545-565°С) поступает в паровую турбину.
Пройдя в турбине части сверхвысокого 23 и высокого 24 давления, пар
направляется в промежуточный пароперегреватель 28 парового котла, где
вновь нагревается до 545-565°С, после чего идет в турбину (часть среднего
давления 25, затем часть низкого давления 26). В конденсаторе происходит
конденсация пара, отвод теплоты при этом осуществляется охлаждающей
водой 32.
Встроенная задвижка 18, встроенный сепаратор 29 и растопочный рас-
ширитель 30 используются при пуске и останове парового котла.
Теплообмен в паровом котле происходит в условиях высокой темпера-
туры (дымовые газы — до 1500--1800°С, водный теплоноситель — до 545-
565°) и давления воды — до 32 МПа. Удельные тепловые потоки при этом
достигают высоких значений — до 500-800 кВт/м2. Металл труб поверх-
ностей нагрева работает в этих условиях с малым запасом по прочности.

432
ГЛАВА 12
Чтобы обеспечить высокую надежность и экономичность работы парово-
го котла, необходимо учитывать особенность проявления теплофизических
свойств воды и пара, теплопередачи к однофазному и двухфазному по-
токам теплоносителя, гидродинамики однофазного и двухфазного потоков
в одиночных трубах и пучках труб и т. д. Надежность работы металла труб
поверхностей нагрева зависит также от таких процессов, как окалинообра-
зование, коррозия, износ и занос летучей золой с газовой стороны, коррозия
и отложение примесей на внутренней, водной стороне.
Интенсивность коррозии и образования отложений на внутренней
стороне труб парового котла зависит от состава примесей воды и их количе-
ства. Нормы качества питательной воды паровых котлов жестко ограничи-
вают состав и количество примесей. Так, для паровых котлов сверхкритиче-
ского давления концентрация примесей устанавливается на уровне единиц
или (для отдельных веществ) десятков мкг/кг (1 мкг/кг= 10~9 кг). Получить
воду высокого качества можно только с помощью системы конструкторских
и профилактических мероприятий. В частности, на рис. 12.1 показано, что
после конденсатора конденсат поступает в блочную очистительную (обес-
соливающую) установку (БОУ) 3, где улавливается большинство примесей.
Конденсат пара из ПНД и ПВД также подается в конденсатор и прохо-
дит через БОУ Профилактически проводится коррекция состава примесей
конденсата и питательной воды путем ввода химикатов. Для каждого энер-
гетического блока в зависимости от типа парового котла, параметров пара,
металла, используемого в ПНД и других характеристик оборудования, вы-
бирается свой оптимальный водно-химический режим.

12.1. Принципиальная тепловая и водорежимная схема 433
Учитывая высокую стоимость подготовки питательной воды, органи-
зуется замкнутый цикл движения водного теплоносителя, а потери воды
и пара в цикле восполняются за счет подачи химически обессоленной до-
бавочной воды 31 (рис. 12.1).
На тепловых электростанциях, кроме основного пароводяного конту-
ра 1-31, существуют еще два контура, по которым циркулирует большая
масса воды: система теплоснабжения 33-39, система воды 32, 40-43, охла-
ждающей пар в конденсаторе.
Из замкнутой системы теплоснабжения на ТЭС поступает обратная
сетевая вода 33 (рис. 12.1), которая нагревается в основном сетевом подо-
гревателе 34 и, при необходимости, в пиковом сетевом подогревателе 35.
После этого горячая сетевая вода 36 поступает тепловым потребителям 37.
Рис. 12.1. Принципиальная тепловая и водорежимная схема энергетического блока ТЭС на
сверхкритические параметры пара: 1 — конденсатор; 2 — конденсатный насос первой ступени;
3 — блочная конденсатоочистительная установка (БОУ); 4 — конденсатный насос второй ступе-
ни; 5 — охладитель эжектора; 6 — охладитель пара концевых (лабиринтовых) уплотнений; 7 -
регенеративные подогреватели низкого давления (ПНД); 8 - деаэратор; 9 — промежуточный
(бустерный) насос; 10 — питательный насос; 11 — турбопривод насоса; 12 — регенеративные
подогреватели высокого давления (ПВД); 13 — паровой котел; 14 — экономайзер; 15 — ниж-
няя радиационная часть (НРЧ) топки; 16 — средняя радиационная часть (СРЧ) топки; 17 —
верхняя радиационная часть (ВРЧ) топки; 18 — встроенная задвижка; 19 — ширмовый паро-
перегреватель; 20 — конвективный пароперегреватель; 21 — главные паровые задвижки; 22 —
паровая задвижка перед турбиной; 23 — часть (цилиндр) сверхвысокого давления паровой
турбины (ЦСВД); 24 — часть (цилиндр) высокого давления турбины (ЦВД); 25 — часть (ци-
линдр) среднего давления турбины (ЦСД); 26 — часть (цилиндр) низкого давления турбины
(ЦНД); 27 — генератор; 28 — промежуточный пароперегреватель; 29 — встроенный сепаратор;
30 — растопочный расширитель; 31 — ввод добавочной воды; 32 - подача охлаждающей во-
ды в конденсатор; 33 - обратная сетевая вода; 34 — основной сетевой подогреватель; 35 —
пиковый сетевой подогреватель; 36 — сетевая вода; 37 - тепловые потребители; 38 — сброс
конденсата в конденсатор; 39 - добавочная сетевая вода; 40 -- источник водоснабжения; 41 —
приемный колодец; 42 — циркуляционные насосы; 43 - сбросной колодец; 44 — фильтр грубой
очистки; 45 — осветлитель; 46 -- механический фильтр; 47,48 - натрий-катионитный фильтр,
соответственно 1-й и 2-й ступени; 49 — деаэратор; 50 - греющий пар; 51 — сточные воды,
вода непрерывной и периодической продувки котлов, дренажи котлов, турбин и т.д.; 52 -
испаритель; 53 - охладитель; 54 — доупаривающая установка; 55 - подача дистиллята в бак
чистой воды; 56,58 -- Н-кагионитные фильтры 1-й и 2-й ступени; 57,64 - анионитные фильтры
1-й и 2-й ступени; 59 - декарбонизатор; 60 -- промежуточный бак; 61 - воздух в декарбо-
низатор; 62 — выход углекислого газа; 63 - промежуточный насос, 65 - фильтр смешанного
Действия (ФСД).

434
Глава 12
Греющий пар на сетевые подогреватели поступает из отборов турбины,
а конденсат 38 направляется в конденсатор турбины. В закрытой систе-
ме теплоснабжения в качестве добавочной сетевой воды 39 допускается
использовать техническую воду, прошедшую химическую обработку и де-
аэрацию. Присадка гидразина в подпиточную и сетевую воду запрещается.
Не рекомендуется использовать для подпитки сетевой воды продувочную
и дренажную воду паровых котлов. Для открытых систем теплоснабжения
используется питьевая вода без дополнительной химической обработки.
На ТЭС используется большое количество охлаждающей воды. Так,
для охлаждения пара в конденсаторе турбины К-300-240 блока мощ-
ностью 300 МВт необходимо около 12 м3/с воды. Для ТЭС мощно-
стью 1 200 МВт это составит почти 50 м3/с или 180 000 м3/ч. Пример-
но 10% этого количества воды требуется для охлаждения масла и воздуха,
восполнения потерь в оборотных системах.
На рис. 12.1 представлена прямоточная система охлаждения: вода из
крупного источника водоснабжения 40 (река, водоем с большим зеркалом
испарения и т.п.) поступает в приемный колодец 41, откуда циркуляцион-
ным насосом 42 подается в конденсатор 1 и через колодец 43 сбрасывается
обратно в водоем 40. С охлаждающей водой в водоем сбрасывается огром-
ное количество теплоты (в 1,5 раза больше электрической мощности ТЭС).
Чтобы не нарушать экологическую обстановку в водоеме, тепловые сбросы
не должны приводить к повышению температуры воды в водоеме более чем
на 5°С в зимнее и на 3°С в летнее время. Водоем должен обеспечить есте-
ственное охлаждение воды до температуры, необходимой для поддержания
заданного вакуума в конденсаторе.
При отсутствии в районе ТЭС крупных источников водоснабжения
используется оборотная система охлаждения. В этом случае охлаждение
нагретой воды после конденсатора происходит в градирнях, брызгальных
бассейнах, прудах-охладителях, в искусственных водохранилищах.
Качество охлаждающей воды должно быть таким, чтобы не происходи-
ло образование отложений минерального и биологического характера в тру-
бах конденсатора и других охладителей. Для этого в оборотных системах
охлаждения применяют обработку воды реагентами (подкисление, декар-
бонизация; фосфатирование), организуют продувку системы. Для предот-
вращения биологических отложений в обоих видах охлаждающих систем
применяют обработку воды сильными окислителями (газообразный хлор,
его производные).
В качестве источников водоснабжения ТЭС используются поверх-
ностные (из рек, озер, прудов) или подземные (из артезианских скважин)
природные воды. В этих водах содержатся разнообразные примеси есте-
ственного происхождения, в них попадают также загрязнения с бытовыми
и промышленными стоками.

12.1. Принципиальная тепловая и водорежимная схема 435
Природные воды, используемые для подпитки тепловых сетей, основ-
ного пароводяного тракта и других технических целей на ТЭС, требуют
сложной очистки на водоподготовительной установке (ВПУ). Предвари-
тельная очистка (предочистка) предназначена для выделения из воды грубо-
дисперсных и коллоидных веществ, снижения щелочности воды. На даль-
нейших этапах производится очистка воды от истинно-растворенных при-
месей. Для этого используют ионный обмен, термические методы (испари-
тели) и другие.
Предочистка обычно включает следующие этапы обработки воды
(см. рис. 12.1): фильтр грубой очистки 44, осветлитель 45, механический
фильтр 46. В осветлителе совмещены два процесса: коагуляция и извест-
кование. Для коагуляции используются глинозем (сернокислый алюминий),
сернокислое железо, хлорное железо и т. д. В результате реакций в объеме
воды появляется крупная хлопьевидная взвесь. Известкование воды произ-
водится раствором извести или известковым молоком. При этом происходит
снижение щелочности, декарбонизация, снижение солесодержания воды.
В осветлителях, таким образом, в значительной степени удаляются взве-
шенные и органические вещества, соединения кремния и железа. Твердая
фаза удаляется из осветлителя, а вода подается на механические фильтры,
в которых улавливаются взвешенные примеси.
Сущность ионного обмена заключается в использовании способности
некоторых специальных материалов (ионитов) изменять в желаемом направ-
лении ионный состав примесей воды. Ионно-обменные материалы, способ-
ные к обмену катионами, называются катионитами и используются при
обработке воды в исходных Na-, H- и ЫЩ-формах: аниониты, способные
к обмену анионами, используются в ОН-форме и, реже, в С1-форме.
Набор ионнообменных фильтров определяется требуемым качеством
добавочной воды. Для примера на рис. 12.1 показана схема подготовки воды
для подпитки системы теплоснабжения. После предочистки установлены
последовательно два Na-катионитных фильтра 47,48. Затем умягченная вода
подается в деаэратор 49, где удаляются кислород и углекислота. В деаэратор
подается греющий пар 50 из отборов турбины.
По аналогичной схеме возможна подготовка воды для испарителей 52.
Испарители поверхностного типа применяются на ТЭС для получения вто-
ричного пара из химически обработанной воды. Этот пар конденсируется
в охладителе 53, и конденсат 55 подается в бак чистой воды. По своему ка-
честву дистиллят пригоден для использования в качестве добавочной воды
для любых современных паровых котлов.
В последние годы испарители широко используются для утилизации
различного вида сбросных вод. Вода продувки барабанных котлов, дрена-
жей, сбросные воды из химцеха и т. д. подаются по трубопроводу 51 в деаэ-
ратор 49, а затем — в испаритель 52. Продувочная вода испарителя с высо-

436
Глава 12
кой концентрацией примеси охлаждается и направляется в доупаривающую
установку 54. Выделенные при этом соли используются в промышленности
или сбрасываются в специальные хранилища.
Учитывая высокие требования к качеству питательной воды для
котлов сверхкритического давления, добавочная вода в основной паро-
водяной тракт блока СКД проходит химическое обессоливание в три
ступени. После предочистки вода (рис. 12.1) проходит две ступени
Н-катионитных фильтров 56, 58 и первую ступень анионитного филь-
тра 57, затем поступает в декарбонизатор 59, где происходит удале-
ние свободной углекислоты. После декарбонизатора вода подается на
вторую ступень анионитного фильтра 64 и в фильтр смешанного дей-
ствия 65 (третья ступень ионного обмена). Добавочная вода 31 направ-
ляется в конденсатор 1 паровой турбины, где проходит дополнительную
деаэрацию.
В энергоблоках с прямоточными котлами СКД для очистки конденсата
от солей и кремнекислоты, поступающих с присосами охлаждающей воды
в конденсаторе турбины, и продуктов коррозии оборудования предусмат-
ривается блочная обессоливающая установка (ВОУ) 3, через которую про-
пускается непрерывно весь конденсат. БОУ включает в себя механические
фильтры для улавливания продуктов коррозии и других взвешенных приме-
сей и фильтр смешанного действия (ФСД) для обессоливания турбинного
конденсата, в ФСД осуществляется процесс совместного Н-ОН-ионирова-
ния воды.
Для ТЭС с барабанными котлами высокого и сверхвысокого давления
в качестве добавочной используется химически очищенная вода после двух
ступеней Н-ОН-ионирования.
Характеристика воды и ее примесей. В зависимости от размера частиц
все примеси разделяют на три группы:
— истинно растворенные примеси находятся в воде в виде ионов, от-
дельных молекул, комплексов или групп молекул. Размер этих частиц менее
10~6 мм (10~3 мкм). В истинно растворенном состоянии в воде находятся
газы (О2, CO2, H2S, N2), катионы и анионы солей Са2+, Mg2+, Na+, K+,
so2-, HCO3, ci~, Шз, N02;
— коллоидно-растворенные примеси образованы большим числом мо-
лекул и имеют размеры частиц порядка 10~6-10~4 мм (10~3-10~1 мкм).
Эти примеси могут быть как органического (гуминовые вещества, вымы-
ваемые из почвы), так и минерального (кремниевые кислоты, соединения
железа) происхождения;
— грубодисперсные примеси с размером частиц более 10~4 мм
(10~1 мкм). Это растительные остатки, частицы песка, глины и т.д.
Концентрация грубодисперсных веществ в воде определяется путем
фильтрования воды через бумажный фильтр.

12.1. Принципиальная тепловая и водорежимная схема 437
Солесодержание — суммарная концентрация в воде катионов и анио-
нов за исключением ионов Н+ и ОН~ мг/кг. Косвенно о солесодержании
можно судить по сухому остатку.
Сухой остаток (мг/кг) определяют путем выпаривания определенного
объема воды (после фильтрования) и последующего просушивания остатка
при температуре 110-120°С.
Окисляемость характеризует содержание в воде органических ве-
ществ; определяется по количеству окислителя, расходуемого на их окис-
ление. В качестве окислителя обычно используется пермаганат калия
КМп04 — «пермаганатная окисляемость», мг/кгОг.
Общая жесткость — суммарная концентрация в воде катионов кальция
и магния, мг-экв/кг.
Общая щелочность — суммарная концентрация в воде растворенных
гидрооксидов и анионов слабых кислот НСО^ и СОд" за вычетом концен-
трации ионов водорода, мг-экв/кг.
Пересчет концентрации веществ Сн, измеряемой в мг-экв/кг (мкг-экв/кг),
на концентрацию См, мг/кг (мкг/кг), производится по формуле
^м — ^н • Э,
где Э — эквивалентная масса, равная молекулярной массе вещества, поде-
ленной на валентность.
Для кальция эквивалентная масса равна 20,04, для магния —
12,16 мг/мг-экв (мкг/мкг-экв).
к р. г/см'*
374,1 Т. °С
I
Рис. 12.2. Зависимость плотности воды р от температуры Т и давления р.
Рассмотрим еще одну зависимость: плотность водного теплоносите-
ля от температуры (рис. 12.2). Отметим, что при докритичсском давлении

438
Глава 12
существует двухфазная область, в пределах которой происходит резкое из-
менение плотности среды при постоянной температуре, а при сверхкри-
тическом давлении значительное изменение плотности среды происходит
в зоне большой теплоемкости.
Аналогично плотности зависит от температуры
и диэлектрическая проницаемость воды.
Возьмем две частицы с зарядами Qi и Q<z
(рис. 12.3). По закону Кулона сила взаимодействия
между ними
Q,
+°
Рис. 12.3
7'
Qi
Схема вза-
имодействия
зарядами
Qi
между
и Q2.
F\o
\4tco
1_\ /Vl«2\
те0)Л £Г2 /'
(12.1)
где г — расстояние между зарядами; во, е — диэлектрическая проницаемость
в пустоте и данной среде, соответственно.
1
QH -
Ы)
1 _
1
\€
i
опп
oUU
1
{р. кг/\г*
р = 24 МПа \
1 . 1
sP
ч
►
200
Т. °С
Рис. 12.4. Зависимость диэлектрической проницаемости воды е от температуры t,
при давлении 24 МПа.
Для водного теплоносителя на рис. 12.4 показана зависимость диэлек-
трической проницаемости от температуры.
Вода при низкой температуре обладает высокой проницаемостью. Этим
обусловлена хорошая растворяющая способность воды.
Поваренная соль NaCl при комнатной температуре на воздухе пред-
ставляет собой кристаллическое твердое вещество. Поместим ее в воду.
Так как молекулы воды (ЩО) представляют собой электрически заряжен-
ные частицы, то они будут притягиваться к ионам Na+ и С1~ соответственно
стороной 02~ и Н+ — процесс гидратации. Количество молекул воды, на-

12.1. Принципиальная тепловая и водорежимная схема 439
ходящихся в непосредственной близости от молекулы NaCl, показывает ее
координационное число.
Значение диэлектрической проницаемости г = 80 показывает, что элек-
тростатические силы взаимодействия между ионами Na+ и С1~ в воде
уменьшаются в 80 раз по сравнению с силами в пустоте. За счет этого
ослабления сил взаимодействия Na+ и Cl~ эти ионы «растаскиваются» мо-
лекулами воды и кристаллическая решетка NaCl разрушается. Происходит
диссоциация молекулы NaCl на ионы Na+ и С1~~.
Аналогичные процессы протекают и с другими веществами, контакти-
рующими с водой.
Частичной диссоциации подвергается и сама вода:
Н20 -> Н+ 4- ОНГ
или
2Н20->Н30+ + ОН~.
Константа равновесия диссоциации
и л qoh n Сон по оч
^ = a"-^ = CH;av (12-2)
где ан, «он, ан2о — активность соответственно ионов Н+, ОН- и молекул
Н20; Сн, Сон Сн2о — аналогично — концентрация.
При очень малой концентрации ионов Hf и ОН" их активность прак-
тически равна концентрации.
Преобразуем (12.2)
кР • Сн2о = Сн • Сон (12.3)
и обозначим
кР • Сн2о = kw. (12.4)
Величина kw называется водным числом. Оно может быть вычислено
через концентрации ионов Н+ и ОН"
kw — Сн • Сон- (12.5)
При температуре 20°С и атмосферном давлении величина kw =
= 10"11 г-ион/л. Чистая вода нейтральна, т.е. концентрации ионов Н+
и ОН" равны
С}\ — Сон — Ю~' г-ион/л.

440
Глава 12
Отрицательный десятичный логарифм концентрации ионов водорода
называют водородным показателем воды рН
рН = - log Сн = - log 10~7 - 7.
Аналогично — гидроксыльный показатель воды рОН
рОН = - log Сон --=■ - log Ю-7 = 7.
Химически чистая вода является очень слабым электролитом, для нее
величина рН при комнатной температуре равна 7, т. е. только одна из десяти
миллионов молекул воды диссоциирует на ионы Н+ и ОН". При наличии
примесей в воде реакция раствора может быть кислой (рН=1-3), слабокис-
лой (рН=4-6), нейтральной (рН=7), слабощелочной (рН=8-10), щелочной
(рН=11-14).
С повышением температуры диссоциация воды увеличивается и, соот-
ветственно, растет водное число kw.
Для характеристики и контроля воды и конденсатов с малым соле-
содержанием при отсутствии растворенных газов СО2 и ЫНз использует-
ся показатель — удельная электропроводимость воды. Удельная электро-
проводимость воды, См/см (Сименс на см), характеризуется электрической
проводимостью слоя воды, находящегося между двумя противоположными
гранями куба с ребром в 1 см. Она связана с суммарной концентрацией
примеси в истиннорастворенном состоянии. Электропроводность чистой
воды при 20°С составляет 0.04 мкСм/см. С увеличением температуры она
существенно растет, при 100°С х — 0, 7 мкСм/см.
При наличии в воде растворенных, примесей электрическая проводи-
мость раствора зависит от концентрации анионов и катионов примесей.
В этом случае измеренная величина электрической проводимости будет
интегрально характеризовать концентрацию ионов присутствующих при-
месей.
12.2. Химический потенциал
12.2.1. Свободная энергия Гиббса
Из курса термодинамики известны такие параметры системы, как дав-
ление р, температура t (Т), объем V, внутренняя энергия [/, энтальпия Н,
энтропия S и т. д.
Чистое вещество обладает основным термодинамическим свойством —
свободной энергией.

12.2. Химический потенциал
441
Свободная энергия зависит от:
— химической природы вещества;
— количества вещества в образце;
— фазового состояния вещества (твердое, жидкое, газ);
— температуры;
— давления.
В зависимости от условий совершения работы над объектом использу-
ют два подхода к расчету свободной энергии вещества:
а) при постоянном давлении и температуре рассчитывают свободную
энергию Гиббса, кДж/кг,
G = H-TS:
б) при постоянном давлении и объеме системы
Гельмгольца, кДж/кг,
F = U-TS.
свободную энергию
В дальнейшем будем рассматривать, в основном, свободную энергию
Гиббса.
Рассмотрим значения парамет-
ров в точке Т — О К, р = 0:
a)G(0) = #(0);F(0) = I/(0);B
этой точке свободная энергия Гибб-
са равна энтальпии, а свободная
энергия Гельмгольца — внутренней
энергии системы.
б) Учитывая, что H=U+pV,
в нулевой точке #(0) = U(0),
т.е. энтальпия и внутренняя энер-
гия равны. Это приводит к равен-
ству G(0) = F(0).
Как изменяются энтальпия и
свободная энергия Гиббса при уве-
личении температуры системы при
постоянном давлении (р Ф 0)?
В точке Т = OK G(0) =
= #(0) примем (3(0) = Я(0) - 0
(рис. 12.5).
При подводе теплоты Q к системе увеличиваются ее энтальпия и тем-
пература. Мерой изменения энтальпии системы является теплоемкость гр,
н>
~о~
сг
1
n,;
'
'/
TS
'
cN
т, к
Рис. 12.5. Зависимость энтальпии Н
и свободной энергии Гиббса G от тем-
пературы Т.

442
Глава 12
кДж/(кг-К),
*•-№),■
При Т > О К ср > О; Т -> О К ср --> О.
С ростом температуры изменяется структура вещества, возрастают по-
движность молекул, хаотичность их движения, т. е. увеличивается энтропия
системы S.
Энтропия является мерой изменения свободной энергии
dG _ q
df'~b'
При Т > О К S > 0; при Т -> 0 К S -> 0.
С увеличением температуры и энтропии системы свободная энер-
гия Гиббса (аналогично — свободная энергия Гельмгольца) уменьшается
(рис. 12.5).
Таким образом, изменение свободной энергии связано с изменением
структуры системы, с хаотичностью движения молекул вещества.
Рис. 12.6. Изменение объема системы V Рис. 12.7. Изменение энтальпии//и сво-
при увеличении температуры Т. бодной энергии Гиббса G при увеличе-
нии температуры Т.
Возьмем систему объемом \\ с температурой Т\ (рис. 12.6), находящу-
юся под внешним давлением р. Этим условиям отвечают значения энталь-

12.2. Химический потенциал 443
пии #ь свободной энергии G\ (рис. 12.7). Окружающая среда имеет также
температуру Т\.
Подведем к системе теплоту в количестве Q. Энтальпия изменится на
величину
м'
где М — масса системы.
Температура системы увеличится на величину
Ат= дя
где сСр — средняя теплоемкость в данном интервале температуры.
Новое значение температуры Т2 будет равно
Т2 = Тг + AT.
Свободная энергия Гиббса примет новое значение G2 (рис. 12.7). Из-
менение свободной энергии AG будет составлять
AG = Gi - G2 > 0.
Следовательно, при подводе теплоты к системе (совершения работы
над ней) изменение свободной энергии Гиббса положительно, т. е. AG > 0.
Какое соотношение между ДЯ и AG?
При увеличении температуры Системы увеличивается ее объем до V^
(р = const), на что расходуется часть подводимой энергии в количе-
стве pAV, где AV — V2 — V\. Для совершения работы остается ДЯ — рД V,
что соответствует изменению свободной энергии Гиббса
AG = AH-pAV.
Изменение свободной энергии измеряется максимально возможной по-
лезной работой, совершаемой в ходе процесса.
При подводе теплоты к системе полученная температура Т2 выше пер-
воначальной Гь соответствующей температуре среды, окружающей выде-
ленную систему. «Отпустим» систему, при этом будет происходить само-
произвольное снижение ее температуры до температуры окружающей сре-
ды Т\, т.е. система будет самопроизвольно восстанавливаться в первона-
чальное состояние. Изменение свободной энергии при этом будет иметь
отрицательное значение
AG - G2 - Gi < 0.

444 Глава 12
В процессе, протекающем самопроизвольно, изменение свободной
энергии Гиббса отрицательно AG < 0.
При равновесии системы с окружающей средой изменение свободной
энергии Гиббса равно нулю (AG = 0).
Свободная энергия Гиббса измеряется в кДж/кг. Часто используют
мольную величину свободной энергии Гиббса д, кДж/моль,
9 = h- Ts,
где h, s — мольные значения энтальпии и энтропии, соответственно,
кДж/моль, кДжУ(моль-К).
Соотношение д = G/n.
Число молей п в килограмме вещества определяется через молекуляр-
ный вес т, г/моль,
11 т •
Для воды (Н2О) m = 18 г/моль, число молей в 1 кг
п=1-Ш = 55,5(5).
12.2.2. Понятие о химическом потенциале
Рассмотрим однокомпонентную систему (состоящую из одного чистого
вещества).
Полезная максимальная работа, совершаемая в ходе процесса в одно-
компонентной системе, определяется изменением свободной энергии Гибб-
са dG.
Свободная энергия Гиббса
G = H-TS. (12.6)
Полный дифференциал этой величины
dG = dH - TdS -SdT. (12.7)
Так как Н — U + pV, то
dH = dU+pdV + Vdp. (12.8)
По 1 и 2 законам термодинамики изменение свободной энергии dU
выражается следующим образом:
dU = TdS-pdV. • (12.9)

12.2. ХИМИЧР.СКИЙ ПОТЕНЦИАЛ 445
Из (12.6)—(12.9) получаем, что
dG = Vdp-SdT. (12.10)
При равновесии системы dG = 0, для этого должны выполняться усло-
вия dp — 0, dT = 0, т. е. р = const, T = const.
Возьмем многокомпонентную систему, на-
пример, раствор примесей в воде. Объем систе- .^r^V-^
мы V (рис. 12.8). Компоненты г — 1 - N; масса /^::•'-'.'- '-'Х
г-й компоненты Ми молекулярный вес т*; число Г- '•'•'.■ '■.'• '."—Ч/" ^
молей щ — Mi/mi. Масса всей системы /•■.'.• '.'•!;•■'\'\\'J^j
общее число молей рис. 12.8. Схема много-
компонентной системы
•^ объемом V.
1
Мольная доля г-й компоненты
_ щ
Xi- п.
В многокомпонентной системе величина свободной энергии Гиббса зависит
не только от давления и температуры, но и ее состава. Работа расширения
и изменения состава системы будет определяться полным дифференциалом
свободной энергии Гиббса
<ю=Ш) -dp+Ш) .dT+Y(M-) 'dM>- (12-п)
V 5р )тм; \оТ/рм, ~ VдМг /р,т,л-/~л/,
Индекс М — Mi означает постоянство массы всех компонент, кроме 1-й.
Сопоставление (12.10) с (12.11) показывает, что
V др /ТМ; \0L / рМ;
В чем смысл третьего члена выражения (12.11)?

446
Глава 12
Введем обозначение
№ = (|^-) • (12.12)
Величину \ii называют химическим потенциалом.
Какими свойствами обладает величина /^?
1. Самопроизвольное перемещение части массы г-го компонента из точ-
1 о (2) / (1)
ки 1 в точку 2 возможно, если \.i\ ' ф ji\ \ т. е. если имеется неоднородное,
поле потенциалов щ.
2. Перемещение массы dMi происходит в сторону убывания /^.
3. Равенство /4 = fi\ ' выражает условие равновесия, при котором
самопроизвольного перемещения массы не существует.
Таким образом, химический потенциал 2-ой компоненты показывает
изменение свободной энергии Гиббса г-ой компоненты при изменении ее
массы, когда давление, температура системы и масса остальных компонент
остаются постоянными.
Полный дифференциал свободной энергии Гиббса для многокомпо-
нентной системы будет иметь вид
iV
dG = Vdp-S<Ht + Y^VidMi. (12.13)
2=1
Условия равновесия системы (dG = 0):
dp = 0; dT = 0; /z* = const; dMi = 0;
т. e. p = const; T = co;ist; \±i — const; Mi — const.
12.2.3. Стандартный химический потенциал
Возьмем многокомпонентную систему при р = const; T = const.
Химический потенциал г-ой компоненты зависит от массы, от мольной
ДОЛИ Xi
fH = f{xi)P,T-
Для чистого вещества мольная доля х.ь = 1 и химический потенциал ве-
щества зависит только от давления и температуры. Введем обозначение
для этого случая //f (p, T). С учетом этого химический потенциал вещества
в растворе запишется в следующем виде:
//г = //?(р,Г) + /(.г-г). (12.14)'

12.2. Химический потенциал ' 447
Учитывая, что величина $(р, Т) при р — const; T - const постоянна,
запишем выражение для энергии Гиббса
. C?i = /i?(p,T).Mi + AG(xi), (12.15)
где второе слагаемое является функцией мольной доли вещества.
Для чистого вещества (х{ = 1) AG(xi) — 0, тогда
Gi = /х°(р, Т) • Mi.
Отсюда
М?(Р,Т) = Ц. (12.16)
В мольных единицах
*Vт) = §
или
${p,T)=g = h-Ts. (12.17)
Таким образом, значение /^(р, Т) можно рассчитать через энтальпию
и энтропию для заданных значений давления и температуры по таблицам
теплофизических свойств веществ. Величина /i^(p, Т) является характери-
стикой чистого вещества и называется стандартным значением химического
потенциала.
12.2.4. Химические потенциалы идеальных газов
Для идеального газа химический потенциал запишем в мольных еди-
ницах
H = h-Ts. (12.18)
Возьмем начальную точку ро> То, в которой энтропия имеет значе-
ние s(Tq). Стандартное значение химического потенциала в этой точке рав-
но /х°(р0, То).
Для идеального газа энтропию при других значениях р и Т можно
рассчитать по формуле
5(T) = S(T0) + rpln(£)-i?ln(^). (12.19)
где ср — среднее значение изобарной теплоемкости, кДж/(моль-К); R —
универсальная газовая постоянная, кДж/(моль-К).

448 Глава 12
Подставляем (12.19) в (12.18):
/х = /1-Т5(Т0)-срТ1п(^)+ДТ1п(^) =/ДГ) + ДТ1п(^), (12.20)
где обозначено
/х°(Г) = /I - Г*(Т0) - СрГIn( J). (12.21)
Для идеального газа энтальпия является функцией только температуры,
поэтому величина р°{Т) зависит только от температуры.
Преобразуем (12.20):
/i = р°(Т) - RTlnpo + КГ In р = д*(р0, Т) + RT In р. (12.22)
В стандартную величину /х*(ро, ^) включено слагаемое, учитывающее
начальное значение давления ро.
Рассмотрим смесь идеальных газов. Число компонент 2 = 1 — JV, общее
число молей п = YLni> мольная доля г-ro газа Х{ = щ/п. Введем обозна-
чения: ро — давление смеси газов; pi — парциальное давление г-го газа;
N
Ро = J^Pi- Для идеальных газов парциальное давление можно выразить
1
через их мольные доли
Xi = РО5 Рг=хГР0' (12.23)
В смеси идеальных газов каждый из них остается идеальным и для
него справедливо выражение (12.20)
»i=tf(T) + RT\n(^y (12.24)
где в качестве начального давления ро принято давление, соответствующее
давлению смеси ро-
Парциальное давление выразим через мольную долю газа
/Zi=/i?(T) + flrin(s,). (12.25)
Стандартное значение химического потенциала ${Т) равно химиче-
скому потенциалу чистого идеального газа (.7^ = 1; р1 — ро).

12.2. Химический потенциал
449
Выразим (рис. 12.9), зависи-
мость (12.25) графически в коорди-
натах /ii — f(\n(xi)). При Xi — 1
1пж» = 0и/^ = /х?(Г).
При снижении мольной доли
г-ro газа величина lna^ уменьша-
ется, пропорционально снижается
и значение химического потенциа-
ла jii. Угол наклона прямой }ii соот-
ветствует величине RT, т. е. зависит
от температуры.
Таким образом, определив стан-
дартное значение химического по-
Рис. 12.9. Зависимость химического по-
тенциала г-го газа в смеси идеальных га-
зов ОТ МОЛЬНОЙ ДОЛИ Xi.
тенциала чистого идеального га-
за /JLi(T) по таблицам теплофизиче-
ских свойств и проводя прямую линию под углом RT, получим изменение
химического потенциала данного газа /^ в необходимом диапазоне изме-
нения парциального давления газа в смеси газов в диапазоне изменения
мольной доли Xi.
12.2.5. Химические потенциалы веществ в водных растворах
Водные растворы веществ можно условно разделить на две группы:
идеальные растворы и реальные (неидеальные) растворы.
Для идеальных растворов зависимость химического потенциала от
мольной доли вещества аналогична зависимости для идеального газа:
^=А*?(р, Т) + ЯГ1п(жО.
(12.26)
Различие заключается в том, что стандартное значение химического
потенциала /i? зависит не только от температуры, но и от давления. Это
обусловлено тем, что энтальпия воды зависит от давления и температуры,
а для идеального газа — только от температуры.
Графически химический потенциал идеального раствора представлен
на рис. 12.10.
Для реальных растворов зависимость химического потенциала от In Xi
становится нелинейной (рис. 12.11).
В этом случае химический потенциал растворенного вещества выра-
жается через активность его с/,?:
fli = rf(p,T) + RThi(a,).
(12.27)
'5 Котельные установки

450
ГЛАВА 12
МНР, Т)
мХр,'0
Рис. 12.10. Зависимость химического по-
тенциала г-ro вещества в идеальном вод-
ном растворе от мольной доли Х{.
Рис. 12.11. Зависимость химического по-
тенциала i-ro вещества в реальном вод-
ном растворе от мольной доли х%.
Активность вещества а% и его мольная доля связаны коэффициентом
активности 7г*
Для сильно разбавленных растворов х% <С 1 и 7г ~ 1» &г ~ #г-
Физический смысл понятия активности растворенного вещества можно
проследить по рис. 12.11. Допустим, что мольная доля вещества Х{.
Этой величине отвечает значение химического потенциала в точ-
ке a{jia) на кривой для реального раствора. Если бы раствор был иде-
альным, то этой величине \ха соответствовала бы точка б с мольной долей
х"д = (ц. Следовательно, активность растворенного вещества а* в реальном
растворе равна той мольной доле этого вещества, которая должна была бы
быть в идеальном растворе х"д, чтобы получить тоже значение химического
потенциала.
12.2.6. Химические потенциалы в растворах электролитов
Растворенные в воде примеси частично или полностью диссоциируют.
Часть компонентов обладают электрическим зарядом ef.
где Zi — зарядность (число, равное валентности); F — число Фарадея.
В электрическом поле с потенциалом <р ионы вещества подвергаются
дополнительному воздействию, и это необходимо учитывать. Электрохими-
ческий потенциал /if1"4 объединяет воздействие химических и электроста-
тических сил:
14
= fa + вЦр.
(12.28)

12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 451
В общем случае диссоциация вещества может происходить не полно-
стью. Рассмотрим процесс диссоциации вещества АтВп:
АтВп = тА* + пВ~.
Константа диссоциации
Степень диссоциации а показывает долю молекул вещества, подверг-
шихся диссоциации (СлтБ„)дисс> к общему количеству Са1Пвп'
дисс
Саг„вп
Концентрация катионов и анионов в воде
СА+ = таСАп}в„\
С в- = паСлп.в»-
С учетом степени диссоциации а электрохимический потенциал сле-
дует записывать в следующем виде:
/irx=/ii-(aW). (12.29)
Знак «минус» перед вторым слагаемым поставлен потому, что при уве-
личении степени диссоциации (а > 0) возрастает хаотичность движения
частиц, свободная энергия Гиббса и электрохимический потенциал стано-
вятся более отрицательными.
12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе
12.3.1. Понятие о растворимости
Чтобы говорить о растворимости какого-либо вещества в воде, необхо-
димо соблюдение ряда условий:
1) Твердая фаза растворяемого вещества должна присутствовать
на всех стадиях состояния системы «твердая фаза-растворитель-раствор»
(рис. 12.12).
15*

452
Глава 12
раствор
2) В точке а (рис. 12.12) кон-
центрация примеси изменяется во-времени
(рис. 12.13), увеличиваясь до равновесного
значения С£ через время тр; следовательно,
концентрация растворенного вещества, изме-
ренная при г < тр, не соответствует его рас-
творимости.
3) Концентрация примеси в^растворе за-
висит от расстояния от точки а от твердой
частицы радиусом гч (рис. 12.14); вблизи от
поверхности твердой фазы на концентрацию
примеси в растворе оказывают силы поверх-
ностного притяжения Ван-дер-Ваальса, элек-
тростатические силы и т.д., поэтому растворимость вещества следует из-
мерять на расстоянии I > 1р от твердой фазы.
Рис. 12.12. Схема системы
«твердая фаза — раствор».
г1'
^а
—*«-
1
У
1
Г.,
-*«
„ 1
Рис. 12.13. Изменение концентрации Рис. 12.14. Зависимость концентрации
растворенного вещества в точке «а» Са растворенного вещества в точке «а» от
во-времени. расстояния между точкой и твердой фа-
зой 1.
Таким образом, растворимость вещества в воде (в любом другом рас-
творителе) представляет собой концентрацию его в равновесных условиях
«твердая фаза-растворитель», измеренную вдали от твердой фазы через со-
ответствующий промежуток времени от начала процесса растворения.
Водный теплоноситель движется в трубах паровых котлов и другого
оборудования энергетического блока, в турбине и т. д. с большой скоростью
(в некоторых элементах — десятки метров в секунду), время контакта его
с твердой фазой на поверхности трубы и других элементов, с самой по-

12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 453
верхностью очень мало, и, как правило, физико-химическое равновесие не
достигается. В этих условиях говорить о достижении растворимости вблизи
металлической поверхности следует с большой осторожностью, процессам
на границе «твердая фаза-водный теплоноситель» будет соответствовать
установившаяся концентрация, зависящая от конкретных условий на этой
границе.
12.3.2. Уравнение растворимости Шредера И. Ф.
Рассмотрим систему «твердая фаза-раствор», находящуюся в равно-
весном состоянии (для точки а (рис. 12.12) соблюдаются условия г > тр,
I > 1Р). Твердая фаза относительно раствора неподвижна, вся система так
же неподвижна.
Электрохимический потенциал г-ro вещества в твердой фазе запишем
в следующем виде:
£ = Ы?)Т(Р> Т) + RT\naJ - (ae<p)T, (12.30)
где ({i®)T(p, Т) — стандартное значение химического потенциала г-ro веще-
ства, находящегося в твердой фазе.
Для растворенной фазы г-го вещества электрохимический потенциал
записывается аналогично:
й = (M°)fc(p, Т) + RTInal - {аеф)Ъ (12.31)
где ($)с(р, Т) — стандартное значение химического потенциала г-го веще-
ства, находящегося в жидкой фазе.
В равновесном состоянии изменение свободной энергии Гиббса равно
нулю (dG — 0) и выполняются условия равновесия:
ф = 0; dT = 0; еОД = 0; (12.32)
т. е. рт —Vc — const; Тт — Тс = const; Mf = const; Mf — const.
Выполняется также равенство \х\ = \х\, концентрация примеси (г-го
вещества) в водном теплоносителе х\ и его активность а\ соответствуют
значениям растворимости (х?)° и (af)°. Верхний индекс «0» указывает на
значения этих величин при равновесных условиях.
Запишем развернутое равенство химических потенциалов /if и /i?
(/4>)с(р, Т) + ЯГ1п(а?)° - (ae<p)ci =
= (/i?)T(p, T) + ЛГ1п(йГ)° - (aetptf. (12.33)

454
Глава 12
Отсюда ,
Я7Чп(а?)° = ВТЫ(аГ) - ((/t°)c - (д°)г) - ((ае<р)Т - (ае*.)?)
ИЛИ
(а?)и=Ч -ехр^ д^ J-exp^ — J. (12.34)
Если твердая фаза состоит из нескольких веществ, то а[ < 1. Для
чистого вещества (г — 1) активность твердой фазы равна 1 (af = 1).
Будем считать, что твердая фаза состоит из одного чистого вещества,
а в водном теплоносителе растворено только это вещество. Тогда в даль-
нейшем индекс «г» писать не будем, а индексы «Т» и «с» опустим вниз для
удобства записи.
Перепишем формулу (12.34):
ас =ехР( — ) -ехр( ш ). (12.35)
Получили формулу для расчета активности растворенного в водном
теплоносителе вещества. В нее входят две экспоненты: первая экспонента
указывает на влияние свойств вещества (через стандартные значения хими-
ческого потенциала), вторая — на роль электростатических взаимодействий
в твердой фазе и растворе.
Рассмотрим влияние индивидуальных свойств вещества на его раство-
римость в водном теплоносителе
с = eXpV Ш )' (12.36)
Примем, что раствор является идеальным, при этом активность рас-
творенного вещества ас равна его мольной доле хс, в том числе и при
концентрации, равной растворимости
а* = х°с. (12.37)
Разность стандартных значений химического потенциала твердой фа-
зы вещества р^(ру Т) и его жидкой фазы ft®(p, T) соответствует измене-
нию химического потенциала при растворении или кристаллизации веще-
ства A/iKp(£>, Т):
Д/'кр -/<с -/<т- (12.38)

12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 455
Стандартные значения /л® и /i§, выразим через мольные значения эн-
тальпии /гг, /it и энтропии sc, st чистого вещества:
fj°c = hc-Tsc; i4 = hT-TsT.
Тогда
Д/^кр = (Лс - Лт) - T{sc - sT) = ДЛкр - ГД5кр, (12.39)
где Д/гкр, Дзкр ~ изменение энтальпии, кДж/кг, и энтропии, кДж/(моль-К),
вещества при растворении (кристаллизации).
Формула (12.36) примет вид
о ( - Л^к
х"с =ехр
/ - Д/хкр \
или
^-^В-'^^», ,12.40,
Как исключить из (12.40) трудноопределяемую величину Д5кр?
Примем, в первом приближении, что для идеальных растворов изме-
нение энтальпии ДЛкр и энтропии AsKp при растворении соответствует
изменению энтальпии Д/гпл и энтропии Asnn вещества при его плавлении
Д/2кр = Д/хпл = ДЛПЛ - ТДзпл. (12.41)
Соотношение между Д/гПл и Asm найдем из условия, что в точке плав-
ления (при температуре плавления Тпл) чистого вещества изменения хими-
ческого потенциала равно нулю, т. е.
Д/i™ = ДЛПЛ - ТплДзпл - 0. (12.42)
Отсюда
Asm = ^. (12.43)
Соотношение (12.43) справедливо и при других фазовых переходах,
например, при испарении (конденсации) воды. Это можно проверить по та-
блицам теплофизических свойств воды и водяного пара. Для любого значе-
ния давления (или температуры) возьмите на линии насыщения значения Ы,
h", s\ s" и определите стандартные значения химических потенциалов //,
//' или величины свободной энергии Гиббса G\ G". Сравните их.

456 Глава 12
Подставим соотношение (12.43) в (12.41):
Д/лкр = Ahn
= ДЛ„
(-4)
ИЛИ
Д^кр = ДЛ|ф(1-^-).
Формула для расчета растворимости (12.40) примет вид
, о -АМкр (1/Г-1/Г™,)
lnx" = —^^— = —Длк
ДТ
'кр
R
(12.44)
(12.45)
Получили уравнение растворимости И. Ф. Шредера, справедливое для
идеальных растворов неэлектролитов. Эти условия близки к условиям рас-
творимости в перегретом паре.
0
-1-
-2-
-3-
ln.7^
!/тп.
т > т \
'
т < тю
Ут
Рис. 12.15. Графическое представление Рис. 12.16. Графическое иредстав-
уравнения растворимости И. Ф. Шредера ление уравнения растворимости
в координатах In xQc — /(1/Т). И. Ф. Шредера в координатах х°с —
= Д1/Т).
В координатах \пх® = /(1/Т) уравнение (12.45) описывается прямой
линией с углом наклона -AhKp/R (рис. 12.15). В других координатах —
рис. 12.16 и 12.17. Графики показывают, что с увеличением температуры
растворимость вещества растет.
Этот вывод справедлив при Д/гкр > 0, т. е. hc > hT. Энтальпия вещества
в растворе больше, чем в твердой фазе. Это означает, что растворение веще-

12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 457
ства происходит при подводе к системе теплоты, а изменение химического
потенциала больше нуля (Д/лкр > 0).
Таким образом, для веществ, растворение которых сопровождается по-
глощением теплоты, растворимость растет с увеличением температуры, они
имеют положительный коэффициент
растворимости.
У веществ, растворение которых
происходит с выделением теплоты,
hc < hT, Д//Кр < 0, растворимость
с ростом температуры падает, они
имеют отрицательный коэффициент
растворимости.
Из уравнения растворимости
Шредера видно, что:
1) при данной температуре твер-
дое вещество с более высокой тем-
пературой плавления обладает мень-
шей растворимостью, чем вещество
с более низкой температурой плав-
ления;
2) если два растворяемых веще-
ства имеют одинаковые точки плавления, то менее растворимым будет то
из них, теплота плавления АДПл которого выше.
Рис. 12.17. Графическое представ-
ление уравнения растворимости
координатах ~°
И. Ф. Шредера
X" =
12.3.3. Влияние электрохимического потенциала на растворимость
веществ
Рассмотрим вторую экспоненту выражения (12.35) для растворимости
веществ. Обозначим ее как Кэп.х — поправочный коэффициент на влияние
электрохимических процессов:
А'
ехр
- ((ае(р)т - (осе^р)с)
RT
)-
= еХЧ RT )
ехр
'(aeip)
V RT )'
(12.46)
Первая экспонента характеризует твердую фазу вещества, а вторая —
растворенную.
Степень диссоциации а, электрический заряд е и потенциал ср в твер-
дой фазе при изменении температуры до 600°С (диапазон температур вод-
ного теплоносителя в энергетике) изменяется мало. В этом случае с ро-
стом температуры первая экспонента формулы (12.46) будет увеличиваться,

458
Глава 12
что ведет к увеличению растворимости. Степень диссоциации вещества
в твердой фазе зависит от его структуры. Для ионного кристалла ат = 1.
Из (12.46) видно, что растворимость ионного кристалла хуже, чем веществ
с размытой молекулярной структурой. Кристаллы труднее «отдают» свои
ионы в раствор.
В водном теплоносителе с увеличением температуры уменьшается ди-
электрическая проницаемость, степень диссоциации растворенного веще-
ства ас и электрический потенциал </?с снижаются, что приводит к падению
растворимости.
При одинаковых прочих условиях сильный электролит имеет более
высокую растворимость, чем слабый (выше степень диссоциации).
Рис. 12.18. Виды зависимости х°с = f(T) Рис. 12.19. Виды зависимости х°с = f(T)
при докритическом давлении воды. при сверхкритическом давлении воды.
Таким образом, проведенный анализ факторов, влияющих на раство-
римость твердого вещества в водном теплоносителе, показывает, что они
действуют неоднозначно. Так, при докритическом давлении (рис. 12.18)
в жидкой фазе (воде, Т <TS) растворимость веществ может иметь положи-
тельный (а), отрицательный (б) или переменный (в) коэффициент раствори-
мости. В паре (Т > Ts) растворимость веществ может расти по уравнению
Шредера (г) или сперва падать (уменьшается степень диссоциации), затем —
расти.
При сверхкритическом давлении в зоне большой теплоемкости (ЗБТ)
происходит резкое снижение диэлектрической проницаемости и, следова-
тельно, степени диссоциации, что ведет к снижению растворимости в этой

12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 459
зоне (а, рис. 12.19). При более высокой температуре растворимость может
как снижаться (б), так и увеличиваться (в). В зоне высокой плотности во-
ды (до ЗБТ) растворимость веществ может быть с положительным (д) или
отрицательным (г) коэффициентом растворимости.
Растворимость веществ в водном теплоносителе зависит от индивиду-
альных свойств вещества, от свойств растворителя, причем эти свойства, их
взаимосвязь изменяются с изменением температуры и давления в системе.
В общем виде, следует рассмотреть еще влияние на растворимость
таких факторов, как электрическое, магнитное, радиационное, гравитаци-
онное и т. д. поля, фракционный состав твердой фазы, наличие других при-
месей и т. д.
12.3.4. Примеры растворимости примеси в водном теплоносителе
Примеси, поступающие в водный теплоноситель, можно разделить на
две группы: естественные примеси и продукты коррозии. Естественные
примеси поступают в водяной тракт за счет присосов воды в конденсаторе
и сетевых подогревателях, с добавочной водой; остаточная концентрация
катионов Na, К, Са, Mg не изменяется после блочной обессоливающей
установки (БОУ) (после конденсатора, если нет БОУ). Продукты коррозии
(катионы Fe, Си, А1 и др.) образуются в самом водяном тракте, их количе-
ство увеличивается по мере прохождения среды по тракту.
Естественные примеси делятся на трудно (мало) растворимые и лег-
ко (хорошо) растворимые. К труднорастворимым соединениям относятся
соединения Са и Mg: сульфат CaSC>4, карбонаты СаСОз, MgCC>3, силика-
ты CaSiC>3, MgSi03, гидроокиси Са(ОН)2, Mg(OH)2. К легкорастворимым
соединениям Са и Mg относятся: сульфат MgS04, хлориды СаСЬ, MgCb,
бикарбонаты Са(НСОз)2, Mg(HC03)2. Все натриевые соединения обладают
высокой растворимостью в воде.
Труднорастворимые соединения. Поступление в паро-
вой котел труднорастворимых соединений кальция и магния с питательной
водой лимитируется на достаточно низком уровне. При нарушениях в ра-
боте конденсатоочистки, увеличении присосов воды в конденсаторе коли-
чество поступающих соединений Са и Mg значительно возрастает. Такие
соединения, как CaSC>4, СаСОз, Mg(OH)2, имеют отрицательный темпера-
турный коэффициент растворимости, т. е. с ростом температуры раствори-
мость падает (рис. 12.20). В природных водах содержание Са существенно
выше, чем Mg, поэтому при анализе поведения труднорастворимых соеди-
нений обычно рассматривают только соединения Са.
Труднорастворимые соединения в воде частично диссоциируют на ио-
ны (катионы Ме7П+ и анионы Ап"~). Например:
CaS04 -Ca2+ + SOf\

460
Глава 12
С
100
80
60
40
20
0
1
—i—i
Ml '/*
i
\
Са
1
50
i
iCa
\
\
\
со.
g(0
I1 '1
21
SO,
ч
\
«к
Ю
^
3,
S
.. t
50 °С
Степень диссоциации К равна (вместо ак-
тивностей рассматриваем концентрацию ионов,
что для разбавленных растворов допустимо)
К
[Са*+] [SOJ
[СаС04]
Отсюда
[Са2+] [S02~] = Х[СаС04]
ПР.
Так как для труднорастворимых соедине-
ний [Са2+] и [SO2"] <[CaS04], то при изме-
нении .концентрации ионов концентрация моле-
кул [CaS04] практически не меняется:
#[CaS04] = ПР = const.
Рис. 12.20. Растворимость
основных накипеобразо-
вателей, присутствующих
в воде.
РО*
Произведение концентраций (активностей)
ионов труднорастворимой соли в насыщенном
растворе, называемое произведением раствори-
мости ПР, остается постоянной величиной при
данной температуре. Величина ПР зависит от
температуры системы.
В воде присутствует не только анион SO2-, но и анионы СО2"", SiO2-,
и другие, с которыми Са образует труднорастворимые соединения
типа СаАп. Для каждого из э^их соединений определяется величина ПРсаАп-
Кальций (аналогично — магний) будет находиться в воде в молекулярной
и ионной форме при соблюдении неравенства
[Са2+] [АП~] < ПРсаАп-
При упаривании воды в испарительных поверхностях нагрева концен-
трация всех ионов повышается и может достигнуть насыщения. В первую
очередь кристаллизоваться из водного раствора будут те соединения, произ-
ведение растворимости которых минимально. Соединения с отрицательным
коэффициентом растворимости кристаллизуются в основном на поверхно-
сти нагрева, образуя накипь. Такие вещества называются накипеобразовате-
лями. Другие вещества, с положительным коэффициентом растворимости,
кристаллизуются в объеме раствора на грубодисперсных и коллоидных ча-
стицах, образуя шлам, т. е. мелкие взвешенные в воде частички (вещества —
шламообразователи).

12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 461
%
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0 100 200 300 400 °С
Рис. 12.21. Растворимость основ-
ных легкорастворимых соедине-
ний, находящихся в воде.
}
/
г
/
/V
\
/
*Ne
/
Ш
Ч,ро,
\ Na,S
W
V
1
°>.
t
80
60
40
20
мкг
кг
J^
2 ,
о ^
3-
/
/
/
^
/.
А
\
1
\
\
4
i: *
0 50 100 150 200 250 300 °С
Рис. 12.22. Растворимость магнетита в
воде при различных концентрациях ам-
миака, выраженных в мг ЫНз/кг: 1 — 0,1;
2 - 0,2; 3 - 0,3; 4 - 0,45; 5 - 1,0; 6 - 2,0.
Легкорастворимые соединения. На рис. 12.21 приведе-
ны значения растворимости для некоторых легкорастворимых соединений.
Видно, что некоторые из них (NaOH) имеют положительный коэффици-
ент растворимости во всем приведенном диапазоне температур, другие
(Na3PC>4, Na2S04) — только до 100-150°С, а при температуре свыше 200°С
имеют отрицательный коэффициент растворимости. При нормальной ра-
боте барабанных котлов концентрация этих примесей обычно значительно
меньше их растворимости и кристаллизоваться на стенках трубы или в объ-
еме среды они не будут. Только в местах упаривания воды (в отложениях на
стенке, в прикипевшем к стенке шламе и т. п.) и в зоне кризиса кипения воз-
можно достижение насыщения и выпадение легкорастворимых соединений.
Растворимость в воде продуктов коррозии. В пи-
тательной воде содержится заметное количество различных продуктов кор-
розии конструкционных материалов. Наиболее важную роль в образова-
нии внутритрубных отложений, в интенсивности коррозии играет магне-
тит РезСХь Растворимость магнетита в воде представлена на рис. 12.22.

462
ГЛАВА 12
мкг
кг
10'
иг
10"
ю'
ю"
С
1
\
.2
5'
*3
^
/
^
/
/
/
6ч
1
Л
i
4
8
10 рЩ 400 450 500 °С
Рис. 12.23. Зависимость растворимо-
сти кислородных соединений в кипя-
щей воде (р = 7 МПа): 1 — Fe (окис-
лительная среда); 2 — Fe (восстано-
вительная среда); 3 — Си; 4 — Zn; 5 —
Ni; 6 - Al.
Рис. 12.24. Растворимость NaCl в пе-
регретом паре.
Видно, что максимум растворимости магнетита приходится на темпера-
туру порядка 150°С, а затем растворимость уменьшается до температуры
300-350°С. С увеличением концентрации аммиака (при этом величина рН
растет с 8,75 до 9,7) растворимость магнетита падает. В действительности,
концентрация магнетита в питательной воде может быть значительно выше
растворимости. Это означает, что в воде магнетит находится не только в рас-
творенной форме, но и имеются коллоидные и грубодисперсные частицы.
Растворимость других оксидов металлов в воде имеет такой же порядок,
что и растворимость магнетита (рис. 12.23).
Растворимость примесей в перегретом паре докритического давления
(ДКД). Растворимость веществ в воде и паре определяется физико-хими-

12.3. Растворимость примесей в водном теплоносителе 463
мкг/кг
10
ческими свойствами вещества и водного теплоносителя, которые, в свою
очередь, зависят от температуры и давления. По мере перегрева пара плот-
ность его уменьшается. Соответственно, «растворяющая» способность его
снижается. С другой стороны, как вид-
но из уравнения растворимости Шре-
дера, с ростом температуры пара рас-
творимость возрастает. В результате,
как это видно из рис. 12.24, при давле-
нии 14 и 18 МПа имеются минимумы
растворимости при температуре 470-
500°С. С увеличением давления плот-
ность пара и растворимость веществ в
нем растет.
Растворимость примесей в вод-
ном теплоносителе сверхкритическо-
го давления (СКД). При сверхкритиче-
ском давлении плотность среды плав-
но изменяется от плотности воды до
плотности пара, наиболее интенсивное
(по температуре) изменение плотно-
сти происходит в ЗБТ. Поэтому рас-
творимость веществ в жидкой фазе
(до ЗБТ) при СКД аналогична рас-
творимости в воде при ДКД, т. е. мо-
жет иметь положительный или отри:
дательный коэффициент растворимо-
сти. В зоне большой теплоемкости
растворимость веществ из-за резкого
уменьшения плотности среды снижа-
ется, а затем, при переходе в область
перегретого пара может дальше сни-
жаться или, после прохождения мини-
мума, растет (рис. 12.25).
10"
10
10"
10
10
10"
Су
Fe.,0,
\
CaS
SiOf
/
/
о,
Сс.,0^
Сг
V
ю
У
у ,
/
^пе
250
350
450
550 "С
Рис. 12.25.
некоторых
(25 МПа).
Изобары растворимости
соединений в воде СКД
12.3.5. Растворимость газов в воде
Растворимость газов (Не, Ne, H2), молекулы которых имеют небольшие
размеры, весьма мала. Растворимость благородных газов резко возрастает
с увеличением их молекулярной массы.
Газы, молекулы которых образуют водородные связи и химические
соединения с молекулами воды, растворяются весьма хорошо (СО2, C1,
H2S, S02, NH3).

464
Глава 12
О 20 40 60 80 100 Р, МПа 0 20 40 60 Р, МПа
Рис. 12.26. Зависимость растворимости Рис. 12.27. Зависимость растворимости
водорода в воде от давления и темпера- диоксида углерода в воде от давления
туры. - и температуры.
Рассмотрим зависимость растворимости газов от давления (рис. 12.26
и 12.27). При давлениях, близких к атмосферному, растворимость газов
в воде растет обычно пропорционально давлению. При повышенных дав-
лениях такая зависимость соблюдается для легких газов (водород, гелий)
с удовлетворительной точностью до 10 МПа. При более высоких давлениях
растворимость ниже, чем должно быть по линейной зависимости. Рост рас-
творимости тяжелых углеводородных газов (этан и т.д.) замедляется уже
при сравнительно невысоких давлениях.
Зависимость растворимости газов в воде от температуры также неод-
нозначна. В области низких и умеренных температур растворимость
уменьшается с температурой (рис. 12.28). С повышением температу-
ры растворимость после минимального значения снова начинает расти
(рис. 12.26, 12.27).
Минимум растворимости для наиболее легких газов (гелий, водород,
неон) наблюдается при температуре до 50°С, для азота — около 75°С, для
аргона, кислорода, криптона, метана, этана —- при температуре 90-100°С,
для диоксида углерода — около 150°С, для сероводорода — примерно 180°С.
Для полярного газа, образующего эффективные водородные связи с водой,
аммиака признаков приближения минимума растворимости не наблюдается
при исследованиях до 318°С.

12.4. Переход примесей из воды в насыщенный пар 465
СО,,
3000-
2000 -
1000-
к мг/л
1 Г
чД1 МПа
i | |
" i »»
о,,
14-
1 1 1 1
О CD
2-
i мг/л
0,08^
- 0,17 МПа
4nx0,12
__ | | |
^
0 20 40 ч 60 80 100 120 Г, °С 0 20 40 60 80 100 120 Т, °С
а) б)
Рис. 12.28. Содержание растворенных в воде газов СОг (а) и О2 (б).
Наличие отрицательного коэффициента растворимости и минимума
растворимости газов в воде используется для дегазации — удаления из пита-
тельной воды агрессивных газов (О2, CO2). При нагреве воды в деаэраторе
до температуры кипения парциальное давление газов над поверхностью
воды снижается до нуля и газы переходят из воды в газовую среду. Выде-
ляющиеся газы вместе с частью водяного пара непрерывно удаляются из
деаэратора.
Наиболее эффективно удаление газов из
воды происходит при температуре 'кипения,
соответствующей минимуму растворимости
данного газа. В деаэраторах атмосферного ти-
па (р = 0,12 МПа, t3 = 104°С) происходит
эффективное удаление кислорода, а в деаэра-
торах повышенного давления (р = 0, 7 МПа,
ts = 165°С) — диоксида углерода (СО2).
12.4. Переход примесей
из воды в насыщенный пар
пар
вода
Рис. 12.29. Схема системы
«вода — пар» на линии насы-
щения.
С питательной водой в паровой котел по
ступают различного рода примеси. В барабан-
ных и прямоточных котлах докритического давления происходит испарение
воды, пар перегревается и направляется в турбину. Какое количество приме-
си переходит в пар? Аналогично — в деаэраторе происходит кипение воды,
имеются области жидкой и паровой фаз.
Рассмотрим систему (рис. 12.29), включающую жидкую (вода) и паро-
вую фазы, находящиеся в тепловом равновесии: температура Т и давление р

466
Глава 12
фаз одинаковы; подвода и отвода теплоты нет. Соотношение Тир отвечает
линии кипения для воды.
Обозначения: верхний штрих
показывает, что данная величина от-
носится к жидкой фазе; два верхних
штриха — к паровой фазе.
В жидкой и паровой фазах при-
сутствуют примеси (г — 1 - TV),
мольная доля их Хг. Принимаем, что
растворы идеальные, наличие дру-
гих примесей не оказывает влияние
на поведение г-ой примеси.
Электрохимический потенциал
г-ой примеси в жидкой фазе
Рис. 12.30. Изменение химических потен-
циалов примеси в'жидкой /4 и паро-
вой р" фазах в зависимости от мольной
ДОЛИ Xi.
^=р°'(р,Т) + ЯТ\пх'г-(ае^
(12.47)
где pi' (р, Т) — стандартное значе-
ние химического потенциала г-ой
примеси в жидкой фазе.
Электрохимический потенциал в паровой фазе
/4' = /i?" (р, Т) + RTlnx'l - (aetp)'?. (12.48)
При равновесии системы p!i = ц".
На рис. 12.30 показано изменение химических потенциалов примеси
в жидкой и паровой фазах. Из рис. 12.30 видно, что при их равенстве
мольные доли г-ro вещества в жидкой и паровой фазах х\ и х'( различаются.
Приравняем (12.47) и (12.48):
£"{р, Т) + RTlnx'l ~ (<*е<р)? = /;°>, Т) + йПп^ - {аеф)\.
Отсюда
ДТ1п(^) =-(//»" (р, Г)-/*°'(р,Т))-((ае^-(ле^'). (12.49)
Введем обозначение
х"
— = К
х.
(12.50)
Величина Кр показывает отношение концентрации примеси в паро-
вой фазе к концентрации в жидкой фазе. Называется она коэффициентом
распределения примеси между жидкой и паровой фазами.

12.4. Переход примесей из воды в насыщенный пар 467
Коэффициент распределения может рассчитываться не только через
мольные доли вещества, но и через концентрации, выраженные в других
единицах (г/кг, мкг/кг, см3/г и т. д.). В общем виде
К - —
Р~ С.'
где Сп, Св — концентрация примеси в паровой и жидкой фазах.
Из соотношения (12.49) получим зависимость для расчета коэффици-
ента распределения
tfp = exp( — ) .ехр( ■ — ). (12.51)
Коэффициент распределения является функцией температуры (давле-
ния), свойств растворенного вещества, степени его диссоциации, состава
раствора.
Рассмотрим случай, когда растворенное вещество находится в моле-
кулярной форме (степень диссоциации а = 0) в жидкой и паровой фазах.
Коэффициент распределения обозначим Кр1. Он будет определяться из вы-
ражения
<=ехр(^^). (12.52)
Обозначим
АМ°СП(Г) = nf (p, T) - £ (р, Г), (12.53)
где Afi®cu(T) — изменение стандартных химических потенциалов при ис-
парении или конденсации вещества.
Тогда
или
lntfpM = -^jg£). (12.54)
Изменение стандартных химических потенциалов выразим через раз-
ность энтальпии h[\ h" и энтропии s'{; s":
Щ[Сп = til - Л{; Да*сп = «J'- 4; Д^сп = ДЛ'СП - ТДб-ггсп. (12.55)
Обратите внимание, что величины h", 1г[, A/iJ,cn, s[\ s'i9 AsJlcn> A/zJJcn
относятся к растворенному веществу при данной температуре системы Т,
а не к водному теплоносителю.

Глава 12
т,
7"
х исп
т.
U"
тг
исп
i
^^^
т
\
Ps
•^^^^Неорганичесь
вещество
^^^Критическая
точка воды
Р
<^- Газы
Рис. 12.31. Зависимости Т
ществ.
д(р) на линии кипения (испарения) для разных ве-
Давлению рассматриваемой системы р отвечает температура кипения
растворенного г-го вещества Т*сп9 отличающаяся от температуры систе-
мы Т, которая принимается, как было указано выше, по кривой испарения
для воды (рис. 12.31).
При Т*сп Д/4п = 0 и Д4п = ДЛ*„спЛйп. Тогда
д^;
о
исп
Ahl
•('-£)•
т.е.
Молекулярный коэффициент распределения
111 1Хр *-*,6ncn
(1/т-1/тид
я
(12.56)
Проведем анализ полученной зависимости (12.56).
Процесс испарения жидкости всегда происходит с подводом теплоты,
А*»?™ > О-
Для неорганических веществ при данном давлении системы р темпе-
ратура кипения Ткгип больше температуры кипения воды Т, при этом, как
видно из (12.56), In 1<р < 0. Для газов, наоборот, ТК\1П < Т, a In К*1 > 0.
Уравнение (12.56) получено для идеальных растворов в воде и паро-
вой фазе без учета влияния свойств растворителя. Однако с повышением

12.4. Переход примесей из воды в насыщенный пар
Таблица 12.1. Параметры воды на линии насыщения
р, МПа
£, °С
рЧр"
0,1
99,6
1655
- 1
180
175,8
5
264
31,4
10
311
12,8
15
342
6,5
20
365,7
3,1
22,12
374,12
1
469
давления (температуры) двухфазной системы плотность воды снижается,
а пара — увеличивается, паровая и жидкая фазы воды по своим характе-
ристикам сближаются, в критической точке различие между ними исчезает
(табл. 12.1).
Следовательно, коэффициент распределения в критической точке си-
стемы для всех веществ равен 1 (InK^ = 0). С учетом этого на рис. 12.32
показан ход зависимости коэффициента распределения для неорганических
и газообразных веществ.
ln#pMt
TL т, °с
374,1
Неорганическое
вещество
Рис. 12.32. Зависимость коэффициента распределения Кр от температуры для неор-
ганических веществ и газов.
Факт, что коэффициент распределения для газообразных веществ боль-
ше 1, используется в деаэраторе для удаления из воды значительной части
растворенных газов.
Влияние степени диссоциации вещества на коэффициент распределе-
ния примеси между водой и паром видно из формулы (12.51):
Кп = К,
м
ехр
-((ае^-(аеу)У)
RT
= ^ехр(
)-
(су е у) •
RT
)ехр(
RT
(12.57)

470 Глава 12
При увеличении степени диссоциации вещества в жидкой фазе а[ коэф-
фициент распределения уменьшается, а в паровой фазе а" — увеличивается.
При а- = 1 и ol'I = 1 из (12.57) получим значение для ионного коэффи-
циента распределения К£. Поскольку в паровой фазе степень диссоциации
существенно меньше, чем в жидкой, ионный коэффициент распределения
меньше молекулярного.
Таким образом, использование физико-химического метода анализа
двухфазных систем дает возможность выявить основные закономерности
процесса перехода примесей из воды в насыщенный пар.
Для практических целей в теплоэнергетике используют зависимость
коэффициента распределения не от температуры насыщения, а от отноше-
ния плотностей воды р' и р" на линии насыщения:
*И7)П = (£Г- (12-58)
Это соотношение впервые предложил академик Стырикович М. А. Ис-
пользование формулы (12.58) удобно тем, что в определенном диапазоне
параметров показатель степени можно принимать постоянным. Тогда в ло-
гарифмических координатах эта зависимость будет линейной:
lgtfpM = -nlg(4), (12.59)
где коэффициент п соответствует углу наклона прямой линии.
Физически коэффициент п можно трактовать как координационное
число растворенного в воде вещества, показывающее, сколько молекул во-
ды находится в ближайшем окружении молекулы или иона растворенного
вещества. Это число зависит от индивидуальных свойств вещества: чем
сильнее электрически заряжена молекула (ион), тем больше координацион-
ное число.
Из (12.59) видно, что все прямые (лучи) сходятся в критической точке,
где p'lp" = 1, К™ - 1.
На рис. 12.33 показана лучевая диаграмма для ряда веществ.
Неорганические соединения по способности растворяться в насыщен-
ном паре можно условно разделить на три группы:
1 - весьма слабые электролиты (п < 1); они в водных растворах почти
недиссоциированы; коэффициент распределения при р = 11 МПа и вы-
ше составляет десятки процентов (типа гидратированных оксидов железа,
алюминия и т. д.);
2 — слабые электролиты (п = 1 - 3), коэффициент распределения при
тех же параметрах — проценты (типа кремнекислоты);

12.4. Переход примесей из воды в насыщенный пар 471
3 — сильные электролиты (п > 3); практически полностью диссоци-
ированы; коэффициент распределения — десятые, сотые и меньше доли
процента (силикаты, сульфаты, фосфаты натрия, кальция).
РкР 20 15 10 4 2 МПа 5 б 7 8 9 10 рН0
Рис. 12.33. Зависимость коэффициен- Рис. 12.34. Видимые коэффициенты рас-
та распределения веществ от отноше- пределения гидратированных оксидов же-
нил р'Iр" водного теплоносителя. леза, алюминия, меди и кремния при р =
= 18 МПа в зависимости от рНо.
Ионные формы растворенных веществ более гидратированы, коорди-
национное число у них больше, а коэффициент распределения — меньше,
чем у молекулярной формы. Видимый (интегральный) коэффициент рас-
пределения Кр зависит от Кр\ Кр* и доли диссоциированных молекул.
Для слабых электролитов доля молекулярной формы в общей концен-
трации растворенного вещества обозначается через /?, а 1 — /3 — доля ионной
формы. Видимый коэффициент распределения будет равен
кр = к;/з + к;(1-13). (пщ
Величина /3 зависит не только от давления, но и от величины рН.
Поэтому при одном и том же давлении величина Кр будет различной в за-
висимости от значения рН (рис. 12.34). Видно, что Кр для РезО, SiC>2,
CuO в широком диапазоне рН (в рабочем диапазоне для паровых котлов)
постоянен, не зависит от рН. Объясняется это тем, что для весьма слабых
электролитов /3 « 1,1 - /3 « 0, т. е. Кр — Кр.
Для сильных электролитов (соли сильных оснований и кислот) опре-
деляется степень диссоциации о (доля ионной формы вещества), которая

472
ГЛАВЛ 12
10
10
10"
10"
\ктл
Ч V
v
^
.//
5ёр
у0£"
\у-
^
\
-у
■к*
\
\
-к,
св
10
10
10
10
10
10
10
у
л
\
\
V
\
\
ч
ч
Ч
I4
ч
II 2 \
ч
N1
N
К
10 10 10" 10
10 мг/кг
1
2 3 4 5 6 78910 р'/р"
Рис. 12.35. Зависимость видимого ко- Рис. 12.36. Зависимость коэффициента
эффициента распределения NaCl от распределения NaCl от степени диссоци-
концентрации. ации в воде: 1 — ав = 1; 2 — ав = 0.
зависит от концентрации электролита и давления (плотности), но не зави-
сит от величины рН. Коэффициент распределения (видимый) выражается
через степень диссоциации в воде ав и средние коэффициенты активности
в воде /в и паре /п:
Кр = К$(1-ал)+ &)(<*ВК;)0'*.
(12.61)
Из (12.61) видно, что Кр изменяется от значения (К^)0^ при ав = 1
до Кр при ав = 0 (рис. 12.35). Соответствующие лучи для (А^1)0,5 и К™
представлены на рис. 12.36. При 0 < ав < 1 зависимости для Кр ложатся
между этими лучами. Значения (К,,)0,5 и Щ] при р' jр" = 10 (р — 12 Мпа)
отличаются на 2 порядка (в 100 раз).
Коэффициент распределения летучих веществ между водой и паром
больше 1 (рис. 12.37), т.е. при кипении воды летучие вещества переходят
в пар. С одной стороны, на этом процессе основывается деаэрация воды,
но, с другой стороны, это затрудняет поддержание в воде на необходимом
уровне величины рН, т. к. аммиак и летучие амины переходят в пар.

12.4. Переход примесей из воды в насыщенный пар 473
22.4 20 15 10
1 0,5 0,2
р, МПа
Рис. 12.37. Лучевая диаграмма для газов.
Для правильного выбора вод
но-химического режима парово- Ю "j
го котла и внутрибарабанных устройство1 "|
надо знать соотношение меж- ю
ду коэффициентом распределения 10
и влажностью насыщенного пара и. |П
На рис. 12.38 показаны значения Кр
для разных давлений в зависимости
от «силы» электролита — показате-
ля координационного числа п. Там
же приведены обычные для бара-
банных котлов значения влажности
пара и — 0,02-0,05% (в долях и =
= 0,0002-0,0005).
При низком давлении в барабане (р = 4 МПа) коэффициент рас-
пределения выше влажности при п < 2 (рис. 12.38), т.е. для весь-
ма слабых и некоторых слабых электролитов. К ним относятся БезО^
А1203, СиО, В203, Si02. Продукты коррозии (Fe3C>4, A1203 и др.) име-
ют малую растворимость в воде, поэтому даже при высоком значе-
нии Кр концентрация их в паре мала. Особое значение имеет крем-
некислота H2SiC>3 — в воде ее заметное количество и в паре она хо-
рошо растворяется. Сильные электролиты имеют Кр <С о;, и их кон-
центрация в воде особого влияния на качество пара не оказывает, ес-
ли предусмотреть достаточно эффективную сепарацию пара в барабане.
По содержанию Si02 в воде устанавливается предельно допустимое
значение.
При среднем давлении (р — 11 Мпа) весьма слабые и слабые электро-
литы (п < 3) имеют Кр > и, причем для Рез04, А1203 это превышение
составляет примерно три порядка, для Si02 — два порядка. Сильные элек-
тролиты имеют еще Кр < и. При этом давлении становится актуальным
для получения чистого пара снижение концентрации слабых электролитов
в воде, улучшение сепарации и промывки пара (от кремнекислоты, продук-
тов коррозии).
При высоком давлении в барабане (р = 15,5 МПа) только очень силь-
ные электролиты (п > 5) имеют коэффициент распределения Кр ниже,
чем влажность пара, т.е. в насыщенный пар основное количество при-
месей поступает не с влажностью пара, а путем их растворения. От-
сюда возникает задача обязательной промывки пара водой более чистой,
чем котловая. Но при этом не следует принижать роль сепарации — в
котловой воде часто содержатся не только растворенные примеси, но
и взвеси, шлам с концентацией С™. Эта часть примеси уносится вме-
сте с каплями воды, и суммарное количество примеси в насыщенном па-

474
Глава 12
К,
10 '
10 J
10 '
10 '
10 "'
10 fi
10 r
10 ч
>
////
^
\
Uli
■^
ILL
'ILL
\^
cf
^
^ЩШМШШШ"
\/)v
\^
0 1
Весьма
2
Слабые
3 An
Сильные
слабые • электролиты
Рис. 12.38. Соотношение Кр и и для примесей водного теплоносителя,
ре равно
Спсум = (Свраств + CB3B)cj + Свраств/^,
(12.62)
где Сваств — растворенная часть примеси.
Преобразуем это выражение:
а
СТ = ((l + ф,У + /^)СГТВ = ^Жрас™ (12.63)
•-чраств
где суммарный коэффициент выноса примеси равен
KZ^^ + ^^ + Kp-
(12.64)

12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте ' 475
Из полученного выражения видно, что при наличии в котловой воде
взвешенных примесей роль сепарации влаги от пара возрастает.
12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте
12.5.1. Основные виды коррозии
Коррозией называется процесс разрушения металлов или сплавов
вследствие протекания физико-химических процессов на границе ме-
талл-среда. Коррозия приводит к частичному или полному разрушению
кристаллической решетки и изменению свойств металла, вплоть до его раз-
рушения. Коррозия может вызываться химическими, электрохимическими,
механическими причинами, влиянием нейтронного поля и другими факто-
рами.
Химическая коррозия подчиняется законам химических гетерогенных
реакций и не сопровождается возникновением электрического тока. Она яв-
ляется результатом протекания химических реакций между металлом и ра-
бочим телом (теплоносителем), когда теплоноситель не является электро-
литом (сухие газы, перегретый пар).
Электрохимическая коррозия — это химическая коррозия, которая со-
провождается протеканием электрического тока. Она возникает в случае,
когда теплоноситель является электролитом, при этом на границе ме-
талл-рабочее тело возникают микрогальванические (коррозионные) элемен-
ты. Электрохимической коррозии подвержены все поверхности энергетиче-
ских блоков, омываемые водой и пароводяной смесью.
Деление на химическую и электрохимическую коррозии условно. Во
многих случаях они протекают одновременно, влияя друг на друга.
Коррозия-эррозия — процесс разрушения металлов вследствие эррози-
онного воздействия коррозионной среды (разрушение лопаток турбин под
воздействием влажного пара, разрушения (износ) перепускных труб у тур-
бин и других агрегатов, по которым с большой скоростью движется паро-
водяная смесь).
Радиационная коррозия — процесс разрушения металла под воздей-
ствием нейтронного (радиационного) поля (коррозионное растрескивание
корпусов ядерных энергетических реакторов).
Различают общую и местную коррозию.
Общая коррозия — охватывает всю поверхность металла, смачиваемую
теплоносителем; местная коррозия проявляется на отдельных участках по-
верхности и разделяется на питтинг-коррозию, крекинг-коррозию и изби-
рательную.
Питтинг-коррозия протекает на отдельных небольших участках и про-
является в виде язв, коррозионных точек или пятен.

476
Глава 12
Крекинг-коррозия {коррозионное растрескивание) возникает на участ-
ках металла, находящихся под большим механическим наряжением, поэто-
му его называют также коррозионным растрескиванием под напряжением.
Проявляется крекинг-коррозия в виде трещин, проходящих по границам
зерен металла или через сами зерна.
"Избирательная коррозия представляет собой растворение какого-либо
элемента, входящего в сплав.
Рассмотрим коррозионные процессы в пароводяном тракте блока и вли-
яние на работу оборудования.
12.5.2. Химическая коррозия
Трубы, поступающие на изготовление поверхностей нагрева и соедини-
тельных участков, были подвержены химической коррозии на воздухе при
их изготовлении и хранении. Полученный при этом слой оксидов железа
имеет переменную толщину и плотность, неустойчив. Перед пуском обору-
дования этот слой оксидов удаляется химической промывкой. В процессе
пуска и работы оборудования необходимо создать условия для образования
устойчивой защитной пленки.
В пароперегревателе котла при температуре ниже 570°С образование
оксидной пленки описывается реакцией Шодрона
3Fe 4- 4Н20 = Fe304 + 4Н2,
в результате которой на поверхности металла образуется магнетит Fe3C>4,
который стабилен и создает защитную пленку.
При температуре стенки свыше 570° С протекают реакции
Fe + H20 = FeO-f Н2;
3FeO + H20 = Fe304-f-H2,
в результате которых образуется не только магнетит, но и вюстит FeO,
оксидная пленка при этом имеет пониженные защитные свойства.
Хорошая защитная пленка магнетита должна быть плотной и иметь
толщину 0,04-0,1 мкм. При большей толщине оксидов пленка имеет малую
механическую прочность и может разрушаться. Отделившиеся от металли-
ческой поверхности твердые частицы поступают в пар. Они могут оседать
в гибах труб пароперегревателей, при этом расход пара через эти трубы
и коэффициент теплоотдачи уменьшаются, что приводит к разрыву труб.
Взвешенные в потоке пара частицы магнетита поступают в турбину, из-за
чего происходит эрозия лопаток первых ступеней ЦВД и ЦСД, куда посту-
пает вторичный пар. Разрушение пленок наиболее интенсивно происходит
при переменных режимах.

12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте 477
Оксидная пленка в пароперегревателях может разрушаться при по-
падании и осаждении на стенках различных солей (в результате нару-
шения режима работы барабана — вспенивание, заброс воды в паропе-
регреватель). При попадании на стенку пароперегревателя NaOH проис-
ходит не только разрушение защитной пленки, но и щелочная коррозия,
коррозионное растрескивание под напряжением аустенитной стали. Корро-
зионное растрескивание аустенитной стали происходит и под воздействи-
ем хлоридов.
Для предотвращения разрушения оксидных пленок ограничивают ско-
рость протекания пароводяной коррозии за счет хромирования, никелирова-
ния или насыщения алюминием поверхности стали; стремятся не допускать
попадания в пароперегреватель едкого натра, хлоридов и других примесей,
для чего принимают специальные меры по уменьшению выноса примесей
и влаги в барабанных котлах. В прямоточных котлах сверхкритического
давления с помощью встроенных задвижек и пусковых сепараторов выде-
ляют тракт перегревательных поверхностей с тем, чтобы в них не попадали
опасные примеси во время пуска котла, когда идет интенсивная отмывка
поверхностей с переходом отложившихся ранее примесей в воду. После
отмывки поверхностей от отложений, удаления примеси из цикла и дости-
жения определенных значений температуры, давления и расхода водного
теплоносителя постепенно открывают встроенную задвижку и переводят
котел на прямоточную схему движения среды.
12.5.3. Электрохимическая коррозия. Двойной электрический слой
Рассмотрим систему «твердая поверхность — электролит» (рис. 12.39).
В какой-либо точке поверхностного слоя металла молекула металла Me
теряет электроны е~~:
Me - ze~ = Mez+ + ze~,
т. е. происходит его окисление.
Часть ионов металла Mez+ переходит в раствор. Этот участок поверх-
ности металла называют анодом.
Электроны по поверхности металла перемещаются в зону, называемую
катодом. На катоде имеется избыток электронов, которые могут передавать-
ся (ассимилироваться) ионам металла в растворе, — происходит восстанов-
ление металла:
Mez+ + ze~ = Me.
Таким образом, на границе раздела электрод-раствор происходит пере-
ход электронов от молекул металла к электроду (на аноде) и, наоборот, от
электрода к ионам металла в растворе (на катоде).

478
Глава 12
На аноде происходит переход
металла в раствор, т. е. его корро-
зия.
Анод и катод могут быть рас-
положены в разных точках поверх-
ности металла или в одной точке —
поочередно.
Поверхность металла (электро-
да) на участке анода имеет избы-
точный положительный заряд, а на
катоде — отрицательный заряд. За-
ряженность поверхности электрода
приводит к определенной структуре
ионов в пристенном слое раствора
(электролита) — образуется двойной
электрический слой.
Возьмем участок анода
(рис. 12.40). На поверхности ме-
талла расположены положительно
заряженные ионы, потенциал поверхности (р. Вследствие электростатиче-
ского притяжения в растворе около поверхности металла сосредотачивают-
ся отрицательно заряженные ионы, они образуют мономолекулярный слой.
Толщина слоя 5о характеризуется как плотная часть двойного электрическо-
го слоя. В пределах этого слоя происходит резкое снижение электрического
потенциала (рис. 12.40). Силы воздействия этого потенциала на следу-
ющий слой ионов в растворе значительно ослаблены, и чем дальше от
поверхности электрода, тем больше встречается положительно заряженных
ионов, тем более размытой становится структура ионов. Толщина да
показывает диффузную часть двойного электрического слоя. За пределами
диффузной части влияние электрического потенциала поверхности металла
не сказывается на поведении ионов и молекул раствора.
Толщина двойного электрического слоя 5ЛС
металл электролит
Рис. 12.39. Анодный и катодный участки
на границе «металл — электролит».
5Rc = ^о + 5Д.
Разность потенциалов поверхности и электролита за двойным электри-
ческим слоем (fa называется абсолютным скачком потенциала. Он пред-
ставляет сумму скачков потенциала на плотной ip% и диффузной ц>\ части
двойного электрического слоя (рис. 12.40).
На катоде поверхность металла имеет избыток электронов, она обла-
дает отрицательным электрическим потенциалом (—у?) ~~ Рис- 12.41. Около
катода в поверхностном слое электролита так же формируется двойной

12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте
479
металл
v?A
электролит
д.
«о
%
металл
\
-
-
0
1
-ч>у
электролит
/
1
+'+ -+ !
+- + - 1
++ - + |
1- + + !
++ - + i
^ДС
So ,
■*! ^
з^^
1
1
^
^2
'
г ►
^
Рис. 12.40. Двойной электрический слой Рис. 12.41. Двойной электрический слой
около положительно заряженной поверх- около отрицательно заряженной поверх-
ности металла. ности металла.
электрический слой (рис. 12.41). Его характеристики аналогичны рассмат-
риваемым выше.
Рассмотрим изменение концентрации примеси в пристенном диффузи-
онном слое раствора (рис. 12.42). Толщина диффузионного слоя <5»ДНф (на-
помним, что в диффузионном слое перенос примеси происходит только за
счет диффузионных процессов, турбулентного переноса нет).
На рис.' 12.42 введены обозначения: Сп — концентрация примеси в ядре
потока; Сс — концентрация примеси в диффузионном слое за пределами
двойного электрического слоя; Ск, Са — концентрация катионов и анионов
в пределах двойного электрического слоя; т - т — граница поверхности
твердой фазы (электрода).

480
Глава 12
Очевидно, что концентрация
катионов (положительно заряжен-
ных ионов) увеличивается по мере
приближения к отрицательно заря-
женной поверхности, а концентра-
ция анионов, наоборот, снижается.
Вблизи поверхности анода (по-
ложительно заряженная поверх-
ность) изменение концентрации Ск
и Са будет противоположным изме-
нению около катода.
В результате взаимодействия
электростатических сил, сил меж-
молекулярного притяжения поверх-
ности твердой фазы и примеси, рас-
творенной в водном теплоносителе,
на границе двойного электрическо-
го слоя устанавливается равновесная концентрация Cvc (рис. 12.42).
Зависимость абсолютного скачка потенциала на границе электрод-
раствор сра и активности вещества в растворе на границе двойного элек-
трического слоя арс характеризуется уравнением Нернста:
АС
т
т
\с.
/1С
<5Дс t
^
<5диф
сл
1
Рис. 12.42. Изменение концентрации при-
меси в пристенном диффузионном слое
раствора.
4>а = Щ ■
(ДПп(а'))
zF
(12.65)
где сро — стандартный потенциал реакции, протекающей на электроде:
Щ =
zF '
(12.66)
zF — е — электрический заряд.
В равновесных условиях происходит переход ионов металла в раствор
на аноде, ионы металла перемещаются в зону катода, на катоде электроны
поступают к ионам и восстанавливают их. Как известно, движение ионов
в растворе представляет собой электрический ток. Таким образом, движе-
ние катионов и электронов можно представлять как электрический ток на
аноде г0, катоде ?к, ток обмена го между анодом и катодом.
В реальных условиях при движении потока равновесие в системе нару-
шается. Турбулентные моли проникают в диффузную часть двойного элек-
трического слоя, толщина которого U (рис. 12.43) становится меньше рав-
новесного значения <5ЛС. При этом скачок потенциала </?, меньше абсолют-
ного <ра, активность вещества на новой границе двойного электрического
слоя принимает новое значение ас, а концентрация — Сс.

12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте 481
Изменение потенциала
Aip = (pi-(fa (12.67)
называется поляризацией электро-
да.
Уравнение Тафеля связывает
величину поляризации электрода
с силой тока г
+ -Aip = a + b In г, (12.68)
где знак + для анода, знак — для ка-
тода, а, Ь — постоянные уравнения
Тафеля.
В равновесии Д<^ан = —Д<£к =
= 0,ia = iK = го.
В реальных условиях поляри-
зации электрода Aip соответствует
максимальная сила тока гмакс, кото-
рая определяется электрическим со-
противлением раствора Rc:
Ар = <Рт ~ ¥к = W#c, (12.69)
^макс —
Аср
Rc
(12.70)
-И
<v
№
Таким образом, коррозионный
ток зависит от поляризации элек-
трода А(р и электрического сопро-
тивления раствора Rc.
При Rc —» оо гмакс —> 0 на гра-
нице «металл-раствор» электриче-
ский ток отсутствует, электрохими-
ческая коррозия переходит в химическую
Рис. 12.43. Поляризация электрода.
12.5.4. Электрохимическая коррозия в водяном тракте
энергетического блока
Как уже рассматривалось в предыдущем параграфе, электрохимиче-
ская коррозия связана с возникновением микрогальванических элементов
на границе металл-рабочее тело. Анодный и катодный процессы могут про-
текать поочередно на одном и том же месте, или, в большинстве случаев,
они разделены пространственно (рис. 12.44).
16 Котельные установки

482
Глава 12
Анодный процесс — окисление металла, в ре-
зультате чего ион металла Fe2+ переходит в воду,
а электроны накапливаются в металле:
Fe = Fe2+ + 2е~\
На катоде происходит ассимиляция (поглоще-
ние) электронов деполяризаторами, в качестве кото-
рых могут выступать Н+ или О2:
2Н++2е- =Н2;
02 4- 2Н20 + 4е" =40Н".
Рис. 12.44. Электрод-
ные процессы на гра-
нице «металл — вод-
ный теплоноситель».
Соответственно данный процесс называют коррози-
ей с водородной или кислородной деполяризацией.
Водородная деполяризация характерна для кис-
лых растворов. В нейтральных и щелочных средах
основную роль играет кислородная деполяризация.
Деполяризатор уменьшает поляризацию коррозион-
ного элемента, т. е. увеличивает ЭДС и скорость коррозии.
В результате того, что деполяризаторами могут быть не только кис-
лород и водород, но и другие примеси воды, что ионы железа вступают в
реакции с рядом веществ в растворе и удаляются от электрода, процесс кор-
розии может быть незатухающим. Для снижения скорости коррозии следует
уменьшать концентрацию деполяризаторов и других веществ в растворе.
Одним из эффективных способов уменьшения скорости электрохими-
ческой коррозии является создание на поверхности металла защитной плен-
ки.
Механизм образования в зоне пассивации защитной оксидной пленки
зависит от температуры.
При температуре ниже 200°С ион железа, перешедший из металла
в теплоноситель на анодном участке, взаимодействует с молекулами воды:
3Fe2+ + 4Н20 = Fe304
8Н+ + 4е~ + 202 = 4Н20.
2е_
8Н
f.
Для протекания этих реакций должно быть определенное количество
кислорода в воде: при рН=7 необходима концентрация кислорода порядка
400 мкг/кг, при рН> 7 - значительно меньше.
Следовательно, чтобы снизить скорость коррозии при температуре ме-
нее 200°С, в конденсатном тракте желательно иметь величину рН порядка 7
и удалять кислород.

12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте 483
Образовавшийся в объеме теплоносителя магнетит частично кристал-
лизуется и адсорбируется на поверхности металла. Оксидная пленка на
поверхности при этом получается недостаточно плотной и прочной, она не
защищает полностью металл от протекания коррозии.
В питательном тракте (группа ПВД), экономайзере, испарительном
участке при докритическом давлении, в топочных экранах котлов сверхкри-
тического давления, т. е. в зонах, где температура свыше 200°С, образование
защитной пленки на поверхности металла протекает одновременно по двум
механизмам — химической и электрохимической коррозии.
В поверхностном слое металла происходит окисление железа по урав-
нению химической реакции (коррозии)
3Fe + 4Н20 = Fe304 + 4Н2.
Слой магнетита растет от начальной границы металла «а» (рис. 12.45)
внутрь основного металла, образуя так называемый топотактический слой
(внутренний слой) «б» защитной пленки.
Рис. 12.45. Образование двухслойной оксидной пленки на поверхности металла.
Образовавшиеся в результате электрохимической коррозии ионы Fe2+
диффундируют через защитную пленку и в растворе реагируют с гидрок-
сильными ионами, образовавшимися на катодном участке:
Fe2++20H~ = Fe(OH)2.
Это соединение превращается в магнетит (по реакции Шикорра)
3Fe(OH)2 = Fe304 + H2 -f 2H20.
16*

484
Глава 12
Образовавшийся в растворе магнетит кристаллизуется и адсорбируется
на поверхности и образует менее плотный внешний слой (эпитактический
слой) «в» защитной пленки (рис. 12.45).
Таким образом, при высокой температуре защитная оксидная пленка
состоит из двух слоев: внутреннего слоя, по своим характеристикам (плот-
ность, теплопроводность) близкого к основному металлу, и внешнего слоя,
состоящего из более или менее плотно упакованных кристаллов магнетита,
пропитанных теплоносителем, плотность этого слоя и теплопроводность
его меньше основного металла и внутреннего слоя.
* Для сохранения защитной оксидной пленки необходимо: соблюдать
высокое качество питательной и котловой воды; очищать паровые котлы
от накипи, отложений, шлака; во время останова парового котла и другого
оборудования подвергать его консервации; при водной промывке при гид-
равлических испытаниях использовать деаэрированную, обессоленную и не
содержащую взвешенных примесей воду.
12.5.5. Поляризационная кривая и диаграмма Пурбэ
При появлении электрохимического (электродного) потенциала катод-
ного или анодного процесса </? в растворе возникает движение ионов, а в ме-
талле — электронов, т.е. в системе возникает ток г. Анодный ток харак-
теризуется удалением от металла его ионов, т.е. он показывает скорость
анодного растворения металла, скорость его коррозии. На катодном участке
электроны передаются деполяризаторам, находящимся в растворе, которые
восстанавливаются. Сам металл этого участка защищается от окисления,
т. е. не корродирует.
Зависимость потенциала электрода \р от проходящего через него тока г
показывает поляризационная кривая.
Для анализа коррозионного процесса большое значение имеет поляри-
зационная кривая (рис. 12.46).
Поляризационная кривая неоднозначна. На участке ABC происходит
увеличение скорости растворения при увеличении потенциала — раство-
рение металла в активном состоянии. После достижения максимального
значения в точке С при <рп скорость растворения металла снижается из-за
образования защитной пленки. От точки Д до точки Е скорость растворения
минимальна, постоянна, не зависит от </?. Участок ДЕ — область пассивации
или пассивного состояния металла. На участке EF при росте у? скорость
растворения опять увеличивается — область перепассивации. Потенциал
в точке Д </?пм называют потенциалом пассивации (Фладе — потенциалом),
в точке Е — потенциал пробоя <рир (потенциал псрсиассивации). В ряде слу-
чаев вместо участка АВ может быть участок А'В, где г не зависит от у —
участок псевдопассивации. В некоторых водных средах область пассивации

12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте
485
отсутствует — идет непрерывный процесс растворения металла. Отсюда
возникает одна из задач водного режима — создать такой водно-химический
режим, при котором достигается пассивность металла.
Поэтому важно знать характеристи-
ки системы железо-вода-кислород. Для
анализа свойств этой системы использу-
ются диаграммы </?-рН или диаграммы
Пурбэ. Эти диаграммы показывают связь
между электродным потенциалом метал-
ла ip водородного показателя рН водно-
го раствора и термодинамически устой-
чивыми формами оксидов железа, при
этом учитывается и растворимость полу-
чаемых оксидов или гидрооксидов желе-
за (Fe(OH)2, Fe(OH)3, FeO, Fe304, Fe203
и др.).
На рис. 12.47 показана упрощенная
диаграмма Пурбэ для системы железо-во-
да-кислород. При определенных сочета-
ниях tp и рН могут быть: зона коррозии
металла (присутствуют ионы Fe2+, Fe3+,
HFeO^); зона иммунитета (железо не кор-
родирует; ср < ipA — см. рис. 12.46); зона
пассивации (область пассивности; железо
не корродирует из-за образования защит-
ной оксидной пленки из Fe203 и Fe304).
Сопоставление рис. 12.46 и 12.47 пока-
зывает, что поляризационная кривая со-
ответствует диаграмме Пурбэ при рН =
= const.
Из диаграммы Пурбэ (рис. 12.47)
видно, что для системы железо-вода-кислород имеются две зоны (при вы-
соком и низком значениях рН), коррозия металла в которых равномерна.
Воздействуя на среду каким-либо восстановителем, потенциал электрода
можно понизить до значений зоны иммунитета. Металл в зоне иммунитета
термодинамически устойчив и не корродирует.
Второй способ защиты металла: воздействуя на систему окислителем,
увеличить значение окислительно-восстановительного потенциала до зна-
чений, при которых наступит зона пассивности. Железо в зоне пассив-
ности термодинамически неустойчиво. Железо покрывается слоем Fe203
или Fe304, который защищает его, изолируя от водного теплоносителя. Ес-
ли пленка твердая, то железо не корродирует. Если же пленка неплотная, то
Рис. 12.46. Поляризационная кри-
вая.

486
Глава 12
корродируют слабо защищенные места, т. е. коррозия питтинговая. Увели-
чение концентрации окислителя увеличивает защитные свойства пленки.
Проведенный анализ показыва-
ет, что кислород, с одной стороны,
способствует протеканию коррози-
онных процессов, с другой — со-
здает защитные оксидные пленки на
металле. Для воды высокой чисто-
ты перевод металла в область пасси-
вации достигается при относитель-
но невысоких концентрациях кис-
лорода (десятки-сотни мкг/кг), что
может быть реально осуществле-
но на электростанциях. Для вод
с большим солесодержанием (при
электрической проводимости свы-
ше 0,2-0,3 мкСм/см) для пассивации
металла необходима высокая кон-
центрация кислорода (десятки грам-
мов на литр воды), что обеспечить
на станциях практически невозмож-
но. Поэтому такие воды надо деаэ-
рировать для удаления кислорода и
предотвращения коррозии металла.
R
1,6
1,2
0,8
0 4
0
-0,4
-0,8
-1,2
-1,6
Ч>
ь
\
:орр
\
\
03И5
Пассивность
!
[ммунит
1
ет
"\
К
\
^
■—..-
S
А X
орро-
зия
0 2 4 6 8 10 12 14
рН
Рис. 12.47. Упрощенная диаграмма Пур-
бэ для системы «железо — вода — кисло-
род» при пассивирующем оксидном слое
из РегОз и Fe304-
12.5.6. Углекислотная коррозия
Углекислотная коррозия возникает при попадании в питательную во-
ду СО2 при недостаточной деаэрации воды. В котловой воде происходят
реакции:
СО2 + Н2О-Н2СО3;
Н2С03 -> Н+ + НСОз ->-2Н+ + COl".
На катодном участке коррозионного процесса (деполяризация):
2Н+ + 2е~ ->2Н-»Н2.
В растворе в зоне анода:
Fe
2+
■СО|" =FeC03.
Таким образом, углекислота способствует коррозионным процессам
как непосредственно, участвуя в анодных и катодных процессах, так и пу-
тем | снижения величины рН. Деаэрация питательной воды предназначена
прежде всего для удаления углекислоты.

12.5. Коррозия металла в пароводяном тракте 487
12.5.7. Щелочная и кислотная коррозия
Щелочная и кислотная коррозия вызываются одной причиной — ло-
кальным изменением рН среды. Минимальная скорость растворения защит-
ной пленки РезС>4 соответствует значениям рНзоо (при температуре 300°С)
от 6 до 9. При рНзоо < 6 пленка магнетита начинает интенсивно растворять-
ся, металл корродирует (кислотная коррозия), аналогично — при рНзоо > 9
(щелочная коррозия). Но при общем допустимом значении рН возможны
места концентрирования кислоты или основания на границе металл-во-
да. Концентрирование электролитов происходит в пористых отложениях
примесей, шлама, имеющих определенную площадь распространения. При
этом коррозия будет равномерной по этой площади. Равномерная щелочная
коррозия возникает при фосфатном водном режиме, когда возможно появ-
ление свободного едкого натра. При концентрациях в порах NaOH в 15-20%
сталь начинает растворяться.
Равномерная кислотная коррозия возникает при слабощелочном вод-
ном режиме. При поступлении примесей в питательную воду (присосы
в конденсаторе, проскок примесей через БОУ и т. п.) под влиянием высокой
температуры вследствие гидролиза солей сильных кислот и слабых основа-
ний получаются кислоты (НС1 и другие).
Концентрирование примесей воды происходит при ее испарении, осо-
бенно интенсивно, в зоне кризиса теплообмена. Увеличение концентрации
солей, подверженных гидролизу, приводит к значительным изменениям ве-
личины рН воды и к щелочной или кислотной коррозии.
Питтинг-коррозия возникает при местном концентрировании кислоты
или щелочи, а также в некоторых других случаях:
— кислотная питтинг-коррозия — при концентрировании кислоты в кор-
розионных язвах;
— подшламовая питтинг-коррозия связана с накоплением железооксид-
ного шлама на участках экранных труб; процессы тепло- и массообмена
ухудшаются, защитный оксидный слой повреждается; за счет взаимодей-
ствия металла с отложениями оксидов железа происходит обезуглерожива-
ние стали, она становится хрупкой и теряет свои механические свойства;
образуются раковины в металле;
— щелочная хрупкость — при концентрировании NaOH в шламе, кон-
структивных щелях и т.п.; происходит коррозия с образованием межкри-
сталл итных трещин;
— коррозионное растрескивание под напряжением аустенитной стали
под воздействием NaOH и (или) хлоридов — образуются транскристаллит-
ные и межкристаллитные трещины;
— водородное коррозионное растрескивание протекает с участием ато-
марного водорода, образующегося в результате коррозионных процессов.

488
Глава 12
Если поверхность металла чиста или покрыта тонким слоем оксидов желе-
за, атомарный водород проникает в металл равномерно по всей поверхно-
сти. При образовании на поверхности слоя отложений водород проникает
в металл на отдельных участках. Водород вступает в реакцию с карбидами
железа и образует метан CHU, при этом происходит обезуглероживание ме-
талла. Водород и метан создают внутреннее давление в металле, приводя
к образованию в нем трещин и его разрушению.
12.6. Материальный баланс примесей в пароводяном
тракте блока и задачи водно-химических режимов
12.6.1. Пути поступления примесей в питательную воду
Для определения путей поступления примесей в питательную воду
рассмотрим принципиальную тепловую схему блока ТЭС (рис. 12.1).
Можно выделить следующие основные пути поступления примеси
в пароводяной тракт блока:
1) С присосами охлаждающей воды в конденсаторе. Присосы охлажда-
ющей воды составляют обычно величину порядка 0,001-0,002%, но иногда
доходят до 0,01-0,02% и выше. На охлаждение конденсатора подается вода
из рек и озер, концентрация примесей в которой доходит до 800-1 000 мг/кг.
В ряде случаев используется вода морей и океанов (концентрация — до
30000 мг/кг).
В итоге количество поступающей примеси в конденсаторе может быть
значительным:
—г?г— = 0,1 мг/кг =100 мкг/кг.
С присосами охлаждающей воды поступают примеси:
а) соли: хлориды, сульфаты, карбонаты, бикарбонаты кальция, магния,
натрия и др.;
б) коллоидные примеси: кремнекислота, органические соединения;
в) взвешенные вещества;
г) газы: О2, СО2, N2 и др.
2) С присосами в сетевых подогревателях. При неплотностях в сетевых
подогревателях возможен присос сетевой воды в конденсат греющего пара,
который сбрасывается в конденсатор. Поступают примеси: соли различ-
ных веществ, кремнекислота, газы. При нормальной работе подогревателей
присосы сетевой воды должны отсутствовать.
3) С добавочной водой. Добавочная вода подается, как правило, в па-
ровое пространство конденсатора, где происходит ее деаэрация. Количе-
ство добавочной воды зависит от типа ТЭС. На конденсационной станции

12.6. Материальный баланс примесей в пароводяном тракте блока 489
и отопительной ТЭЦ добавочная вода восполняет потери на продувку котла,
в уплотнениях турбины, через неплотности во фланцах и арматуре. Все эти
потери составляют 1-3% от паропроизводительности котла. В этом случае
проводят полное химическое обессоливание добавочной воды, концентра-
ция примесей в ней мала (до 50 мкг/кг). Это соединения натрия, продукты
коррозии, газы О2, CO2.
На ТЭЦ производственного типа возможна безвозвратная отдача пара
на технологические нужды и на его восполнение требуется большое коли-
чество добавочной воды (до 20-40% и больше). Добавочная вода в этом
случае проходит более дешевую обработку — глубокое умягчение с ча-
стичным обессоливанием. В такой добавочной воде содержатся соединения
натрия, кремнекислоты, газы — до 500 мкг/кг.
4) Продукты коррозии конденсатного тракта, тракта питательной во-
' ды, сетевой воды, добавочной воды и т. д. Поступают оксиды железа, меди,
кобальта, никеля, цинка и других металлов, входящих в состав сталей, спла-
вов, с которыми контактирует вода.
5) Искусственно вводимые добавки для коррекции водно-химического
режима — в зависимости от ВХР.
Таким образом, питательная вода, поступающая в паровой котел, пред-
ставляет собой раствор в виде различных веществ неорганического и орга-
нического характера. В ней содержатся катионы Na, Ca, Mg, анионы С1~,
SOj~, SiOg~, OH~, COg~ и другие, продукты коррозии конструкционных
материалов (оксиды Fe, Си, CI, Ni, Zn, Со, А1 и др.), летучие примеси Ог,
СО2, NH3, H2, N2 и другие. Кроме растворенных веществ в питательной
воде содержатся и взвешенные частицы различной дисперсности.
Примеси, находящиеся в виде частиц, составляют с теплоносителем
дисперсную систему. Дисперсная система включает дисперсную фазу (ча-
стицы) и дисперсионную среду (теплоноситель).
Дисперсные системы разделяют: а) по размерам частиц: на коллоидные
(диаметр частиц d4 < 0,1 мкм), микрогетерогенные (d4 — 0,1-10 мкм)
и грубодисперсные (d, > 10 мкм); б) по отношению объема дисперсной
фазы к общему объему дисперсной системы на суспензию (отношение < 1)
и шлам (% 1). Шлам может образовываться в застойных участках контуров
циркуляции (нижние коллектора) и барабанах паровых котлов. На участках
с движущимся теплоносителем шлам, как правило, не образуется.
Продукты коррозии в начале своего существования в водном теплоно-
сителе находятся в ионно-молекулярной форме. В результате непрерывной
коррозии концентрация их может быть больше растворимости и образуется
твердая фаза в виде частиц оксидов, гидрооксидов и других соединений.
Дисперсные системы обладают избытком поверхностной энергии
и термодинамически неустойчивы. Дисперсные частицы могут слипаться
между собой, адсорбироваться на поверхности труб.

490
Глава 12
част
мл
5000
4000
3000
2000
1000
N .
- \
_зх
.V.
/1
V2
1 Г^т—4^^ 1
12 3 4 5 6с/, мкм
а)
0 1 2 3 4 5 6 d, мкм
Рис. 12.48. Зависимость численной {а) и массовой (б) концентрации дисперсных
частиц продуктов коррозии в теплоносителе ГРЭС: 1 — конденсат потребителя; 2 —
питательная вода за ПВД; 3 — питательная вода за ПНД; 4 — конденсат турбины.
В водном теплоносителе основное количество (по числу частиц N)
продуктов коррозии состоит из частиц менее 2-3 мкм (рис. 12.48), но от-
носительно небольшое число крупных частиц (до 10 мкм и более) имеют
значительную массу, поэтому максимум по массовой концентрации (с) при-
ходится на частицы с диаметром 4-5 мкм (рис. 12.48).
12.6.2. Удаление примесей из цикла
Концентрацию примесей в питательной воде можно уменьшить за счет:
— уменьшения присосов охлаждающей воды в конденсаторе и сетевой
воды в сетевых подогревателях;
— уменьшения количества добавочной воды и улучшения ее качества;
— снижения интенсивности коррозионных процессов во всем парово-
дяном тракте.
Современные блоки сверхкритического давления на ТЭС оборудуются
блочными обессоливающими установками, в которых происходит частич-
ное улавливание примеси. Для увеличения глубины очистки конденсата
желательно увеличивать долю воды, идущей через БОУ, за счет сброса всех
потоков конденсата после подогревателей в конденсатор.
Для удаления примесей в барабанных котлах организуется продувка —
удаление части воды из барабана или выносных циклонов.

12.6. Материальный баланс примесей в пароводяном тракте блока 491
Летучие примеси потоков воды, направляемых в конденсатор, частич-
но удаляются в конденсаторе, БОУ и деаэраторе. Поступают эти примеси
с присосами воды, через неплотности в конденсаторе и на всасе конденсат-
ного насоса 1-го подъема, образуются в результате коррозии.
12.6.3. Влияние примесей на работу оборудования
Рассмотрим основные неприятности, связанные с наличием примесей
в водном теплоносителе.
Коррозионные процессы в водопаровом тракте энергетического бло-
ка увеличивают концентрацию примесей в воде, снижают механическую
прочность металла, ведут к его растрескиванию. Отложение примесей на
внутренней поверхности обогреваемых труб в паровом котле приводит к по-
вышению температуры стенки вплоть до разрушения, снижению коэффи-
циента теплопередачи и, соответственно, повышению температуры газов по
тракту, увеличению потерь с уходящими газами.
Коррозия металла и отложение при-
месей зависят, в первую очередь, от вод-
но-химического режима блока, а также
от конструктивного выполнения поверх-
ностей нагрева, тепловых потоков, кон-
струкционных материалов.
Концентрация примесей в перегретом
паре лимитируется условиями работы тур-
бины. При отложении примеси в проточ-
ной части турбины увеличивается ее ше-
роховатость и коэффициент сопротивле-
ния трения, скорость дара за счет сужения
проходного сечения, что приводит к ро-
сту перепада давления на ступенях турби-
ны и к увеличению осевого сдвига рото-
ра. Приходится уменьшать расход пара на
турбину и ее мощность. Лопатки турби-
ны, находящиеся в зоне Вильсона (в зоне
конденсации водяных паров), подвержены Рис. 12.49. Баланс примеси водно-
коррозионному растрескиванию, что мо- го теплоносителя в паровом котле,
жет привести к разрыву лопатки с тяже-
лыми аварийными последствиями.
12.6.4. Материальный баланс примесей в паровых котлах
Рассмотрим потоки рабочей среды Z^, концентрация примеси в кото-
рой d (рис. 12.49).

492
Глава 12
В паровой котел питательная вода DnB вносит за единицу времени
(сек., час, год и т.д.) примеси в количестве DnBCnB, гДе Спв — концентра-
ция примеси в питательной воде. В паровом котле концентрация примеси
увеличивается за счет продуктов коррозии (+С£орр) и уменьшается за счет
ее отложения на поверхностях нагрева (~С£ТЛ) и продувки котла в количе-
стве £>ПрСпр, где .Dnp — количество продувочной воды, Спр — концентрация
примеси в ней. Из котла уходит перегретый пар Dn с концентрацией при-
меси Сп. В результате для парового котла материальный баланс примеси
запишется в следующем виде:
-^пв^пв + -^пв^корр = -^пв^отл ~^~ -^ЛфСПр Н~ ^AiCn. (12.71)
Материальный баланс по рабочей среде:
DnB = Dnp + Dn. (12.72)
Проведем преобразования:
\Dn + -/ЛтрДСлв + С^корр ~" ^отл) ~ ДпрСпр + DnCn\
Dn(CnB + Скорр — Сотл) = Аф(Спр — Спв — Скорр -f Сотл) + DnCn; (12.73)
От + Скорр ~ ^отл =^п+ Р{Спр - Спв ~ Скорр + Сотл),
где р — доля продувки:
Р=^- (12-74)
Из (12.73) можно рассчитать необходимую величину продувки р, чтобы
обеспечить заданное качество пара Сп:
_ (Спв + Скорр - Сотл — Сп)
р— — _, _ ^~гк | /^гк • ' VM-'^/
<-Tip <-Т1в Wopp "•" °отл
В барабанных котлах концентрация примеси в паре Сп зависит, как это
видно из материального баланса (12.73), от Спв, доли продувки р, интен-
сивности процессов коррозии и отложения примеси. Концентрация приме-
си Спв определяется процессами в предшествующем тракте. Для снижения
скорости отложения примеси концентрацию Спв необходимо уменьшать.
При этом будет снижаться и доля продувки р (см. (12.75)), что уменьшает
выброс из котла воды и теплоты с продувочной водой. К снижению доли
продувки ведет и повышение концентрации примеси в продувочной во-
де Сир. Наоборот, повышение требования к чистоте пара (снижению С„)

12.6. Материальный баланс примесей в пароводяном тракте блока 493
приводит к увеличению доли продувки и, соответственно, к снижению эко-
номичности парового котла. Следовательно, выбор доли продувки должен
производиться на основе оптимизации не только водно-химического режи-
ма котла, но и блока в целом.
При наличии продувки в котле концентрация примеси в питательной
воде Ст может быть значительно выше, чем в паре Сп, что удешевляет
подготовку воды для барабанных котлов. В прямоточных котлах докрити-
ческого давления, в принципе, можно организовать продувку котла. Для
этого в конце испарительного участка при влагосодержании 1-2% (х =
= 0,98-0,99) устанавливается сепаратор, в котором влага отделяется от
пара и удаляется из цикла. Но при этом возникает ряд трудностей:
1) В прямоточном котле граница между испарительным и перегрева-
тельным участками четко не зафиксирована, она при изменении режима ра-
боты котла перемещается по длине теплопередающих труб; следовательно,
в сепаратор при одном режиме будет поступать пароводяная смесь с боль-
шим водосодержанием, в другом — перегретый пар; система регулирования
водосодержания на входе в сепаратор получается сложной и дорогой;
2) Продувка в прямоточном котле малоэффективна, так как основное
количество примеси образует отложения на стенках труб на более ранних
этапах испарения воды. Поэтому в прямоточных котлах докритического
давления продувка, как правило, не делается.
При сверхкритическом давлении продувку котла в принципе сделать
нельзя. Для прямоточных котлов материальный баланс примесей будет сле-
дующим:
СПв + СКорр ~ Wiji = Сп- (12.76)
Считая, что С£орр и С*тл должны быть сведены до минимально возмож-
ных значений, получим, что
Спв«Сп, (12.77)
т. е. качество питательной воды должно быть близким к качеству пара.
12.6.5. Задачи водно-химических режимов и нормы качества пара
и питательной воды
Водно-химический режим паровых котлов надо рассматривать как
часть водно-химического режима энергетического блока. В общем виде за-
дачей водно-химического режима блока (ВХР) является обеспечение надеж-
ности и экономичности работы всего оборудования блока. Эта задача может
быть решена при:
— обеспечении необходимой чистоты питательной воды и перегретого
пара;

494
Глава 12
— ограничении образования отложений в паровом котле, турбине, трубо-
проводах;
— снижении до безопасного уровня интенсивности коррозионных про-
цессов в оборудовании и трубопроводах.
Решение этих задач определяется типом оборудования, параметрами
водного теплоносителя, материалом оборудования, количеством и составом
примесей и т. п. Учитывая это многообразие условий работы блоков, стано-
вится ясным, что для каждого случая надо выбирать оптимальные методы
решения задач ВХР.
Необходимая чистота пара определяется предотвращением заноса при-
месями проточной части турбины. Паровая турбина чувствительна к отло-
жениям примеси: достаточно 3-4 кг отложений на лопатках, чтобы турбина
300 МВт снизила свою мощность и экономичность. С увеличением давле-
ния перед турбиной уменьшается проходное сечение лопаточного аппарата
и, следовательно, возрастает влияние солевого заноса на ее работу. Поэтому
с ростом давления перегретого пара возрастают требования к его чистоте.
В таблице 12.2 представлены нормы качества пара для барабанных
котлов и котлов сверхкритического давления (по «Правилам технической
эксплуатации электрических станций и сетей»).
Нормирование качества пара ведется по натрию, так как соединения
натрия составляют значительную долю примесей пара, и кремнекислоте,
растворимость которой в паре с ростом давления существенно возрастает,
и она в турбине образует трудносмываемые отложения.
В барабанных котлах нормам табл. 12.2 должен соответствовать не
только перегретый, но и насыщенный пар, поскольку возможно выпаде-
ние примесей в поверхностях пароперегревателя. Концентрация примесей
в насыщенном паре С'п определяется уносом влаги и, %, и растворимостью
в паре, характеризуемой коэффициентом распределения Кр, %,
где концентрация примесей в котловой воде Скв для одноступенчатой схемы
испарения определяется по формуле
скв = (юо+р)- с:\
((ш + Кр)+р)
Величина С'п может быть уменьшена за счет:
— улучшения сепарции влаги от пара (уменьшается ю)\

12.6. Материальный баланс примесей в пароводяном тракте блока 495
Таблица 12.2. Нормы качества пара паровых котлов
Нормируемая
величина
Содержание натрия
(в пересчете на Na),
мкг/кг, не более
Кремниевая кислота
(в пересчете на БЮз),
мкг/кг, не более
Значения рН, не ме-
нее
Удельная электриче-
ская проводимость,
мкСм/см, не более
Прямо-
точные
котлы
СКД
5
15
7,5
0,3
Барабанные котлы
Давление
пара, МПа
3,9
9,8
13,8
7,0 и выше
13,8
ГРЭС и
отопи-
тельные
ТЭЦ
60
15
5
15
7,5
ТЭЦ с про-
изводственн.
отбором
пара
100
25
5
25
7,5
— перевода примесей в соединения с меньшим коэффициентом распре-
деления;
— увеличения продувки р, перехода на двух- или трехступенчатую схему
испарения;
— снижения концентрации примеси в питательной воде.
Концентрацию примеси в паре С„, уходящем из барабана, можно су-
щественно снизить по сравнению с С'п путем организации промывки пара
на специальном устройстве.
Таким образом, в барабанном котле качество пара зависит не толь-
ко от качества питательной воды, но и других факторов. Поэтому нормы
качества питательной воды для этих котлов устанавливаются менее жест-
кие (табл. 12.3), использовать блочные обессоливающие установки в этом
случае экономически не выгодно.
В прямоточных котлах примеси питательной воды переходят в пар или
образуют внутритрубные отложения, что отрицательно сказывается на ра-
боте котла. Качество питательной воды прямоточных котлов должно быть
высокое (табл. 12.3). Добавочная вода проходит химическое обессоливание.
В блоках СКД организуется 100%-ая конденсатоочистка в БОУ для удаления
механических примесей (нерастворенных продуктов коррозии конструкци-
онных материалов), коллоидно-дисперсных и растворенных веществ, попа-
дающих в конденсат за счет присосов в конденсаторе.

496 Глава 12
Таблица 12.3. Нормы качества питательной воды
Нормируемая величина
Общая жесткость, мкг/кг, не бо-
лее
Соединения натрия (Na), мкг/кг,
не более
Соединения железа (Fe), мкг/кг,
не более
Соединения меди (Си), мкг/кг,
не более
Масла и т.п., мкг/кг, не более
Кремниевая кислота (SiOs),
мкг/кг, не более
Значения рН (при обессоленной
добавочной воде)
Удельная электрическая прово-
димость, мкСм/см, не более
Растворенный О2 после деаэра-
тора, мкг/кг
Барабанные котлы
р= 13,8МПа
1
50
20
5
300
40
9,1+-0,1
до 10
Прямоточные
котлы СКД
0,2
5
10
5
100
15
В зависимости
отВХР
0,3
В зависимости
от ВХР
Вторая задача ВХР — ограничение образования отложений в котле —
в барабанном котле решается за счет снижения Скв (продувка, ступенча-
тое испарение), а в прямоточном котле докритического давления может
быть выделена переходная зона для отложения в ней большинства приме-
сей. Во всех случаях устанавливаются предельные концентрации примесей
в питательной воде и проводится коррекция химического состава воды для
уменьшения количества отложений и увеличения их теплопроводности.
Полностью избежать отложений в поверхностях котла не удается, по-
этому для их удаления проводятся периодически химические промывки
котла или его отдельных поверхностей.
В барабанных котлах ограничение жесткости питательной воды (со-
единения Са и Mg) определяется необходимостью избежать их отложения
на стенках труб и образования большого количества шлама, который мо-
жет прикипать к поверхности труб. С увеличением давления в котле (со-
ответственно увеличивается и температура котловой воды) растворимость
большинства соединений Са и Mg уменьшается, возрастает опасность об-
разования отложений. Поэтому с ростом давления допустимая жесткость

12.6. Материальный баланс примесей в пароводяном тракте блока 497
питательной воды снижается. Для котлов, сжигающих мазут с высокими
тепловыми потоками в топке, содержание Са и Mg должно быть уменьшено.
Нормирование кремнекислоты в питательной воде производится из
расчета обеспечения чистоты насыщенного пара с учетом продувки кот-
ла и промывки пара.
Свободная угольная кислота (ССЬ) в воде после деаэратора должна от-
сутствовать, а величина рН питательной воды должна быть в пределах 9,1+-
0,1. Нормирование угольной кислоты и кислорода обусловлено тем, что
они вызывают коррозию пароводяного тракта. Для связывания кислорода,
присутствующего в питательной воде за счет присосов в вакуумной части
конденсатного тракта и неполностью удаленного при деаэрации, произво-
дится обработка турбинного конденсата гидразином N2H4. Поддержание
гидразина в пределах 20-60 мкг/кг перед котлом обеспечивает подавление
кислородной коррозии.
Связывание остаточной после деаэратора концентрации углекислоты
производится аммиачной обработкой питательной воды. Аммиак NH3 свя-
зывает угольную кислоту и повышает рН до величин слабощелочной среды,
при которой коррозия углеродистых сталей снижается. Чрезмерное количе-
ство аммиака (свыше 1 000 мкг/кг) приводит к аммиачной коррозии латун-
ных трубок конденсатора и ПНД.
Примеси железа образуют малотеплопроводные отложения на теплона-
пряженных поверхностях нагрева, приводящие к пережогу труб. С ростом
давления в котле интенсивность образования железоокисных отложений
увеличивается (уменьшается растворимость, увеличиваются тепловые по-
токи). Количество соединений железа в питательной воде зависит, в основ-
ном, от интенсивности коррозионных процессов во время работы и при
простоях оборудования. Повышенное против норм содержание железа сви-
детельствует о нарушениях при проведении коррекционной обработки пи-
тательной воды. Существенное влияние на концентрацию железа в воде
имеют предпусковые химические очистки, эффективная консервация обо-
рудования при его простоях и т. п.
Содержание меди нормируется из условий предотвращения медных
отложений в трубах с максимальными тепловыми потоками.
Содержание масел в питательной воде ограничивается в связи с резким
увеличением термического сопротивления экранных труб при образовании
маслянистой пленки на поверхности металла.
В прямоточных котлах СКД качество питательной воды должно быть
равным или близким к качеству пара.
Растворимость соединений меди, натрия и кремнекислоты в водном
теплоносителе СКД достаточна велика, и эти соединения проходят котел
транзитом. Допустимые концентрации Си, Na и SiCb в питательной воде
обусловлены надежной работой турбины.

498
Глава 12
Снижение допустимых концентраций соединений железа и солей жест-
кости в питательной воде направлено на уменьшение скорости роста мало-
теплопроводных отложений в радиационных поверхностях нагрева, особен-
но в котлах, сжигающих мазут.
Интенсивность образования железоокисных отложений в котле зависит
не только от концентрации железа в питательной воде, но и от скорости кор-
розионных процессов в самом котле. Поэтому водно-химические режимы
прямоточных котлов должны обеспечивать подавление коррозии во всем
пароводяном тракте блока.
Как уже отмечалось, на блоках СКД производится очистка конденса-
та турбин на БОУ. Особенно важную роль играет конденсатоочистка при
пусках и других неустановившихся режимах, когда содержание продуктов
коррозии и других загрязнений в теплоносителе резко возрастает.
Третья задача ВХР — снижение интенсивности коррозионных процес-
сов — решается путем ввода в конденсат и питательную воду реагентов,
снижающих скорость коррозии, создающих на поверхности металла защит-
ные пленки с высокой теплопроводностью.
Таким образом, для выполнения своих задач воднохимические режимы
энергетических установок должны обеспечить выполнение норм качества
пара и питательной воды, а также ряда других условий, обеспечивающих
надежную и экономичную работу оборудования. В частности, в табл. 12.4
приведены допустимые значения ряда показателей работы блока, обуслов-
ленные водно-химическими режимами (эти показатели оцениваются при
сжигании мазута через 7 000 часов, а при сжигании газа и твердых топ-
лив — через 24000 часов эксплуатации).
12.7. Закономерности отложения примеси в паровых
котлах
При контакте водного теплоносителя с поверхностью оборудования
блока происходит отложение примеси на этой поверхности за счет кристал-
лизации, адсорбции, электростатического взаимодействия, механического
зацепления, капиллярного эффекта и т.д. Количество и состав отложений
зависит от концентрации и вида примеси, температуры поверхности и теп-
лоносителя, теплового потока и т. д.
Одним из главных механизмов образования отложений является кри-
сталлизация примеси на поверхности из раствора.
12.7.1. Кристаллизация веществ из раствора
Процесс кристаллизации состоит из двух стадий: образование центров
кристаллизации (зародышей) и рост кристаллов (зародышей). Зародышами

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 499
Таблица 12.4. Допустимые значения показателей работы блока СКД, определяемые
качеством водно-химического режима
Показатели работы блока
Занос проточной части ЦВД турбины (относи-
тельный рост давления в регулирующей ступе-
ни)
Скорость роста температуры наружной стенки
трубы НРЧ
Температура наружной стенки трубы
Загрязненность внутренними отложениями труб
НРЧ
Скорость равномерной коррозии стали водокон-
денсатного тракта
Скорость язвенной коррозии стали поверхно-
стей нагрева парового котла за 5 лет
Присосы охлаждающей воды в конденсаторе
Допустимые
значения
3%
5°С/1000 ч
не выше 545°С
150 г/м2 (мазут)
300 г/м2 (газ, уголь)
25 мг/(м2ч)
0,05 мм/год
0,003%
могут служить не только самопроизвольно образовавшиеся частицы самого
вещества, но (центрами кристаллизации) любые другие частицы, способные
адсорбировать на своей поверхности молекулы или ионы кристаллизующе-
гося вещества. Такого типа центры всегда присутствуют на поверхности
труб и в объеме водного теплоносителя. Поэтому первая стадия кристалли-
зации в реальных условиях не лимитирует скорость всего процесса.
Рост кристаллов определяется двумя процессами: диффузией строи-
тельных частиц к поверхности кристалла и введение их в определенные
места кристалла.
Рассмотрим изменение концентрации примеси вблизи поверхности
кристалла (рис. 12.50).
На поверхности кристалла концентрация примеси соответствует рас-
творимости вещества С° при температуре в данной точке (на поверхности
кристалла, трубы и т. д.).
Около кристалла находится поверхностный слой жидкости толщи-
ной 5q, в пределах которого действуют силы ван-дер-ваальсовского, электро-
статического взаимодействия между молекулами твердой фазы и жидкости.
Этот слой жидкости практически неподвижен.
Поверхностный слой жидкости контактирует с диффузионным при-
стенным слоем толщиной SR, в котором перемещение примеси (в молекуляр-
ной или дисперсной форме) происходит за счет диффузии под воздействием
градиента концентрации (точнее — градиента химического потенциала). На

500
Глава 12
Кристаллы
Ш
Рис. 12.50. Изменение концентрации Рис. 12.51. Схема процесса собственно
примеси около поверхности кристал- кристаллизации вещества,
ла в процессе кристаллизации веще-
ства из раствора.
границе этих слоев концентрация примеси d. Дальше располагается ядро
потока (в двухслойной модели пристенного слоя) с концентрацией приме-
си Сп.
Интенсивность доставки вещества через диффузионный слой к поверх-
ности кристалла <7д, кг/(м2с)5 рассчитывается по уравнению Фика
Л
DxdC
dx '
(12.78)
где Дк — коэффициент диффузии, рассчитанный по средней температуре
жидкости в диффузионном слое.
Принимая, что изменение концентрации примеси в диффузионном слое
близко к линейному, преобразуем (12.78):
Л
дда - сп) Ак(сп ~ d)
*д
*д
(12.79)
Процесс собственно кристаллизации вещества можно разделить на два
этапа (рис. 12.51): адсорбция частицы поверхностью, миграция ее в поверх-
ностном слое жидкости к свободному месту в кристаллической решетке,

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 501
внедрение в кристаллическую решетку. Этот процесс обычно описывается
уравнением химической реакции первой степени
JKp = Kp{Ci-C°), (12.80)
где JKp — скорость роста кристалла, кг/(м2с); Кр — константа скорости
реакции.
Константа скорости реакции зависит от вещества, коэффициента диф-
фузии частицы в поверхностном слое DCT (по температуре стенки), кри-
сталлической решетки, дефектов в ней и т. д.
В стационарном режиме 7Д = JKp = J. Результирующий поток будет
равен
J = KK?(Cn-C°), (12.81)
где Ккр — коэффициент скорости кристаллизации.
Исключим из (12.79) и (12.80) концентрацию d:
(12-79:С"-с-7д((Ак));
из (12.80): Ci-C° = J4,(^-).
После сложения
из i
Сп-с°~л((а5^)+ЛрШ
или
Cn~c°-J(ya5w+]fe)'
•(Яж/*д) "Р'
Сопоставление полученного выражения с (12.81) показывает, что
к7Р = (ВДО + V (1182)
Отсюда коэффициент скорости кристаллизации будет равен
1 D
кр " 6a/Dx + \/Кр ~ (йд + DJKP)' К-- '
Коэффициент скорости кристаллизации определяется скоростью до-
ставки примеси к месту кристаллизации и скоростью самого процесса кри-
сталлизации.
Если скорость доставки значительно меньше скорости реакции
(Дк/<5Д « Кр), то А'кр « Дк/£д, т.е. весь процесс кристаллизации кон-
тролируется доставкой вещества. Наоборот, при Кр < Дк/£л коэффициент

502
Глава 12
Ккр « Кр. Следовательно, процесс кристаллизации какого-либо вещества
из раствора на твердой поверхности определяется стадией, идущей с наи-
меньшей скоростью.
Введем понятие пересыщения раствора /3
(С - С0)
С0
Тогда скорость кристаллизации
]-^«<шшд1'"- <1285)
При больших пересыщениях скорость собственно кристаллизации вы-
сока и лимитирующей стадией становится диффузия вещества к поверхно-
сти кристалла. Доставка вещества к кристаллу ограничивает скорость его
роста и при высоких температурах, так как с увеличением температуры Кр
растет. Для водных растворов солей и некоторых веществ органического
происхождения диффузия контролирует рост кристаллов при температуре
выше 45-50°С.
С уменьшением пересыщения возрастает роль процесса собственно
кристаллизации. Рост кристаллов происходит и при очень маленьких пере-
сыщениях. Этот процесс связан с наличием дефектов в структуре и дисло-
кациями в растущем Кристалле. К дефектам относятся трещины, изломы,
шероховатости поверхности. При пересыщении порядка (3 « 10~3 и выше
скорость роста кристаллов может быть представлена в виде зависимости
J = aKpD7KpC°, (12.86)
где акр характеризует опорные размеры кристалла.
Как видно из анализа процесса кристаллизации, в доставке вещества
и собственно кристаллизации существенную роль играют диффузионные
процессы. При Дк « 0 Ккр « 0, кристаллизация вещества происходить
не будет. Если же DCT « 0, то Кр « 0, т.е. при наличии примеси около
поверхности твердой фазы сам процесс кристаллизации не происходит.
Когда возможны эти случаи в паровых котлах?
При сверхкритическом давлении в зоне максимальной теплоемкости
(рис. 12.52) происходит резкое снижение коэффициента диффузии вещества
в водном теплоносителе. Это связано с коренной перестройкой структуры
воды, когда подвижность ее молекул и коэффициент самодиффузии воды
резко снижаются.
Рассмотрим изменение температуры водного теплоносителя при сверх-
критическом давлении по длине обогреваемой трубы в какой-то момент
времени. На рис. 12.53 показано, что в сечении 1-1 температура воды ста-
новится равной температуре максимальной теплоемкости Тмт у поверхности

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 503
Рис. 12.52. Зависимость коэффициента. Рис. 12.53. Граница температуры макси-
диффузии вещества в водном теплоно- мальной теплоемкости Тмт в потоке вод-
сителе при сверхкритическом давлении ного теплоносителя,
от температуры.
трубы, а затем, по мере прогрева среды, зона с Тмт проникает все дальше
по сечению трубы, пока ядро потока (в сечении 2-2) не прогреется до этой
температуры.
Когда температура среды в поверхностном слое у кристалла близка
к Тмт (в районе сечения 1-1 на рис. 12.53), DCT резко снижается, что тормо-
зит сам процесс кристаллизации (рис. 12.54). Дальше по ходу среды DCT уве-
личивается, рост кристалла возобновляется. Но зона Тмт смещается в диф-
фузионный пристенный слой, Иж и скорость доставки резко уменьшаются
(условно сечение 3-3 на рис. 12.53), что приводит к снижению скорости
роста кристалла (рис. 12.54, сечение 3-3).
Таким образом, при изменении температуры водного теплоносителя
СКД по длине трубы возможны участки, где скорость кристаллизации при-
меси и, следовательно, роста массы отложений на поверхности трубы за-
медляется из-за снижения скорости диффузии вещества.
12.7.2. Изменение массы отложившейся на стенке примеси во времени
Рассмотрим процессы на границе водный раствор-стенка трубы
(рис. 12.55). На поверхность стенки за счет кристаллизации вещества по-
ступает дп примеси за счет адсорбции #адс. Часть продуктов коррозии дк
остается на поверхности стенки. Так как наружный слой отложений, как
правило, рыхлый, неустойчивый, то часть отложений дш смывается и уно-
сится потоком теплоносителя. В результате этих (и некоторых других) про-
цессов на поверхности стенки образуется слой отложений д, мг/м. Так как
в общем случае адсорбция мала, то в дальнейшем выводе мы ее не будем
рассматривать.

504
Глава 12
д* мг/м2
Рис. 12.54. Изменение скорости кристал- Рис. 12.55. Схема потоков примеси в си-
лизации вещества J по длине обогрева- стеме «слой отложений — водный тепло-
емого канала. носитель».
Изменение массы отложившейся на стенке примеси во времени, в об-
щем случае, определяется соотношением количества поступившей примеси
и уносом (смывом) примеси со стенки. Количество поступившей примеси
за время dt, с, на единицу поверхности стенки дп, мг/м2, за счет ее кристал-
лизации равно
9и = JKpdt = Ккр(Сп - Сс°т) dt. (12.87)
Смыв отложений дш, мг/м2 за время dt пропорционален величине от-
ложений д, мг/м2, и касательному напряжению г на границе слоя отложений
9ш = Кштд dt.
(12.88)
В паровых котлах местное уменьшение величины отложений может
происходить не только путем их смыва, но и за счет механического разру-
шения защитной пленки при изменении температурного режима труб (пуск,
останов, переменный режим), так как коэффициенты линейного расшире-
ния магнетита (8,46 • 10~6 1/°С) и стали (12 • 1СГ6 1/°С) существенно
различаются. Это необходимо учитывать при анализе промышленных дан-
ных и определении по ним коэффициента Кш.
Количество отложений увеличивается путем коррозии металла. Ско-
рость коррозии зависит от температуры. В частности, при температуре ме-
талла свыше 572°С процесс пароводяной коррозии интенсифицируется, при
этом ускоряется рост отложений и температуры металла. Температура вну-
тренней поверхности трубы зависит от толщины слоя отложений 50Т]1:
tm - t
q 5mjl
A") IЛ

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 505
Следовательно, величина отложений влияет на скорость коррозионных
процессов. Исходя из этого, запишем, что количество продуктов коррозии,
поступивших в слой отложений за время dt, дк пропорционально величине
отложений:
gK = kfgdt. (12.89)
Суммарная скорость роста отложений dg/dt определится из (12.87),
(12.88), (12.89):
^=Ккр(Сп-С°т) + к'д-Кштд =
где
Ккр(Сп - Сс°т) - (Кшт - k')g = a-bg, (12.90)
а = ККР(СП - Сс°т); Ь = Кшт - к'. (12.91)
Начальные условия:
при£ = 0 д0 = 0. (12.92)
Наиболее простой вид формула (12.90) принимает при Ъд — 0:
dg
dt
KKp(Cn - С°т) = а. (12.93)
Это уравнение соответствует следующим условиям:
1. величина отложений определяется процессом кристаллизации (ад-
сорбции);
2. величина д пренебрежимо мала, что возможно в начальный период
образования отложений;
3. Кем равно нулю — нет смыва отложений; за счет кристаллизации
образуются мелкие кристаллы, которые к тому же уплотняются адсорбиру-
ющимися молекулами; kf равно нулю — нет коррозии металла;
4. Кш и к' не равны нулю, но Кшт — kr — 0, т.е. Кшт = к' может
иметь место при определенном сочетании параметров.
Решение уравнения (12.93) дает формулу прямой линии:
д - АГкр(С„ - Cc°r)t = at. (12.94)
На рис. 12.56 эта прямая линия обозначена условие^ Кшт - к'.

506
Глава 12
9лнн2
,К>^Ксмт/4
t, час
Рис. 12.56. Зависимость массы отложений д от времени процесса t.
Приведем решение полного уравнения (12.90):
dg ,, d(a - Ьд)
(а - Ьд) (а - Ьд)
d\n(a-bg) = -bdU \n{a-bg)=-bt+lnC; при t=0: 0=0; С=а;
а — Ьд — аехр(—Ы)\
g^)(l-eM-bt)^ -
(12.95)
Если к' < Ксмт, то при t —> оо система приходит в динамическое
равновесие:
1<кР(Сп - Сс°т)
</ - —— —- = const = gmH. (12.96)
Кшт-fc'
В этих условиях интенсивность смыва отложений равна интенсивности
поступления примеси из потока воды и коррозии металла. Минимальная ве-
личина даш\ соответствует к/ = 0 (рис. 12.56). При к' > 0 установление
равновесия затягивается во времени, а величина дтпг увеличивается. Вли-
яние других факторов: а) А'кр Г дтт Т ; б) Сп Т fhum f; в) Кш | <дгД11„ 1-
При к' > Ксмт формула принимает вид:
'/^(С,-О
■'"(1^^)(-№'-ад*)-Ч-
(12.97)

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах
507
тыс. час.
Рис. 12.57. Влияние коррозионных про-
цессов на массу отложений примеси.
Рис. 12.58. Изменение массы оксидов
железа (РезС>4) в НРЧ котла ПК-41
в ходе эксплуатации.
В этом случае динамическое равновесие не устанавливается, а при
увеличении времени масса отложений растет с убыстряющейся скоростью
(рис. 12.56). Такой характер зависимости устанавливается при температу-
ре стенки выше 572°С, когда интенсифицируется пароводяная коррозия.
В начальный период роста отложений скорость коррозии мала (кривая 2,
рис. 12.57) и величина д изменяется по кривой 1 (рис. 12.57). В момент
времени tKOpp температура стенки достигает значения 572°С, кривая корро-
зии 2 резко возрастает и суммарная кривая 3 так же растет. Такой характер
зависимости зафиксирован в НРЧ котла ПК-41 при q = 520-580 кВт/м
(рис. 12.58).
В обогреваемых трубах по условиям обеспечения надежного тем-
пературного режима определяется предельно допустимая масса отложе-
ний даои, г/м2. Полученные зависимости дают возможность определить вре-
мя работы поверхностей нагрева, за которое произойдет накопление дяоп,
после чего необходимо производить химическую промывку поверхностей
парового котла. Межпромывочный период tMn зависит от качества воды,
водно-химического режима, теплового потока и т. п.
На рис. 12.59 показано изменение во времени t массы отложений на
стенке д и температуры наружной поверхности стенки £"т. Максимально
допустимой температуре стенки по окалинообразованию [£"т] соответствует
допустимая величина отложений даоп. По этой величине определяют время

508
Глава 12
промывки поверхностей нагрева от образовавшихся отложений, т. е. меж-
промывочный период.
Из формулы (12.95) получаем
exp(-W) = l -~ (12.98)
или
-*-b(l-#).
Отсюда для д = дтп определяем межпромывочный период
tMn—(f)ln(l-^). (12.99)
Раскрывая b и а, получаем
Выражение (12.100) дает возможность определить влияние различных
факторов на межпромывочный период.
12.7.3. Особенности отложения примесей в прямоточных котлах СКД
Особенности отложения примесей по тракту данного котла связаны
с изменением характеристик тепло- и масообмена в зоне большой теплоем-
кости (ЗБТ). В ЗБТ существенно снижаются значения коэффициента диф-
фузии (рис. 12.52), при этом замедляются все процессы, связанные с диф-
фузией примеси.
На рис. 12.60 представлены профили скорости, температуры и концен-
трации примеси по сечению обогреваемой трубы.
Рассмотрим профиль концентрации примеси. Как правило, примеси,
находящиеся в водном теплоносителе, имеют сходство с веществами, вхо-
дящими в металл труб. За счет ван-дер-ваальсовых сил притяжения, Элек-
тростатических сил и других концентрация примеси у поверхности металла
существенно больше, чем средняя величина концентрации в потоке С„ (слу-
чай «а» на рис. 12.60). При кристаллизации вещества на поверхности трубы
концентрация примеси непосредственно у поверхности трубы снижается
(случай «б»).
С учетом этих замечаний рассмотрим изменение температуры водного
теплоносителя и концентрации примеси по ходу среды в прямоточном котле
сверхкритического давления.

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 509
*м„ t, час
Рис. 12.59. Определение межпромывоч-
ного периода tM„.
ПС
4-
шшш
сп
Рис. 12.60. Изменение скорости
w9 температуры t и концентрации
примеси С по сечению потока,
На рис. 12.61, а изображены графики изменения средней энтальпии
потока Лп, средней температуры потока tn и температуры на внутрен-
ней поверхности стенки tcl. В отличие от энтальпии потока, температу-
ра потока изменяется по длине трубы нелинейно в зоне, где темпера-
тура потока близка к температуре максимальной теплоемкости £мт, ско-
рость роста температуры по длине трубы при этом значительно сни-
жается. В сечении zCT (см. рис. 12.61,а) температура стенки дости-
гает значения tm и может наступить режим ухудшенного теплообме-
на, температура стенки при этом резко возрастает. При подходе к се-
чению 2„, где *п ^ £мт» существенно увеличивается удельный объ-
ем водного теплоносителя, что приводит к росту линейной скорости
потока и улучшению теплообмена между стенкой трубы и ядром по-
тока. В этой зоне наблюдается снижение температуры стенки тру-
бы.
Растворимость веществ в ЗБТ уменьшается4 с ростом температуры,
а затем растворимость может расти. Характер изменения растворимости
вещества в двух сечениях трубы (Сс°р С,?) по длине трубы показан на
рис. 12.61, б — по температуре стенки С°7 и температуре потока С„. Здесь же

510
Глава 12
Рис. 12.61. Распределение по длине трубы температуры потока (а), концентрации
, примеси (б) и массы отложений (в).
показано изменение средней концентрации примеси в потоке Сп (при z — 0
Сп == Свх) и вблизи стенки Сст (как уже отмечалось, Ссг > Сп).
Величина С*)ин характеризует минимум растворимости по длине тру-
бы. Возможны случаи! 1) С'вх < СМИЬр 2) С'вх > Смин. В первом случае
примесь должна была бы пройти через паровой котел транзитом, однако,

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 511
М. r/MJ
как уже отмечалось для легко-
растворимых веществ, за счет ад-
сорбционных процессов Сст > Сп
и часть примеси все же осаждается
на поверхности нагрева. Для про-
дуктов коррозии железа характерен
второй случай, который и представ-
лен на рис. 12.61,6.
В сечении гшч Сст > С°т и на-
чинается процесс кристаллизации
вещества на стенке, масса отложе-
ний д увеличивается (рис. 12.61, в).
При увеличении концентрационно-
го напора (ССт - С£т) СК0Р0СТЬ
роста отложений dg/dr возраста-
ет. При приближении tCT к тем-
пературе максимальной теплоемко-
сти скорость диффузии в поверх-
ностном слое жидкости резко па-
дает, что приводит к торможению
собственно процесса кристаллиза-
ции, величина dg/dr и д снижает-
ся (рис. 12.61, в, сечение zCT). При
этом в пристенном слое жидкости
создается избыток примеси и может
начаться кристаллизация в объеме
слоя на имеющихся там частицах
примеси.
Когда tCT > tMT, кристаллиза-
ция на стенке ускоряется и масса от-
ложений растет. Кристаллы из объ-
ема пристенного слоя частично оса-
ждаются на наружном (эпитактиче-
ском) слое отложений. Достигнув
максимума, скорость роста отложе-
ний падает. Это снижение величи-
ны dg/dr обусловлено достижени-
ем ЗБТ ядра потока (tu —> £мг), когда
массообменные процессы в потоке теплоносителя замедляются (скорость
диффузии падает) и уменьшается доставка примеси из ядра в пристенный
слой. Второй минимум dg/dr находится в области сечения zn (рис. 12.61).
При дальнейшем прогреве ядра потока массообменные процессы улуч-
240
220
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
280
/
/
\
/
и
А
\\
н
А
!
/\
1
к
[ \
2 Л
Л
V
-4
и
>-з
\ .
У
^и
/
/
/
s
300 320 340 360 380/L, °С
'ср»
1
Рис. 12.62. Структура отложений в экра-
нах топочной камеры котлов блоков
300 МВт при гидразинном водном режи-
ме. Масса: 1 — коррозионного подслоя;
2 — внутреннего слоя; 3 — наружного
слоя; 4 — общая слоя огложений.

512 ГЛАВА 12
шаются, величина dg/dr и д снова растет, достигая третьего максимума.
Последующее снижение скорости роста отложений связано с уменьшени-
ем концентрации в потоке Сп, на стенке Сст и концентрационного напо-
ра (Сст - О
Таким образом, при СКД весь диапазон отложений можно разделить
на три участка: z < zcr (tcl < tm); zCT < z < zn (tCT > tm > tn); zn < z
(tn > tMT). В пределах каждого из участков скорость роста отложений дости-
гает максимального значения (dg/dr)MaKC. Зависимость (dg/dr)MaKC от теп-
лового потока, массовой скорости и других параметров на разных участках
различна.
На котлах блоков 300 МВт проводились исследования отложений
в экранах топочной камеры при гидразинном водном режиме. Определя-
лась общая масса отложений М0бщ, г/м , масса наружного Мнар, внутрен-
него Мв„ слоев, а также масса коррозионного подслоя Мкорр. На рис. 12.62
показано распределение этих величин по ходу среды (от температуры сре-
ды £ср). На этих графиках видны все три диапазона отложений, наибольшее
количество отложений выявлено во втором диапазоне. Качественно про-
мышленные данные соответствуют кривым рис. 12.61.
12.7.4. Особенности отложения примеси в прямоточном котле
докритического давления
Особенностью отложения примеси в прямоточном котле докритическо-
го давления является полное упаривание воды в испарительных поверхно-
стях нагрева и, соответственно, повышение концентрации примеси в жид-
кой фазе.
Представим прямоточный котел ДКД в виде трубы, на вход которой
подается питательная вода, а на выходе — перегретый пар (рис. 12.63). По
ходу рабочей среды имеются экономайзерный (эк), испарительный (исп)
и перегревательный (пе) участки.
На испарительном участке происходит испарение воды, при этом часть
примеси переходит в паровую фазу, а основное количество примеси оста-
ется в жидкой фазе двухфазного потока.
Напишем баланс примеси в пароводяной смеси
Спв = Сж{1-х) + Спх, (12.101)
где С'ж, Сп — концентрация примеси в жидкой и паровой фазах; х — массо-
вое паросодержание.
Преобразуем формулу (12.101):
Спв=Сж-(Сж-С,)л:-Сж(1-(1-^)л-)=Гж(1-(1-Ар)гр), (12.102)

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах
где Кр — коэффициент распределения примеси
К„
^ж
513
д.
^.
1 .
" _~~ _Г _~* .
" ~~ JT ""
эк
Т Т Т
— Сж — — ^^-т—
исп
\
сп
\
пе
i
D„
►
Рис. 12.63. Принципиальная схема прямоточного котла докритического давления.
Из (12.102) определим относительное изменение концентрации приме-
си 7ж в жидкой фазе:
1
' Сив (1 - (1 - Кр)х)
Для паровой фазы аналогично:
(12.103)
7п -
Сп
#„
Ст (1 - (1 - Кр)х)
Для сильных электролитов Кр <С 1, тогда
, 1
= ^р7ж-
(12.104)
7ж
^ж
(1-Х)'
(12.105)
В этом случае при х —> 1 концентрация бесконечно растет (рис. 12.64).
У слабых электролитов Кр составляет сотые и десятые доли, что су-
щественно снижает концентрацию примеси в жидкой фазе и увеличивает
в паровой (рис. 12.64). При Кр = 1 7ж = 7п =' 1> вся примесь из во-
ды, в принципе, может перейти в пар. Это условие отвечает критическому
давлению.
17 Котельные установки

514
Глава 12
си
-j
-]
н
J
н
кр=о
^
1
/
/
~"£о
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
Рис. 12.64. Зависимость относительного увеличения концентрации примеси в жид-
кой фазе от массового паросодержания.
Из рис. 12.64 видно, что даже при Кр = 0,2 концентрация примеси
в жидкой фазе при х = 1 в 5 раз больше концентрации в питательной воде.
Растворимость примеси в пароводяной смеси уменьшается от раство-
римости в воде на линии насыщения Сж до растворимости в паре С®:
(7°в = С£(1 -х) + С°пх = С° - (С£ - С°п)х. (12.106)
На рис. 12.65 показано изменение растворимости по длине обогре-
ваемой трубы. Возьмем концентрацию примеси в питательной воде Спв
меньше, чем минимум растворимости в паре (С„ )мнн (если больше — рас-
суждения будут аналогичны). По мере испарения воды Сж увеличивается
и в каком-то сечении будет Сж > С®в, т.е. начнется отложение примеси
на стенке трубы. Отложение примеси будет происходить до сечения, где
находится (Сп)м„н. На рис. 12.65 показаны две кривые для Сж. Для кри-
вой 1 диапазон отложений мал, но величина их большая (рис. 12.65,6).
У второй кривой диапазон отложений больше, а максимальная величина —
меньше. Характер отложений зависит от давления, концентрации примеси,
коэффициента распределения и других факторов.
При малых тепловых нагрузках (паровые котлы малой мощности на
низкое давление), когда кризис кипения происходит при больших значе-
ниях х, характер отложений аналогичен кривым 1 на рис. 12.65. В этом

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах
515
Рис. 12.65. Изменение концентрации примеси (а) и массы отложений (б) по длине
обогреваемой трубы в прямоточном котле ДКД.
случае имеет смысл зону интенсивных отложений (х > 0,75-0,8) выне-
сти из топки в конвективную шахту, где тепловой поток ниже в несколько
раз. Такую поверхность нагрева называют переходной зоной. В ней проис-
ходит доиспарение воды и частичный (на 20-30°С) перегрев пара. Назна-
чение переходной зоны состоит в накапливании отложений на внутренней
поверхности труб до величин, предельнодопустимых для температурного
режима труб. В переходной зоне на единицу поверхности можно допустить
отложений больше во столько раз, во сколько в ней меньше тепловой по-
ток (по сравнению с топочными экранами, при одинаковых марках стали)
(индексы: кш — конвективная шахта, т — топка):
Af = ^
•^отл
д«
<7кш£;
кш
отл
^отл
А«
AtKiU •
^-^отл' г-
ёкш
Qkiu
При высоких тепловых потоках и высоком давлении среды диапазон
отложений сильно расширяется и организовать переходную зону практи-
17*

516 ГЛАВА 12
чески не удается. К тому же основнаямасса примеси выпадает на стенку
в зоне кризиса теплопередачи 2-го рода, г. е. при относительно низких зна-
чениях массового паросодержания.
12.7.5. Образование отложений в барабанных паровых котлах
а) Концентрирование примеси в котловой воде
Особенность образования отложений в барабанных паровых котлах за-
ключается в том, что по мере испарения воды в подъемных трубах конту-
ров циркуляции в котловой воде (вода в барабане и контурах циркуляции)
происходит накапливание примесей. Когда концентрация примесей в кот-
ловой воде Скв будет больше растворимости ее С£в, начнется непрерывный
рост отложений примеси в трубах контура циркуляции, в первую очередь —
в обогреваемых испарительных трубах. Чтобы не допустить этого или, по
крайней мере, ограничить рост отложений в приемлемых размерах, в ба-
рабанных котлах организуется непрерывная продувка — удаление из котла
небольшого количества продувочной воды Dnp с большой концентрацией
примеси Спр. При этом расход питательной воды увеличивается:
Dm = D + Dnp = Z?(l + ~^), (12.107)
где D — паропроизводительность котла.
Количество продувочной воды выражают в %, р, от паропроизводи-
тельности:
,-(£).!».
Составим схему потоков воды и пара с указанием соответствующих
концентраций (рис. 12.66). В барабан с питательной водой за 1 час вносится
примеси в количестве DmCnB, а уходит: с паром DCIU с продувочной водой
ДфСпр- Часть примеси образует отложения в трубах DnBAC0TJ]. С учетом
этих потоков примеси составим солевой баланс барабана:
АЛ - DCn + DnpCnp + ДтАС0ТЛ, (12.108)
Принимаем, что внутренние загрязнения недопустимы (ДС0Тл = 0).
С учетом материального баланса (12.107) запишем солевой баланс в отно-
сительных единицах (разделим на D):
(100+ р)Спв = ЮОСп +рСпр. (12.109)
Определим величину продувки:
\^- пр t-'MB/

12.7, Закономерности отложения примеси в паровых котлах 517
Рис. 12.66. Принципиальная схема устройства продувки барабанного котла: 1 — ба-
рабан котла; 2 — заборные точки непрерывной продувки; 3 — сборный коллектор
непрерывной продувки; 4 — запорные клапаны; 5 — регулировочный клапан про-
дувки; 6 — расширитель; 7 — отвод пара в деаэратор; 8 — отвод продувочной воды;
9 — поверхностный теплообменник; 10 - теплоиспользующая вода; 11 — дренаж
охлажденной продувочной воды; 12 — периодическая продувка и дренаж котла.
Величина продувки увеличивается при ухудшении качества питатель-
ной воды (больше Спв), при повышении требований к качеству пара (Сп
уменьшается). С увеличением концентрации примеси в продувочной воде
величина продувки уменьшается.
Концентрация примеси в паре Сп зависит от выноса влаги и, %, и ко-
эффициента распределения Кр, %:
Сп = 0,0Ци + Кр)Скв = 0,01 KRCKB, (12.111)
где Кв — суммарный коэффициент выноса примеси, %.
Из рис. 12.66 видно, что для рассматриваемой схемы С„р — Скв. Под-
ставляя выражения для С„ и Спр в (12.109), получим
(Ш+р)Спв = КвСкв+РС>

518
Глава 12
Отсюда
(100+ р)
Скв-Спв^ /(, (12.112)
(#в + Р)
т.е. Скв = f(Cm,p, #в).
Относительное повышение концентрации примеси в котловой воде 7кв
за счет испарения воды определим по формуле
*.-§* = *££4- (12.113,
Спв {Кв + р)
Расчеты по этой формуле представлены на рис. 12.67. Из этих данных
видно, что при Кв « 0 (сильные электролиты) эффективность продувки
очень высока: при р — 1% степень концентрирования примеси уменьшилась
от бесконечности до 101, а при р = 5% — до 21. Для продуктов коррозии
и слабых электролитов (Кр — единицы и десятки процентов) эффективность
продувки падает.
Снижать Скв можно и за счет улучшения подготовки питательной во-
ды Спв (рис. 12.68).
Допустимая величина Скв определяется из следующих условий:
— при снижении Скв уменьшается величина загрязнений поверхностей
нагрева, улучшается температурный режим труб, увеличивается срок
работы до очередной промывки поверхности для удаления с нее отло-
жений;
— уменьшение Спв требует дополнительных затрат на подготовку воды,
уплотнение конденсаторов, подогревателей сетевой воды, всех трубо-
проводов (чтобы не было утечек воды и пара);
— увеличение продувки р приводит к частичным потерям теплоты и во-
ды, что снижает экономичность котла: для восполнения потерь воды
необходимо готовить добавочную воду высокой чистоты.
В результате принимают следующие величины продувки: на ГРЭС
и отопительных ТЭЦ, где общее количество добавочной воды невелико и ее
можно готовить по методу химического обессоливания, р — 0, 3-1%; при
восполнении химически очищенной водой р — 1-3%; на производственных
ТЭЦ с большими потерями воды (по технологии производства на заводах)
добавочная вода готовится по упрощенной схеме и продувка может быть
до 5%.

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 519
Рис. 12.67. Зависимость степени кон- Рис. 12.68. Соотношение между концен-
центрирования примеси в котловой трацией примеси в котловой воде Скв
воде от величины продувки и коэффи- и питательной воде Спв в при разных ве-
циента выноса. личинах продувки котла р.
Таким образом, увеличение доли продувки приводит к уменьшению
примеси в котловой воде (12.112) и в насыщенном паре (12.111), но увели-
чивает потери теплоты и воды с продувочной водой.
б) Системы ступенчатого испарения
Улучшить качество котловой воды и пара без увеличения общей про-
дувки котла можно путем организации внутренней продувки — ступенча-
того испарения. Существуют различные способы организации ступенча-
того испарения, в частности, внутри барабана устанавливают перегородку
(рис. 12.69) с отверстием. Питательная вода поступает в отсек 2, в который
включены некоторые контуры циркуляции. Часть воды испаряется в них,
при этом образуется пар в количестве D\ (доля его п\ — D\/D). Остав-
шаяся вода через отверстие в перегородке перетекает в отсек 1. В конту-
рах циркуляции, включенных в этот отсек, вода испаряется с образованием
пара Е>2 (п2 = D2/D). Продувка котла производится из второго отсека,
причем Спр = СКВ2.

520
ГЛАВА 12
D
оГУ Лв1Тт, :ч^
/1 ГЫчГГ44
отсек! отсек
Определим Скв\ и СКВ2-
Для первого отсека по (12.112):
(--/кв1 — (-Til
(АГкв! +Pl)'
(12.114)
\ где продувка первого отсека р\ равна
паропроизводительности второго отсе-
ка П2 и продувке котла р:
Рис. 12^69. Схема двухступенчатого
испарения в барабанном паровом
котле.
Pi = п2 4- р.
(12.115)
Если принять при двухступенчатой
схеме п2 = 20%, щ = 80%, Кв1 = 0,
р = 1%, то получим степень концентрирования 71 примеси в отсеке 1:
С* = (80 + 20+2)
71 Ст (20 + 1)
(12.116)
Следовательно, в первом отсеке котловая вода стала чище примерно
в 20 раз (101: 4,8) по сравнению с одноступенчатой схемой.
Для второго отсека питательной водой является котловая вода первого
отсека с концентрацией примеси Скв\:
а
кв2
а
кв1 "
(7*2 + р)
(Кв2+р)
Отношение 72 при К& — 0 и р = 1%:
Скв2 (20 + 1)
72 - г
По отношению к Спв:
(СКВ2/СКВ\)
(СКВ1 /Спв)
1
= 21.
72 =
727i =4,8-21 = 101.
(12.117)
(12.118)
(12.119)
Концентрация примеси в котловой воде 2 ступени значительно выше,
чем в первой, и соответствует концентрации в одноступенчатой схеме. По-
этому 1 отсек называют «чистым», а 2 — «солевым». Выигрыш ступенчатого
испарения заключается в том, что 80% (в нашем примере) котловой воды
и, следовательно, пара получается значительно чище (в 20 раз); только 20%

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 521
котловой воды и пара имеют такую же концентрацию, что и в одноступен-
чатой схеме.
При Кв = 0,01%:
^ - ш -л я. „ 21 ~oi
Концентрация примеси в паре для тех же условий:
1) одноступенчатая схема:
С„ = 0,01КВСКВ = С„р • 0,01К.^™ + Р} =
= Сш • 0,01 • 0,01 (01°0°1^11) - Ю-4 ■ 100СПВ;
2) двухступенчатая схема:
а) в первом отсеке
Сщ =0,0Ь 0,01Скв1 = 0,01. 0,0l7iCnB = ИГ4 • 4,8СПВ;
б) во втором отсеке
Сп2 = 10-4Скв2 = 10-SCnB = Ю-4 .101СПВ;
в) после смешения потоков
Сп = 0,8СП1 + 0,2Сп2 = Ю~4(0,8 • 4,8 + 0,2 • 101)СПВ - Ю-4 • 24СПВ.
Результаты расчета показывают, что в двухступенчатой схеме количе-
ство примесей в паре в 4 раза меньше, чем в одноступенчатой (в нашем
примере). Для других исходных данных соотношения будут изменяться.
При увеличении числа ступеней качество котловой воды и пара будут
улучшаться. Практически делают 2-3 ступени испарения, причем в каче-
стве второй или третьей ступени во многих случаях используют выносные
циклоны (рис. 12.70).
в) Особенности образования отложений в барабанных котлах
На рис. 12.71 показано изменение растворимости примеси по длине
испарительных труб (до Лпвс — энтальпии пароводяной смеси на выходе
из испарительной трубы) и труб пароперегревателя (от h" до Л,пе). График
имеет вид, аналогичный для прямоточного котла докритического давления,
только диапазон энтальпии от /гпвс до h" в барабанном котле не реализуется.

M\
О"
№f=*f
^= 4W
Ш
« у!
КРП
\ .
-л
О"
о^О
;
J
/
^v
i
ffvi
чУп
2?^
M

К) <)
Д„ С"
Рис. 12.70. Схемы ступенчатого испарения в паровых котлах с естественной циркуляцией: а — одноступенчатая;
б — двухступенчатая с отсеком в барабане; в — двухступенчатая с выносными циклонами; г — трехступенчатая
с выносными циклонами; 1 — барабан; 2 — выносной циклон; 3 — нижний коллектор циркуляционного контура; 4 —
верхний коллектор; 5 — опускные трубы; 6 — экранные парогенерирующие трубы 1 ступени испарения; 7 — экранные
парогенерирующие трубы 2 ступени испарения; 8 — экранные парогенерирующие трубы 3 ступени испарения; 9 —
подвод питательной воды; 10 — отвод пара из барабана; 11 — отвод продувочной воды; 12 — чистый (1) отсек
барабана; 13 — солевой (2) отсек барабана; 14 — внутрибарабанная перегородка; 15 — водоперепускная труба из
барабана в циклон; 16 — пароперепускная труба из циклона в барабан; 17 — перепускные (пароотводящие) трубы из
верхнего коллектора в барабан или выносной циклон (отводится пароводяная смесь).

524
Глава 12
Энтальпия ftnBC и массовое паросодержание хпвс определяются кратностью
циркуляции в контуре (в целом по котлу).
с>
и
9i
X
\
\
\
1
с:
^
\
а
в
ь
3
б
i
О^пвс'
*>''''
"'i^
л
б
^
6
*
а)
(с:
h
б)
—^~
О К, h> hm
h" hnc h
Рис. 12.71. Распределение концентрации примеси (а) и массы отложений (б) по
длине испарительных и перегревательных труб в барабанном котле.
Допустим, что Спв < (С„) мин. За счет упаривания концентрация
примеси в котловой воде увеличивается в 7 раз. Возможны три случая
(рис. 12.71) соотношения Скв в ступени испарения и растворимости С0:
а) Скв < СпВС; отложение примеси возможно в небольших (относитель-
но) количествах за счет адсорбции на стенке и местного концентрирования
примеси в поверхностной пленке жидкости;
б) Спвс < С'кв < С^; интенсивное отложение примеси в конце участка;
в) Скв > С£; интенсивное отложение примеси по всей длине трубы.
Чтобы рост отложений в испарительных трубах был минимальным,
необходимо выдержать соотношение
^пв <
^0
Г1ВС
7 '
(12.120)
В насыщенном паре при уносе влаги и = 0 концентрация примеси
составит: в случае «а» Сп < С„; в случаях «б» и «в» Сп = С,?. Отложе-
ние примеси будет происходить, в основном, в начале пароперегревателя
(до (Сп)миы). Если и > 0, то Сп резко увеличится, что приведет к росту
величины отложений в трубах.

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 525
Учитывая, что концентрация и интенсивность отложения примеси
в контурах циркуляции второй и третьей ступени испарения выше, для сни-
жения температуры стенки их располагают в топочной камере на участках
с минимальными тепловыми потоками (боковые стенки, угловые секции).
12.7.6. Факторы, влияющие на скорость образования отложений
В предыдущих разделах были рассмотрены:
а) двухслойная модель отложе-
ний (рис. 12.72: 1 — металл трубы,
2 — топотактический (внутренний)
слой отложений, 3 — эпитактиче-
ский (наружный) слой отложений);
б) механизм образования отло-
жений:
химическая и электрохимиче-
ская коррозии:
— реакции процессов;
— влияние температуры;
— влияние 02, Н2, СО2;
— влияние потенциала;
— кислотная, щелочная и т. д. кор- рИс. 12.72. Двухслойная модель отложе-
розии; ний: 1 — металл трубы; 2 — топотактиче-
ский (внутренний) и 3 — эпитактический
кристаллизация из раствора на (наружный) слои отложений,
стенке:
— влияние Сп, Ссг;
— влияние DCT, Дк-;
смыв отложений;
в) изменение массы отложений во времени; динамически равновесная
масса отложений; межпромывочный период;
г) особенности образования отложений в прямоточных котлах СКД
и ДКД, в барабанных котлах.
Рассмотрим еще ряд факторов, влияющих на скорость образования
отложений.

526
Глава 12
tyflfT, мг/(см"-ч)
0,015
0,010
0,005
/
J
/
#
^
с
у
/
/,
/
JSS-
/
3
^
кг
/Г 1
/]
СУ
^#
100
^Н
/Аг' .час
'
1 /
- 2
0,2 0,4 0,6 0,8 1
Oh„ мг/кг
ав.
3 4
мкгэкв
J кг
Рис. 12.73. Влияние тепловой на-
грузки на скорость образования же-
лезооксидных отложений при раз-
ных концентрациях железа в воде.
Рис. 12.74. Скорость роста темпе-
ратуры металла в районе макси-
мальных тепловых потоков в за-
висимости от величины жестко-
сти среды на входе: 1 — q = 580 -
- 640 кВт/м2; 2 - q = 350 -
- 370 кВт/м2.
1) Влияние концентрации примеси
Кристаллизация вещества на стенке происходит при его концентрации
у стенки Сст, большей растворимости при температуре стенки. Доставка
примеси из ядра потока к стенке трубы зависит от разности концентраций
Сп — Сст, где Си — концентрация (средняя) в потоке воды. С увеличением Сп
возрастает скорость роста отложений dg/dr (рис. 12.73) и температуры
стенки (рис. 12.74):
dr п'
где показатель степени для большинства веществ п — 1. Для оксидов ме-
ди h = 1/5,4.

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 527
2) Влияние диффузионных процессов
Кроме абсолютного значения концентрации примеси, необходимо знать
фракционный состав примеси.
Коэффициент диффузии вещества зависит от индивидуальных свойств
примеси, ее размеров (d, — диаметр частицы), вязкости раствора //, темпе-
ратуры
D~(mKt.
Влияние температуры и поправочного коэффициента Kt, учитывающе-
го особенности диффузии в зоне максимальной теплоемкости, мы рассмат-
ривали при анализе кристаллизации вещества.
-► Вязкий
dr подслой
Рис. 12.75. Зависимость диффу- Рис. 12.76. Турбулентный моль в
зии примеси D от диаметра ча- пристенном слое потока,
стицы dH.
Зависимость диффузии от диаметра частицы показана на рис. 12.75:
с увеличением диаметра коэффициент D падает.
На скорость образования отложений влияет и так называемая турбу-
лентная диффузия Dj. Около поверхности трубы присутствует вязкий под-
слой жидкости (рис. 12.76), в котором процессы теплообмена проходят на
молекулярном уровне, а массообмена — на уровне микрочастиц и молекул
вещества, перемещающихся в этом подслое за счет диффузионных про-
цессов. Скорость среды в вязком подслое изменяется линейно от нулевого
значения у поверхности стенки. Ближе к центру потока расположен про-
межуточный слой, а затем — ядро потока. В промежуточном слое (так же
как и в ядре потока) малые объемы раствора (турбулентные моли) участву-

528
Глава 12
мг
см2
ют в турбулентной пульсации и перемещаются не только по направлению
движения потока, но и в поперечном направлении.
При приближении турбулентного
моля к границе вязкого подслоя
(рис. 12.76) он изменяет направление сво-
его движения (внутрь вязкого подслоя он
не проникает). Как ведут себя частицы
примеси, находящиеся в этом моле рас-
твора? Мелкие частицы движутся безы-
нерционно и вместе с молем раствора
вернутся обратно в ядро потока. Более
крупные частицы за счет сил инерции бу-
дут продолжать двигаться к стенке тру-
бы, часть из них достигнет поверхности
стенки и за счет сил притяжения останет-
ся в слое отложений. Такой механизм пе-
ремещения частиц примеси в вязком под-
слое называют турбулентной диффузией.
Коэффициент турбулентной диффу-
зии DT увеличивается с ростом диа-
метра и, соответственно, массы частицы
(рис. 12.75).
Результирующий (эффективный) ко-
эффициент переноса примеси в вязком
подслое D^ принимает минимальное
значение при диаметре частиц d4, зави-
сящем от вещества, концентрации, фазо-
вого состава примеси, от скорости потока
и других факторов.
А
А
V
3-
2-
//
V
i
к
7/
-1
,
,
1
О 100 200 300 400 500
кВт
Рис. 12.77. Зависимость скорости
образования медных отложений (за
месяц) от тепловой нагрузки: 1 —
1-ая ступень испарения; 2 — 2-ая
ступень испарения; 3 — 3-я ступень
испарения.
3) Влияние плотности теплового потока
При увеличении теплового потока q:
— увеличивается температура стенки и жидкости в пристенном слое при
той же температуре потока;
— увеличивается коэффициент диффузии;
— уменьшается толщина вязкого подслоя;
— увеличиваются значения градиентов температуры dt/dx и концентра-
ции примеси dC/dx, что ведет к росту скорости доставки примеси
к стенке трубы.
Все это ведет к увеличению скорости роста отложений (рис. 12.77).
В общем случае зависимость скорости роста отложений от теплового потока

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 529
можно представить в виде
^ = А + Bq + Cq2.
ат
При q = 0 отложение примеси на стенке происходит за счет адсорбци-
онных сил.
Д, м
9
8
7
6
5
4.
3
2"
1
О 100 200 300.400 0 12 3 4 5
q, кВт/м2 д. мг/см2
Рис. 12.78. Распределение теплового потока q и количества медных отложений д по
высоте экрана.
1 1 Я 1
Рис! 12.79. Распределение теплового потока q и количества отложений д по пери-
метру трубы.
1
1
\\\
V
\
D =
200 т/ч
125 т/ч
N
\
_..
«V
"^1
2
—/
•
/
/
А
о
с;
о.
о

530
Глава 12
Сильная зависимость величины отложений от теплового потока при-
водит к тому, что максимум отложений совпадает с максимумом теплового
потока (рис. 12.78). Металл при этом находится в тяжелых условиях работы.
По периметру экранных труб тепловой поток распределяется не рав-
номерно (рис. 12.79): на лобовой образующей 1 тепловой поток макси-
мален, на тыльной 3 — минимален. Растечка теплоты по металлу трубы
несколько сглаживает неравномерность теплового потока. Такой характер
изменения теплового потока по периметру трубы приводит к значительной
неравномерности величины отложений — максимальное количество приме-
си расположено на лобовой образующей 1, что существенно сказывается на
температуре металла в этой зоне.
4) Влияние скорости потока
Увеличение скорости потока в паровых котлах СКД приводит:
— к усилению турбулизации потоку и увеличению скорости роста отло-
жений;
— к увеличению скорости смыва рыхлых отложений и уменьшению мас-
сы отложений на стенке.
Следовательно, влияние скорости потока неоднозначно, зависит от кон-
кретных условий. Общая тенденция: с увеличением скорости потока сни-
жается скорость роста отложений.
dg/^} г/(м--ч)
0,40
0,32
0,24
0,16
0,08
0
.---
*-——
,
1
7
а
А
/
!
^.
^У
А
-г*
У
^
■ <У
У
У
-л
Л
\
l\
\
л
\
V
У
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 х
Рис. 12.80. Влияние массового паросодержания теплоносителя на скорость образо-
вания отложений (р = 9,8 — 10,1 МПа; <7 = 590 - 610 кВт/м2; С = 5 мг/кг) рги,
кг/(м2-с): 1 - 2 960; 2 - 1 565; 3 - 1 525.
При докритическом давлении в прямоточных котлах основная масса
примеси выпадает в зоне кризиса кипения 2-го рода (рис. 12.80). В коорди-
натах dg/dr = f(p w ■ х) максимум отложений для всех значений скорости

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 531
потока лежит выше точки pw • х — 500 кг/(м2с) — см. рис. 12.81. Сле-
довательно, при проектировании паровых котлов необходимо выдерживать
соотношение pw • х < 500 кг/(м2с).
Барабанные котлы проектируются таким образом, чтобы в экранных
трубах кризисы теплообмена 1 и 2 рода отсутствовали. На выходе из конту-
ра циркуляции массовое паросодержание смеси должно быть меньше х~.',
при котором наступает кризис теплообмена 2-го рода (с запасом). Из этого
условия выбирается кратность циркуляции среды в контурах котла (должна
быть больше 4).
12.7.7. Структура отложений
Структура отложений и их коли-
чество зависят от определяющих при
данных условиях процессов доставки
примеси, осаждения и закрепления ее
на поверхности трубы.
В общем случае отложения при-
месей разделяют на два слоя:
— верхний слой (наружный, эпи-
тактический) — рыхлый, слабо сцеп-
ленный с нижним слоем, легко снима-
ется при механическом воздействии;
состоит из хаотично расположенных
кристаллов размером 1-6 мкм и из
конгломератов округлых частиц раз-
мером в десятые доли микрона; поры
пронизывают весь слой в разных на-
правлениях;
— нижний слой (внутренний, то-
потактический) — прочно сцеплен
с поверхностью металла, состоит из
сросшихся кристаллов размером 1-
2 мкм, плотный, с малым количеством
пор (рис. 12.82).
Соотношение удельных коли-
честв отложений в наружном дн и вну-
треннем дш зависит от их общего ко-
личества д (рис. 12.83). Линейный характер этой зависимости говорит о том,
что продолжительность формирования отложений не влияет на закономер-
ность распределения примеси между слоями. Зависимость толщин наруж-
ного 5и и внутреннего 5ВН слоев от массы отложений так же линейна, т. е.
г/(м"-ч)
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
1
3
1
\
ж
if
V
\
V
V
-4
Л
■3
200 400 600 800 pwx
Рис. 12.81. Зависимость интенсивно-
сти образования отложений от массо-
вой скорости пара рги • х (обозначе-
ния — на рис. 12.80, кроме того: 4 —
pw = 955 кг/(м2-с)).

532
Глава 12
0,
г/м2
400
300
200
100
металл
топотактический
слой
эпитактическии
слой
'
//
у
^%
#вн
0 100 200 300 400 500 д, г/м-'
Рис. 12.82. Структура внутритрубных Рис. 12.83. Распределение удельной мас-
отложений примеси. сы железооксидных отложений в наруж-
ном дн и внутреннем дви слоях в зави-
симости от суммарной величины отложе-
ний д.
пористость и плотность слоев остается практически постоянной при уве-
личении массы отложений.
Средняя пористость отложений П,%, определяется по плотности отло-
жений Ротл и собственно магнетита Ршг (Рмаг = 5,18 г/см3):
П = 100
(Рмаг Ротл)
Рмаг
Характеристика наиболее распространенных в прямоточных котлах СКД
железоокисных отложений представлена в табл. 12.5.
Адгезионная прочность наружного (эпитактического) слоя существен-
но ниже, чем внутреннего (топотактического). Поэтому при различных из-
менениях скорости потока (при пуске и останове котла, переменные режимы
и т. д.) происходит частичный смыв примеси с наружного слоя отложений.
Поступившие при этом в водный теплоноситель частицы примеси разно-
сятся по контуру блока и, если их не удаляют из цикла, образуют рыхлые
отложения на поверхности труб.
Соотношение массы отложений и толщины слоя отложений
#-4,08(5,
где д — в г/м2; 5 — в мкм.

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 533
Таблица 12.5. Свойства железоокисных отложений на поверхности труб
Параметр
Внешняя поверх-
ность
Структура
Плотность, г/см3
Теплопроводность,
! Вт/мК
Пористость, П, %
Ширина макротре-
щин, мкм
Размер микропор,
мкм
Доля микропор в об-
щей пористости, %
Топотактический слой
относительно ровная
приближается к струк-
туре металла, плотная
(1-2 мкм)
4 - 4,4
0,85 - 3
10-30 (средняя - 20)
0,8- 1,5
0,5
85
Эпитактический слой
неровная, волнообраз-
ная, зубчатая
слипшиеся высокодис-
персные частицы (1-6
мкм), рыхлая, пористая
0,7-2
0,3- 1,5
30 - 50 (средняя - 40)
3-8
1
75
Объемная плотность отложений р0™> г/см3, определяется по формуле
£отл = ^н + 5В11, МКМ.
12.7.8. Химический состав отложений
Состав примесей водного теплоносителя зависит от системы подготов-
ки воды, обработки конденсата, присосов в конденсаторе, типа и парамет-
ров парового котла, воднохимического режима и других факторов. Большое
разнообразие примесей и условий их существования в пароводяном тракте
котла приводит, естественно, к различным по химическому составу и сво-
им характеристикам отложениям. Можно выделить по составу следующие
основные группы отложений.
1) Железооксидные отложения.
При 100-ой конденсатоочистке и подготовке питательной воды по схе-
ме глубокого обессоливания около половины примесей питательной воды
котлов СКД составляют продукты коррозии железа. В составе отложений
оксидов железа более 90-95%. При докритическом давлении в барабанных
и прямоточных котлах по мере увеличения давления и улучшения системы
подготовки воды доля железооксидных отложений также растет.

534
Глава 12
Оксиды железа, поступающие в котловую воду, превращаются в ней
в магнетит РезО,*, который и является основой железооксидных отложений.
Другие формы оксидов (Бе20з) образуют, в основном, шламовые осадки.
С ростом температуры растворимость магнетита уменьшается, значи-
тельная часть оксидов железа находится в дисперсном, а не истинно-рас-
творенном состоянии. Поэтому отложения образуются не только за счет
кристаллизации, но и за счет электрокинетических процессов. Дисперсные
частицы несут электрический заряд (адсорбция ионов из теплоносителя,
диссоциация собственных молекул). Под воздействием электрофоретиче-
ских сил они осаждаются на поверхности нагрева и образуют отложения.
Скорость образования отложений А, мг/(см2ч), зависит линейно от кон-
центрации C?Q, мг/кг, и от теплового потока q, Вт/м2, во второй степени:
^ = AFq = 5,7 • 10-14CFeg2. (12.121)
ar
2) Щелечноземельные отложения.
Щелечноземельные отложения состоят из соединений кальция и маг-
ния. Эти соединения попадают в питательную воду с присосами в конденса-
торе и с добавочной водой. В котловой воде обычно присутствуют: СаБЮз,
CaS04, СаСОз, СаСЬ и другие соединения. Интенсивное отложение соеди-
нений кальция (аналогично и магния) происходит при превышении концен-
трации Са2+ и анионов произведения растворимости.
Скорость образования отложений Са и Mg от их концентрации нели-
нейная, но для оценки можно использовать формулу
Aca+Mg) = 1»3 • 10" C(Ca+Mg)9 • (12.122)
3) Отложения соединений меди.
Оксиды меди в питательной воде появляются в результате коррозии
латунных труб конденсатора, ПНД или деталей насоса, содержащих медь.
Уже при концентрации меди порядка 3 мкг/кг происходит интенсивное от-
ложение меди на участках с высокими тепловыми потоками или в местах
глубокого упаривания воды. В отложениях присутствует, главным образом,
чистая медь. Восстановление ионов меди до чистой меди происходит при их
контакте с чистым железом. Процесс этот электрохимический, для его осу-
ществления необходима достаточно высокая разность потенциалов. Поэто-
му медные отложения образуются в заметных количествах в зоне тепловых
потоков выше порогового значения (/о = 200 кВт/м2.
Скорость образования отложений меди описывается формулами типа
Ac^KC^qiq-qo). (12.123)

12.7. Закономерности отложения примеси в паровых котлах 535
Величина п = 5,4-6,2. Скорость Аси мало зависит от концентрации
соединений меди в воде.
4) Алюминиевые отложения (алюмосиликатные, силикатные с преоб-
ладанием свободной SiC>2). Реальные концентрации кремниевой кислоты
в питательной воде изменяются от 10 мкг/кг SiC>2 при непрерывной дли-
тельной эксплуатации до 100 мкг/кг при пуске. Эти величины находятся
ниже растворимости, однако кремнекислота всегда присутствует в отло-
жениях при высоких давлениях. Возможно, кремниевая кислота способна
вступать в различные реакции, например, с оксидами железа с образованием
ферросиликатов.
5) Отложение легкорастворимых соединений.
В питательной воде паровых котлов могут присутствовать соединения
натрия в виде NaOH, NaCl, Na2S04, Na2Si03- Эти соединения обладают
большой растворимостью при высоких параметрах, но за счет адсорбции на
поверхностях нагрева, за счет химического взаимодействия с отложениями,
соединения натрия присутствуют в составе отложившихся веществ.
Интенсивное отложение соединений натрия происходит при глубоком
упаривании воды, сопровождающемся концентрированием примеси, в при-
стенном слое (при высоком тепловом потоке, малой скорости потока и т. п.)
или в потоке теплоносителя в испарительных поверхностях. В этом случае
концентрация веществ превышает растворимость, и они кристаллизируют-
ся на поверхности трубы или в потоке теплоносителя.
Примерный состав отложений:
Котлы СКД (НРЧ). Основное количество — оксиды железа (магне-
тит). Кроме того: оксиды кремния (4,5%), марганца (1,2%), магния (0,45%),
никеля (0,6%), алюминия (0,3%); медь, кальций. Во внутреннем слое со-
держатся легирующие элементы, входящие в состав стали (молибден, хром,
ванадий).
Таблица 12.6. Барабанные котлы
Отсек
Чистый
Солевой
Si02
2,1
1,26
А1203
2,7
9,17
БегОз
37,7
42,5
FeO
12,4
14
СаО
3,5
2,7
MgO
3,8
1,8
Отсек
Чистый
Солевой
СиО
3,7
3
р2о5
18,3
9,6
Na20
1,6
-
S03
0,4
9,9
Отложен, г/м2
790*/-
1450*
495**
Обозначено: * - огневая сторона; ** - тыльная сторона.

536 Глава 12
Таблица 12.7. Железооксидные отложения
Котел
ТП-230 Чистый отсек
ТП-170 Солевой отсек
Si02
2,6
3,3
Fe203
96
67
CaO
3,6
8
MgO
-
3
P205
2,5
13,4
Си
1,5
4,6
Таблица 12.8. Отложения меди (режим Na3P04). Котел ТМ-200, чистый отсек
Верхний слой
Средняя проба
Si02
3,2
2,4
Fe203
12
35
CaO
следы
5
MgO
следы
2,2
Р205
следы
7,4
Си
85
21
12.8. Контрольные вопросы
1. Какие основные пути поступления примесей в питательную воду?
2. Почему продувку делают в барабанных котлах, а в прямоточных —
не делают?
3. За счет чего можно уменьшить количество добавочной воды?
4. Какую роль играют оксидные пленки на внутренней поверхности
трубы в паровом котле?
5. Что общего и в чем различие топотактического и эпитактического
слоев защитной пленки, внутритрубных отложений?
6. Чем характеризуется растворимость труднорастворенных соеди-
нений?
7. Какие вещества относятся к труднорастворимым? К легкораство-
римым?
8. От каких параметров зависит коэффициент распределения ве-
ществ между водой и паром?
9. От чего зависит скорость кристаллизации веществ на поверхности
трубы?
10. Как изменяется интенсивность образования отложений по длине
обогреваемой трубы при СКД?
11. Что общего и в чем отличие процессов образования отложений
в барабанных и прямоточных (при ДКД) паровых котлах?
12. В чем заключается идея ступенчатого испарения в барабанных
котлах?

Глава 13
ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ БЛОКОВ
13.1. Водно-химические режимы блоков с прямоточными
котлами СКД
13.1.1. Гидразинно-аммиачный водный режим
Гидразинно-аммиачный водный режим (ГАВР) может применяться
в энергетических блоках, в которых трубки конденсатора и ПНД выпол-
нены из медьсодержащих сплавов (латуни).
В конденсатном тракте за счет присосов воздуха в конденсаторе и на
всасе конденсатного насоса присутствует кислород и углекислота. Термиче-
ская деаэрация не обеспечивает полного удаления кислорода и углекислоты.
Поэтому термическую деаэрацию дополняют химической обработкой пита-
тельной воды.
В конденсатно-питательном тракте энергоблоков СКД процессы кор-
розии стали при гидразинно-аммиачном режиме могут быть представлены
в виде двух параллельно протекающих реакций:
Fe + 2H20 = F(OH)2; (13.1)
3Fe(OH)2 = Fe304 + 2H20 4- H2, (13.2)
т. е. Fe(OH)2 в диапазоне температуры 40-265°С, характерном для конден-
сатно-питательного тракта, распадается по реакции (13.2) с образованием
магнетита. Последний же составляет основу отложений, выпадающих на
внутренних поверхностях нагрева котла.
Скорость протекания реакций (13.1) и (13.2) зависит от значения рН
среды, концентрации гидразина, температуры среды и других факторов.
Скорость реакции (13.1) зависит также от интенсивности и плотности слоя
оксидов железа на поверхности трубы, т. е. от защитных свойств слоя отло-
жений.

538
Глава 13
С А
*, °С
i. °С
nHD
OBD
ЭКО
Рис. 13.1. Изменение концентрации соединений железа на участке от БОУ до НРЧ.
Рассмотрим изменение концентрации различных форм соединений же-
леза на участке от БОУ до НРЧ (в диапазоне температуры от 40 до 330°С) —
рис. 13.1.
Кривая 1 характеризует увеличение концентрации Fe(OH)2 в пото-
ке вследствие ее образования по реакции (13.1). В области температу-
ры 200- 220°С скорость образования гидроокиси железа становится рав-
ной, а затем меньше скорости ее термического распада. Следствием этого
является формирование непосредственно на металле прочного защитного
слоя магнетита и прекращение дальнейшего поступления Fe(OH)2 в поток
воды.

13.1. Водно-химические режимы блоков с прямоточными котлами 539
Fe,
мкг/кг
20
При температуре свыше 200°С протекает электрохимическая коррозия,
где деполяризатором выступает кислород.
Кривая 2 на рис. 13.1 характеризует процесс термического распада
гидроокиси железа в потоке с образованием магнетита, который интенси-
фицируется с ростом температуры и, в основном, завершается до 330°С.
Кривая 3 соответствует части магнетита, выпадающей в осадок на по-
верхности трубы на данном участке тракта.
Ордината 4 характеризует общую концентрацию соединений железа
в потоке воды.
Ордината 5 — концентрация магнетита в потоке воды.
На рис. 13.1,6 показано изменение двух последних показателей
по конденсатно-питательному тракту и экономайзеру котла. Максималь-
ная концентрация гидроокиси железа Fe(OH)2 в воде соответствует
зоне ПВД.
Таким образом, к началу НРЧ
большая часть гидратных форм со-
единений железа переходит в гид-
рофобный магнетит. Достигнутая
при этом однородность кристалли-
ческих форм соединений железа яв-
ляется, по-видимому, одной из важ-
ных причин высокой интенсивно-
сти процесса их осаждения на по-
верхностях нагрева НРЧ.
Влияние величины рН на ско-
рость коррозии железа и, сле-
довательно, на концентрацию его
в питательной воде показано на
рис. 13.2. Видно, что для снижения
концентрации Fe в питательной во-
де необходимо поддерживать высо-
кое значение рН.
Однако необходимо учитывать
наличие в ПНД труб из медных
сплавов. Коррозия медных сплавов
может происходить только с кислородной деполяризацией, т.е. при на-
личии кислорода. Интенсивность коррозии определяется соотношением
NH3-CO2-O2. Углекислота и аммиак препятствуют сохранению окисной
пленки на медных сплавах, разрушают ее.
При отсутствии аммиака минимальный уровень содержания ионов ме-
ди в растворе при комнатной температуре отвечает рН— 8, 8 — 9,1 и состав-
ляет примерно 1 мкг/кг.
10
0
\
2 \
V- 1
8
10
РН
Рис. 13.2. Влияние величины рН на кон-
центрацию железа в питательной воде:
1 - Литовская ГРЭС; 2 — Конаковская
ГРЭС,

540 ГЛАВА 13
Си А
^
СиОЛ
Влияние аммиака на коррозию латуни: по мере повышения концентра-
ции аммиака скорость коррозии снижалась и, достигнув некоторого ми-
нимума, оставалась практически постоянной вплоть до весьма высоких
значений концентрации аммиака (порядка 100-200 мг/кг), затем скорость
коррозии резко возрастает.
Поступление соединений меди в по-
ток воды происходит главным образом
в последних по ходу конденсата подо-
гревателях низкого давления, т. е. в зоне
достаточно высокой температуры среды
(100-160°С). При характерных для этой
зоны значениях рН= 8-8,5 (вследствие
направления в конденсатный тракт кон-
денсата греющего пар ПНД) углекислота
находится в связанном состоянии (анио-
ны СО^~, НСО^).
На рис. 13.3 показана зависимость
концентрации гидрооксидов меди от ве-
личины рН.
С учетом сказанного и поддерживается гидразинно-аммиачный водный
режим.
В конденсат (после БОУ) или в питательную воду (после деаэратора)
подают гидразингидрат (N2H4"H20), который вступает в реакцию с кисло-
родом с образованием в результате азота и воды:
9
10 рН
Рис. 13.3. Зависимость концентра-
ции гидрооксидов меди от величи-
ны рН.
N2H4 + 02 = N2 + 2Н20.
(13.3)
Для обеспечения полного связывания кислорода гидразин вводят
в количестве, превышающем стехиометрическое значение, в соответствии
с формулой (13.3). Избыточный гидразин (20-60 мкг/кг перед котлом) прак-
тически полностью разлагается в котле с образованием аммиака, азота и во-
дорода:
3N2H4 -+4NHs+N2; (13.4)
3N2H4 -> 2NH3 + 3H2 + 2N2.
(13.5)
Углекислота может находиться в воде в виде молекул С02 (растворен-
ный газ) и раствора Н2СОз- Углекислота связывается дозируемым в пи-
тательную воду аммиаком. Аммиак вводят в количестве, обеспечивающем
нейтрализацию углекислоты и создание избытка гидроокиси аммония, по-
вышающего рН среды до 9,1 Н—0,1.
Величина рН= 9,1 ~\—0,1 оптимальна при наличии в конденсатном
тракте латунных трубок, но при этом не подавляется полностью ни коррозия

13.1. Водно-химические режимы блоков с прямоточными котлами 541
стали, ни коррозия латуни. В результате в котел поступают оксиды железа
и меди, где происходит их отложение, особенно в НРЧ. При ГАВР в котле
не образуется защитных пленок и металл корродирует. Особенно заметны
недостатки ГАВР стали при переходе на сжигание в котлах мазута с высоки-
ми тепловыми потоками. Рост температуры стенки в НРЧ достигает Д£"т =
= 10~15°С за 1 000 часов работы; внутренние отложения Ад увеличиваются
за 1 000 часов на 20-30 г/м2 (газомазутные котлы); пылеугольные котлы: 5-
7°С и 15-20 г/м2, соответственно, за 1 000 часов. При величине отложений
250-400 г/м2 приходится делать химические очистки поверхностей нагрева.
На газомазутных котлах межпромывочный период тпром составляет 7-10 ты-
сяч часов, а в некоторых случаях и меньше (4-6 месяцев). На пылеугольных
котлах межпромывочный период составляет порядка 15 000 часов.
Концентрация в питательной воде оксидов железа Ср® = 8-10 мкг/кг,
оксидов меди — 3-5 мкг/кг. Теплопроводность отложений А0Тл в НРЧ —
порядка 0,5-0,6 Вт/(мК).
13.1.2. Высокощелочной водный режим
Высокощелочной водный режим (ВщВХР) применяется в США на бло-
ках, где отсутствуют трубки из латуни. Это разновидность гидразинно-ам-
миачного режима. За счет ввода аммиака поддерживается величина рН=
= 9,5-9,6, при этом скорость коррозии железа мала (см. рис. 13.2). Для
реализации этого режима в фильтрах смешанного действия БОУ требуются
специальные катиониты (в МЩ-форме). Высокие концентрации аммиака
в воде способствуют переходу в пар и выносу в турбину хлоридов и суль-
фатов, которые вызывают коррозионное растрескивание под напряжением
элементов турбины.
Средние показатели режима: С™ = 3-5 мкг/кг; А0Тл = 1 Вт/(мК);
мазут: Ад = 25-40 (г/м2)/1 000 ч; At"CT = 7-10°С/1 000 ч; rnpoN1 =
= 5 000 ч;
газ, уголь: Ад = 15-20 (г/м2)/1 000 ч; А^т - 3-4°С/1 000 ч; тпром =
= 15 000ч.
13.1.3. Гидразинный водный режим
Гидразинный водный режим (ГВХР) (нейтрально-восстановительный
(НВ ВХР)) применяется при наличии медьсодержащих сплавов в конден-
сатном тракте. Гидразин N2H4 вводится после БОУ (перед ПНД), в пита-
тельной воде поддерживается величина рН= 7. 7 4- —0, 2 (за счет гидразина
и работы ионитовых фильтров БОУ). При этом обеспечивается: снижение
концентрации соединений меди более чем в 2 раза (до 2 мкг/кг Си); содер-
жание железа в питательной воде не более 10-12 мкг/кг; восстановление

542
Глава 13
оксидов железа и перевод их в магнетит; уменьшение отложений в НРЧ
и увеличение их теплопроводности; удлинение межпромывочного периода
в газомазутных котлах до 15 000 часов; уменьшение заноса проточной части
турбины.
Основные характеристики ВХР:
Место
перед ПНД
перед котлом
N2H4, мкг/кг
150-200
60-100
О2, мкг/кг
до 30
до 10
х, мкСм/см
до 0,2
до 0,3
рН
7,7+-0,2
7,7+-0,2
Сравнительные данные по ГАВР и ГВР:
Количество отложений (г) за 10000 ч в ЦВД
(по всей проточной части)
Интенсивность заноса проточной части турби-
ны за 10000 ч, %
Концентрация меди за ПНД, мкг/кг
Концентрация железа в питательной воде,
мкг/кг
100(1000)
2-3
3-5
7-10
50(500)
1-2
1-2
8-12
Наличие гидразина в конденсате по тракту латунных ПНД способству-
ет стабилизации на поверхности трубок из латуни наименее растворимой
формы окиси меди — ее закиси.
Уменьшение концентрации меди в питательной воде приводит к сни-
жению скорости образования отложений и их массы на трубах НРЧ. От-
ложения при ГВР состоят, в основном, из магнетита, более плотные и ста-
бильные, теплопроводность их выше, чем при ГАВР.
Средние показатели режима: Аотл = 1-1,2 Вт/(мК);
Мазут: Ад = 15 (г/м2)/1 000 ч; AtHCT = 3-4°С/1 000 ч; гпром = 15 000 ч;
газ, уголь: Ад = 10 (г/м2)/1 000 ч; Д^т = 1-2°С/1 000 ч; тпрсш =
= 25 000ч.
Исследования скорости коррозии углеродистой стали показывают, что
ГВР может применяться при оборудовании конденсатно-питательного трак-
та из стали 20. Скорость коррозии стали 20 в конденсатно-питательном
тракте показана на рис. 13.4.
13.1.4. Нейтрально-кислородный водно-химический режим
Нейтрально-кислородный водно-химический режим (НКВР) нашел
в последние годы широкое распространение на блоках СКД, в ПНД ко-
торых применяются трубки из аустенитной («нержавеющей») стали вместо
латунных.

13.1. Водно-химические режимы блоков с прямоточными котлами 543
Анализ диаграммы Пурбэ для
системы H20-Fe-02 показывает, что
повышение концентрации окислите-
ля приводит к росту потенциала по-
верхности и переходу в зону пасси-
вации металла, характеризующуюся
плотной защитной пленкой из маг-
нетита. С другой стороны, опыты
Несмеяновой (ЭНИН) также показа-
ли неоднозначное влияние концен-
трации кислорода на скорость кор-
розии стали (рис. 13.5).
После БОУ турбинный конден-
сат приближается к теоретически чи-
стой нейтральной воде (рН поряд-
ка 7), электропроводность которой
0,04-0,06 мкСм/см (практически —
0,1-0,15 мкСм/см). Такая вода почти
не содержит ионогенных примесей,
и электрохимические процессы за-
торможены. Содержащийся в обес-
соленной воде кислород играет неод-
нозначную роль: при малой концен-
трации (менее 30 мкг/кг) кислорода
обессоленная вода является коррози-
онно-агрессивной средой; при уве-
личении концентрации кислорода скорость коррозии резко снижается, а при
концентрации свыше 200 мкг/кг на поверхности металла образуется сплош-
ная защитная пленка из магнетита РезС>4 и гематита РегОз- Оксидные плен-
ки обеспечивают длительное, устойчивое пассивное состояние стали. При
останове оборудования консервация его не требуется. Ухудшение качества
воды (электропроводность свыше 0,2-0,3 мкСм/см) приводит к значитель-
ному росту скорости коррозии, защитная пленка не образуется.
С учетом сказанного и организуется нейтрально-кислородный водный
режим (НКВР). Питательная вода должна быть высокой чистоты (элек-
тропроводность меньше 0,3 мкСм/см). В конденсат дозируется кислород
с концентрацией 200-800 мкг/кг. Выпар из деаэратора открыт для удаления
углекислоты, при этом удаляется и часть кислорода. В этом случае в пи-
тательную воду после деаэратора добавляется кислород в количестве 100-
400 мкг/кг. Концентрация кислорода должна быть такой, чтобы он израсхо-
довался до участков пароперегревателя из аустенитной стали. Для поддер-
жания нейтрального значения рН=7 в питательную воду дозируется аммиак
^корр> МГ/М-Ч
80
70
60
50
40
30
20
10
\
\
\
\
ч-
\
-1
•2 К
чь:к
! N
\
\
^ ^
^5
N
v.
г3
с\
-^
^4
6
"^
6.8 10 12 14 16 18 20
т. тыс. час
Рис. 13.4. Скорость коррозии стали 20
в конденсатно-питательном тракте: t =
= 25 - 30°С: 1 - рН=6,2-6,5; 2 - рН=7-
7,2; NH3 <Ю0 мкг/кг; 3 - рН=8-8,2;
N2H4=150 мкг/кг; t = 160 - 165°С: 4 -
рН=6,2-6,5 (бескоррекционыый режим);
5 - рН=8,9-9,1; NH3=500 мкг/кг (ГАВР);
6 - рН=7,9-8,1; N2H4=100 мкг/кг (ГВР).

544
Глава 13
Акорр>
г/м2-сутки
ю!
10°
ю1
10""
10"
-2 -1 0
In Co,,
2 3 мг/кг
>*v
^
2
\
\
\
\/
/
V
ь/
ээ<
Л-3
0,1
S//.V///V//
V
1 10 100 1000 10-Ю' 100-Ю3 10° Со,,
мкг/кг
Рис. 13.5. Влияние концентрации кислорода Со2 на скорость коррозии перлитной
и углеродистой стали (рН=7; t = 25 — 200° С); эе мкСм/см: 1 — эе< 0,1 (химически
обессоленная вода); 2 — ае= 0,1 (обессоленная вода); 3 — эе= 5 (дистиллят); 4 —
ае= 2 (бидистиллят); 5 — ае= 360 (водопроводная вода).
в небольших количествах (30-60 мкг/кг). Возможен режим с подщелачи-
ванием воды аммиаком до рН=8. Подачу газообразного кислорода в воду
трудно автоматизировать.
НКВР обеспечивает содержание железа в питательной воде ниже нор-
мативного значения (в среднем 5-7 мкг/кг, на некоторых электростанциях
1-2 мкг/кг).
Средние показатели режима: А0Тл = 1 Вт/(мК);
мазут: Ад = 10-15 (г/м2)/1 000 ч; А^'т - .3-5°С/1 000 ч; тиром =
= 15 000 ч;
газ, уголь: Ад = 10 (г/м2)/1 000 ч; AtHCT = 1-2°С/1 000 ч; тщ
-25 000 ч.
Химическую очистку поверхностей нагрева можно проводить только
в капитальный или расширенный текущий ремонт. Отказ от дозирования
гидразингидрата и больших количеств аммиака удешевляет и упрощает экс-
плуатацию блока, увеличивает межрегенерационный период фильтров БОУ.
В первое время после начала внедрения НКВР были предложения за-
крыть выпар на деаэраторе и подогревателях высокого давления. Отсутствие
вентиляции деаэраторов и отсутствие отсосов из ПВД привели на ряде элек-
'пром

13.1. Водно-химические режимы блоков с прямоточными котлами 545
РН
6
—i*4^
ае,
мкСм/см
10
1
0,1
тростанции к повреждению поверхности нагрева в зоне пароохладителей
ПВД и конвективных пароперегревателей котлов. Одной из причин этого
было концентрирование в пароводяном цикле блока углекислоты. С увели-
чением концентрации СОг снижается величина рН, растет электропроводи-
мость среды (рис. 13.6), возрастает интенсивность углекислотной коррозии.
Пришлось восстанавливать выпары.
При разработке схемы и спо-
собов ввода кислорода следует учи-
тывать наличие смешивающего по-
догревателя в системе регенерации
низкого давления. В этом случае
для обеспечения полной пассивации
кислородом конденсатного тракта
при нормальной вентиляции сме-
шивающего ПНД-2 и деаэратора
целесообразно введение кислорода
в три точки: после БОУ, во всасы-
вающий патрубок конденсатных на-
сосов 2 ступени и после деаэратора.
При этом обязателен контроль кон-
центрации кислорода перед ПНД-2,
перед деаэратором, перед котлом.
Подача кислорода в три точки
усложняет эксплуатацию блока.
На рис. 13.7 показана схема подачи кислорода в двух точках — после
БОУ и деаэратора. Наличие смешивающего ПНД-2 требует в этом слу-
чае ввода такого количества кислорода, которое превышает возможности
его удаления в ПНД-2: для поддержания перед деаэратором концентрации
кислорода на уровне 300-400 мкг/кг требуется подавать его после БОУ до
2 500-3 000 мкг/кг — значительный перерасход кислорода.
Опыт эксплуатации свидетельствует о том, что наличие кислорода
в тракте от БОУ до деаэратора не оказывает существенного влияния на
концентрацию железа в питательной воде в связи с относительно малой по-
верхностью из углеродистой стали, низким температурным уровнем и нали-
чием нержавеющих трубок в поверхностях ПНД. Поэтому можно подавать
кислород не после БОУ, а сразу после смешивающего ПНД-2, затем - после
деаэратора.
1
10
100
,0,01
10 10
Ссо, мкг/кг .
Рис. 13.6. Влияние концентрации угле-
кислоты Ссо2 на величину рН и ае.
13.1.5. Нейтрально-окислительный водно-химический режим
с перекисью водорода (НОВР)
Вместо газообразного кислорода применяются и другие окислители.
В частности, на ряде станций используют раствор перекиси водорода Н2О2,
18 Котельные установки

546
ГЛАВА 13
2 3 4
VV\£ \Л
VAW\
Рис. 13.7. Дозировка и контроль концентрации кислорода в конденсатно-питатель-
ном тракте блоков мощностью 300 МВт: 1 — блочная обессоливающая установка;
2 — сальниковый подогреватель; 3 — ПНД-1; 4 — ПНД-2 смешивающего типа; 5 —
ПНД-3; 6 — ПНД-4; 7 — деаэратор; 8 — бустерный насос; 9 — питательный насос;
10 — группа ПВД; 11 — охладитель; 12 — отборы проб эксплуатационного контроля
кислородосодержания конденсата и питательной воды; 13 — эжекторы дозировки
кислорода; 14 — отвод паровоздушной смеси.
подачу которого можно автоматически регулировать в зависимости от рас-
хода питательной воды. Концентрация Н2О2 составляет 220-280 мкг/кг. При
этом на поверхности металла (стали) образуется оксидная пленка из малых
кристаллов округлой формы, без трещин, обладающая хорошими защит-
ными свойствами. Рост отложений в НРЧ составляет всего 60-90 г/м за
10000 часов, термическое сопротивление их примерно в 8 раз меньше, чем
при ГАВР, поэтому температура стенки растет медленно.
При переводе блоков СКД с ГАВР на НОВР (так же как и на НКВР)
необходимо оснастить ПНД трубками из аустенитной стали; обеспечить
плотность конденсаторов турбин, высокое качество обессоленной и пита-
тельной воды; провести эффективную химическую очистку поверхностей
котла, деаэратора и конденсатно-питательного тракта от отложений меди
и других соединений.
Иногда добавляют перекись водорода и в греющий пар подогревателей
низкого давления.
Авторы метода полагали, что ввод перекиси водорода из-за ее неста-
бильности является лишь удобным способом дозирования кислорода.
На рис. 13.8 показано изменение концентрации железа по конденсат-
но-питательному тракту блока 1 электростанции Ведель (ФРГ) до ввода (1)
и после ввода (2) перекиси водорода.

13.1. Водно-химические режимы блоков с прямоточными котлами 547
A Fe, мкг/кг
160
120
80
40
F4 V\
гя
А±
кй
2±
И
и
[Ж
ГЧ
И
Р~7
-1
^
^
v\
W\
Л±.
АА
перед после перед перед
flHD-l nHD-4 D
перед перед после
riBD-1 nBD-2 0BD-3
Рис. 13.8. Изменение концентрации железа по конденсатно-питательному тракту
блока N1 электростанции Ведель (ФРГ) до ввода (1) и после ввода (2) перекиси
водорода.
Однако не следует отождествлять дозирование перекиси водорода с до-
зированием кислорода: 1) перекись водорода достаточно стабильна; 2) про-
цесс разложения перекиси водорода в присутствии ионов железа проходит
с образованием гидропероксокомплекса железа Fe(02H)2+.
60 т, мии
Рис. 13.9. Концентрация железа в открытых стеклянных стаканах при комнатной
температуре: 1 — при контакте железа с чистым конденсатом; 2 - при введении
перекиси водорода (1 000 мкг/кг).

548
Глава 13
Проводились опыты в открытых стеклянных стаканах при комнатной
температуре (рис. 13.9). При контакте железа с чистым конденсатом кон-
центрация железа в воде практически не изменялась (кривая 1). При вве-
дении перекиси водорода (1 000 мкг/кг) в раствор переходит значительное
количество железа, причем этот процесс замедляется по мере расходования
перекиси водорода (кривая 2).
Термическое разложение гидропероксокомплекса железа заметно уже
при температуре свыше 60°С. В диапазоне температуры 40-60°С преоблада-
ет процесс комплексообразования, т. е. переход железа с металла в раствор.
При термическом разложении гидропероксокомплекса железа образу-
ется защитная магнетитная пленка на поверхности труб по всему регенера-
тивному тракту (ПНД, ПВД), повышается коррозионная стойкость стали 20.
Растворимость гидропероксокомплекса железа превышает раствори-
мость обычных оксидов железа. Благодаря этому железооксидный шлам
отсутствует во всей регенеративной системе, т. е. не образуется неравномер-
ных, локальных, легко смываемых потоком воды рыхлых железо оксидных
отложений. В тоже время образование магнетита на стенках в результате
термолиза гидропероксокомплекса железа происходит равномерно, так как
зависит только от температуры и не зависит от наличия и величины тепло-
вого потока. Рост толщины магнетитового слоя не превышает 2-3 мкм/год.
Окисная пленка компактна и равномерна, состоит из кристаллов округ-
лой формы размером около 2 мкм, сколов и трещин нет. Теплопроводность
железооксидной пленки при перекисеводородном режиме существенно вы-
ше> чем при кислородном.
Средние показатели режима: Ср| = 7-8 мкг/кг; А0Тл = 3 Вт/(мК);
мазут: Ад = 6-9 (г/м2)/1 000 ч; Д^т - 2-3°С/1 000 ч; тпром = 30 000 ч;
газ, уголь: Ад = 3-5 (г/м2)/1 000 ч; Д^т = 1-2°С/1 000 ч; тпром =
= 40000ч.
Химическую промывку поверхностей нагрева можно проводить в ка-
питальный ремонт.
13.1.6. Комплексонный водно-химический режим
Комплексонный водно-химический режим (КВР) организуется на базе
гидразинно-аммиачного водного режима. Кроме традиционной гидразин-
но-аммиачной обработки конденсата и питательной воды на всас бустерных
насосов (после деаэратора) подается раствор комплексона — аммонийной
соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК или ЭДТУ).
Аммонийная соль ЭДТК образует со всеми катионами питательной во-
ды (железа, меди, цинка, магния и т. д.) комплексонаты, обладающие высо-
кой растворимостью в воде. Расчет концентрации комплексона Ск при СКД
ведут по стехиометричсским соотношениям по концентрации в питательной

13.2. Водно-химические режимы барабанных котлов 549
воде оксидов железа С*%, меди С^ви и цинка С„вп:
Ск = б, 7 с£ + 6,0 Cgu + 6,0 СЦ
Практически требуется комплексона примерно 0,7СК: 60-80 мкг/кг ам-
монийной соли ЭДТК.
При температуре 250-330°С происходит интенсивный термолиз ком-
плексонатов железа. При термическом разложении комплексонатов железа
в условиях контакта их раствора со сталью на поверхности стали образуется
пленка магнетита, плотно сцепленная со сталью и обладающая защитны-
ми свойствами. Пленка защищает сталь от общей коррозии. Образование,
защитной пленки магнетита происходит при отсутствии комплексонатов
других катионов, поэтому требуется высокое качество питательной воды,
100%-ая конденсатоочистка.
Процесс термолиза зависит только от температуры и не зависит от теп-
ловой нагрузки. Поэтому образование оксидной пленки происходит на обо-
греваемых и необогреваемых трубах, равномерно по периметру обогревае-
мой трубы. Зона термолиза комплексоната железа включает последний ПВД
(ПВД-8), экономайзер, подвесные трубы, начало НРЧ. Основная масса окси-
дов железа (до 80%) выпадает на участках до НРЧ с относительно низкими
тепловыми потоками. При этом в НРЧ количество отложившихся оксидов
железа уменьшается в 3-4 раза по сравнению с ГАВР (ACVe = 2-3 мкг/кг
вместо 8-10 мкг/кг). Отложения образуют плотный слой с теплопровод-
ностью 2-3 Вт/(мК) — в 3-4 раза выше теплопроводности при ГАВР. В
результате этого рост температуры стенки трубы НРЧ составляет за 1 000
часов менее 5°С. Межпромывочный период увеличивается.
Таким образом, комплексонный водный режим обладает рядом пре-
имуществ, но он обладает и недостатками гидразонно-аммиачного водного
режима (увеличение нагрузки на БОУ в связи с необходимостью удаления
больших количеств аммиака и расходованием больших количеств реагентов
для регенерации фильтров). К тому же ЭДТК дорога и дефицитна. Поэтому
комплексонный водный режим для блоков СКД применяется редко.
13.2. Водно-химические режимы барабанных котлов
Состав примесей питательной воды зависит от рабочих параметров
(давление, температура) барабанных котлов. С ростом давления, которое
сопровождается, как правило, увеличением мощности котла, повышаются
требования к качеству пара и питательной воды. Становится экономически
выгодным использовать более дорогие методы подготовки добавочной во-
ды, повышать плотность конденсаторов. При среднем и высоком давлении
(рб < И МПа) добавочная вода проходит умягчение и в ней содержатся

550
Глава 13
легкорастворимые соединения, в основном, соли натрия. При сверхвысо-
ком давлении (рб — 15,5 МПа) добавляется обессоленная вода. В результате
присосов охлаждающей воды в конденсаторе в питательную воду поступа-
ют соли жесткости (Са и Mg), характеризующиеся очень малой растворимо-
стью. С увеличением давления в котле допустимые значения концентрации
солей жесткости уменьшаются. При этом увеличивается доля продуктов
коррозии, в первую очередь — железооксидные соединения. Отсюда следу-
ет, что для котлов разных параметров необходимо искать свой оптимальные
водные режимы. Следует также учитывать, что в таких установках у нас не
ставят блочные обессоливающие установки.
В конденсате турбины и питательной воде барабанных котлов при-
сутствуют кислород и свободная углекислота. Относительно высокая кон-
центрация примесей в воде не дает возможности использовать нейтраль-
но-окислительные режимы. Поэтому для связывания кислорода в питатель-
ную воду подается гидразин с избыточной концентрацией 20-60 мкг/кг,
а для нейтрализации углекислоты и создания щелочной среды (рН-9,1) —
аммиак (до 1 000 мкг/кг).
13.2.1. Фосфатный режим
Для исключения попадания солей кальция в экранные трубы котла
в котловую воду (в барабан котла) вводятся фосфаты, обычно в виде натри-
евых солей ортофосфорной кислоты (NA3PO4, Na2HP04). При гидролизе
этих солей в воде появляется едкий натр NaOH. В результате взаимодей-
ствия фосфатов с солями кальция образуется в водяном объеме шлам (гид-
роксилапатит Саз(Р04)2-Са(ОН)2), который удаляется из котла с непрерыв-
ной продувкой. Реакцию получения шлама можно записать в следующем
виде:
10CaSO4 + 6Na3P04 + 2NaOH = 3Ca3(P04)2 • Са(ОН)2 4- 10Na2SO4.
Для образования гидроксилапатита должен выдерживаться определен-
ный избыток POJ3 и поддерживаться высокощелочная среда. Избыток РО^"3
для котлов без ступенчатого испарения от 2 до 15 мг/кг, для котлов со сту-
пенчатым испарением в 1 отсеке (чистом) от 2 до 6 мг/кг, в последнем
отсеке — не более 30-50 мг/кг. Величина рН в 1 отсеке должна быть боль-
ше 8,5 (измерение при 25°С), в. продувочной воде — не более 11,7-12.
При недостатке РО^3 образуются накипи CaS04 и СаБЮз; при боль-
шом избытке — магний-фосфатная накипь Mg3(P04)2, железо-фосфатная
накипь FeP04. При малой щелочности образуется фосфорит Са(Р04)2 —
накипь; высокая щелочность (рН> 11) вызывает коррозию металла.
Фосфатный режим не устраняет железоокисного и медного накипеоб-
разования, вызывает железофосфатнос накипеобразование, отложения цин-

13.2. Водно-химические режимы барабанных котлов 551
ка и магния. Поэтому он наиболее пригоден для среднего давления. При
высоком и сверхвысоком давлении недостатки его существенны.
Рост массы отложений в газомазутных котлах при фосфатном режиме
составляет порядка 20 г/м2 за 1 000 часов. Если принять допустимое ко-
личество отложений 350-400 г/м2, то химическую промывку надо делать
через 15 000-20000 часов. Для угольных и газовых котлов эта величина
в два раза больше.
13.2.2. Бескоррекционный водный режим
Бескоррекционный водный режим используется при высоком и сверх-
высоком давлении, когда качество питательной воды хорошее. На случай
больших присосов в конденсаторе и повышении концентрации солей жест-
кости предусматривается возможность перехода на режим фосфатирования.
При бескоррекционном режиме возможны относительно низкие значе-
ния рН, что способствует усилению коррозии поверхностей нагрева. Для
увеличения значения рН до необходимого уровня (рН> 9) лучше добавлять
не летучий аммиак, а сильные щелочи NaOH, LiOH. Гидроокись лития при
взаимодействии с железом (на поверхности стенки) образует стабильную
пленку LiFe02 (феррат лития), но с фосфатами литий образует труднорас-
творимые в воде соединения, образующие отложения на стенках трубы.
Гидроокись лития нельзя применять при возможных режимах фосфатиро-
вания. Применяется едкий натр NaOH.
13.2.3. Комплексонный водный режим
В качестве комплексона применяется двухзамещенная натриевая соль
ЭДТК (трилон Б). Ввод трилона Б производится непосредственно перед кот-
лом (в сниженный узел питания). Комплексон образует с кальцием, также
как и с другими катионами, комплексонат кальция, обладающий высокой
растворимостью. Комплексонаты выводятся из котла с продувочной водой.
Расход трилона Б Стр определяется по формуле
С1р = 186 С* + 673CnFBe + 6,0CjrBu 4- 6,0CnzBn,
где С*в — жесткость питательной воды, мкг-экв/кг.
Практически, Стр принимается равной 250-350 мкг/кг.
При среднем давлении концентрация солей жесткости велика, расход
трилона Б большой и стоимость обработки воды также велика.
Интенсивный термолиз комплексоната железа с образованием за-
щитной пленки происходит при температурах, соответствующих высоко-
му и сверхвысокому давлению. Но при сверхвысоком давлении (ръ =
= 15,5 МПа, t^ — 343°C) происходит и термолиз комплексонатов кальция.

552
Глава 13
При этом образующийся гидроксид кальция внедряется в железооксидную
пленку и нарушает ее сплошность. Для повышения термической стойкости
комплексонатов кальция дозируют щелочь — едкий натр — и получается
комплексонно-щелочной режим. В чистом отсеке барабана поддерживается
величина рН=10,4.
Комплексон можно дозировать периодически — 8 часов в сутки (в двое
суток), NaOH — непрерывно.
Комплексонно-щелочной режим имеет ряд преимуществ перед фос-
фатным (при сверхвысоком давлении):
— содержание железа в котловой воде в растворенном виде увеличивает-
ся, вывод его,с продувкой эффективнее;
— в насыщенном паре Fe меньше, т. к. коэффициент распределения сни-
жается в 2,5 раза;
— толщина отложений на стенке меньше в несколько раз, теплопровод-
ность — выше;
— межпромывочный период удлиняется в несколько раз;
— не нужна консервация при останове котла для защиты от стояночной
коррозии.
13.3. Снижение концентрации примеси в насыщенном
паре барабанных котлов путем промывки пара
Промывка насыщенного пара водой после экономайзера проводится пу-
тем его барботажа через слой воды на промывочном устройстве (рис. 13.10).
Пар из контуров циркуляции (пароводяная смесь ПВС) барботирует че-
рез слой котловой воды и выходит из нее с концентрацией С„, определяемой
по формуле
юос;; = (и1 + вдс7кв, оз.б)
где значения и\ и Кр\ соответствуют условиям равновесия «котловая вода —
насыщенный пар».
Пар затем поступает на паропромывочное устройство и барботирует
через слой воды. При этом в системе «промывочная вода — пар» уста-
навливается новое равновесное состояние, соответствующее коэффициенту
распределения КР2. Влажность пара после его промывки U2 ф u>i.
Так как концентрация примеси в промывочной воде С„ром меньше Скв,
то концентрация примеси в паре С',, уменьшается (по сравнению с С„),
а примесь в количестве (С'и — С„) переходит в промывочную воду.

13.3. Снижение концентрации примеси в насыщенном паре 553
'> ^'кв ^прод
Рис. 13.10. Принципиальная схема промывки пара.
Концентрация примеси в паре после его промывки будет равна
100Cn = (o;2 + ifp2)CnpoM. . (13.7)
Концентрация примеси в промывочной воде Спр0м рассчитывается из
материального баланса и баланса примеси в паропромывочном устройстве
(100+р)Спв + 100 Сп = 100 Сп + (100 + р)СПром. (И.8)
Подставляя (13.6) и (13.7) в (13.8), получим
(100 + р)Спв + (ал + Кр1)Скв = (и2 4- ^Р2)Спром + (100 + р)Спром. (13.9)
Промывочная вода поступает в водяной объем барабана и концентра-
ция примеси в котловой воде Скв связана с величиной Спр0м известной уже
формулой, ГДе ВМеСТО СПв СТаВИМ Спром'
СКв —
СПром(Ю0 + р)
(u>i + КрХ + р)
Отсюда получаем соотношение
СКБ (ЮО +р)
с„
(wi + Кpi + р)
(13.10)
(13.11)

554 Глава 13
Заменив величину Скв в (13.9) из (13.10), получим формулу для расче-
Та Спром: С„в(100 + р)
^пром — ; ~~ ГТт ч • (13.12)
(100 + р + U)2 + Кр2) — —т
V у (ал + АР1 -Ьр) /
При o;i = а;2 = 0,05%, Кр\ — КР2 = 1%, р = 1% получим
Спром — Спв1 — )~2Спв, (13.13)
v (102,05-1,05-^)У
т. е. концентрация примеси в промывочной воде всего в 2 раза больше, чем
в питательной воде.
Концентрация примеси в котловой воде (при тех же исходных данных):
2Спв(100 + 1) g
Во сколько раз пар стал чище после промывки?
Разделим выражение для Сп на выражение для Сп:
' (^ = (Ш1 + Кр1)Ст ^ _С^_ = .9^5 = 4д 25
Сп ((о;2 + КР2)СПром) С^пром 2
Таким образом, в нашем примере пар после промывки стал чище почти
в 50 раз!
В общем виде
^^_0^= (loo+ р)
Сп ^пром (c^i + Кр\ + Р)
С увеличением коэффициента распределения Кр\ эффективность про-
мывки снижается. Примем для очень слабых электролитов (оксидов метал-
ла) Кр1 = 20%:
Сп (100-hi)
С„ 0,05 + 20+1
4.8,
т. е. кратность промывки снизилась в 10 раз.
Относительное снижение концентрации примеси в паре после про-
мывки зависит от величины продувки. С ростом продувки эффективность

13.4. Химические очистки и консервация оборудования 555
промывки падает, но и абсолютные значения С'п и Сп снижаются за счет
уменьшения концентрации примеси в котловой воде Скв. В результате этих
противоречивых процессов качество пара мало зависит от величины про-
дувки:
при lji + Kv\ — О оно вообще не зависит от продувки;
при ш\ + Kv\ = 10% увеличение продувки с 1 до 5%:
С7^ (100+1) C'n (1QQ + 5) ^_
Сп (10 + 1) ' ' Сп (10 + 5) '
приводит к снижению эффективности промывки всего в 9,18/7=1,3 раза,
а котловая вода
1) ^пром — " — 5,2оСПв5
Vv 7 (5 + 10) )
1) Скв = 5,26 Спв , v = 53,18 Спв;
2) ^кв — 2, 33 СПв~73 Г~77л~ = ^' ^пв
(5 + 1UJ
чище в 53,18/16,31=3,26раза, т.е. концентрация примеси в паре Сп умень-
шается в 3,26/1,3=2,5 раза.
Поэтому величина продувки в рассматриваемом случае должна выби-
раться не по Сп, а по концентрации примеси в котловой воде Скв, влияющей
на интенсивность отложения примесей в экранных трубах. При двухсту-
пенчатой схеме испарения оптимальная величина паропроизводительности
второй ступени при промывке пара составляет порядка 3%.
13.4. Химические очистки и консервация оборудования
13.4.1. Предпусковые и эксплуатационные очистки котла
Предпусковые химические очистки котла проводятся с целью удаления
окалины и песка, используемого при гибе труб при монтаже, продуктов
коррозии.

556
Глава 13
Для удаления взвесей (грата, песка) производят интенсивную водную
промывку труб со скоростью воды 1-2 м/с. После этого проводят щелочение
поверхностей раствором аммиака с добавлением поверхностно-активных
соединений.
Основным этапом очистки является удаление оксидов железа. Для это-
го используются различные кислоты. Из минеральных кислот используется
соляная. Поскольку С1 — ион — отрицательно влияет на аустенитную сталь,
очистке соляной кислотой подвергаются поверхности нагрева до встроен-
ной задвижки. Недостатком соляной кислоты является тот факт, что оксиды
железа переходят в воду в виде крупной взвеси, что может привести к заби-
ванию отдельных труб и участков коллекторов. Высокий эффект отмывки
отложений продуктов коррозии дает использование лимонной кислоты, но
она дефицитна.
Для предпусковых очисток прямоточных и барабанных котлов широко
применяются различные композиции (смеси) трилона Б с органическими
кислотами (лимонной, винной и т.д.). Такие композиции обладают повы-
шенной железоемкостью. Химическую очистку проводят при температуре
100-120°С.
В последние годы предпусковую очистку оборудования ТЭС при отно-
сительно небольших загрязнениях проводят раствором перекиси водорода
(при 70°С с концентрацией Н2О2 до 800 мкг/кг). При этом происходит
и пассивация стали.
Эксплуатационные химические очистки проводятся для удаления от-
ложений, образующихся с той или иной скоростью при всех водно-химиче-
ских режимах ТЭС. Необходимость очистки определяется по температур-
ному режиму труб, количеству отложений. Оптимальным является водный
режим, при котором химические очистки можно проводить с большим ин-
тервалом, совмещая их с капитальным или расширенным текущим ремон-
том.
Для проведения очисток используется соляная кислота с ингибиторами
(например, уротропин), замедляющими скорость взаимодействия соляной
кислоты с металлом труб.
Парокислородная обработка (смесью перегретого пара и кислорода)
поверхностей котлов приводит к разрушению и удалению внутритрубных
отложений и созданию плотной равномерной защитной пленки магнетита.
Этот метод применяют при загрязненности труб до 200 кг/м2. При боль-
шей загрязненности можно провести химическую очистку ингибированной
соляной кислотой, а затем — парокислородную обработку.
В некоторых случаях (при ГАВР, ухудшенном качестве питательной
воды, увеличении присосов охлаждающей воды и т.п.) возникает необ-
ходимость проведения более частых химических промывок. Учитывая, что
наибольшее количество отложений образуется в НРЧ, применяют упрощен-

13.4. Химический очистки и консервация оборудования 557
ные методы локальной химической очистки. Очистку потоков пароводяного
тракта проводят раздельно. Горячую (150°С) деаэрированную воду из деаэ-
ратора бустерными насосами подают в промываемый контур, скорость воды
1,5-2 м/с. Сброс воды производят перед встроенной задвижкой (она закры-
та). Раствор двух- или трехзамещенной аммонийной соли ЭДТК дозируют
в соединительный трубопровод или коллектор перед очищаемой поверхно-
стью НРЧ. После очистки (4-6 часов) проводят промывку горячей водой
(1-2 часа). При контакте раствора ЭДТК с чистой поверхностью происхо-
дит коррозия металла. Поэтому в раствор добавляют ингибиторы кислотной
коррозии, снижающие скорость коррозии углеродистой стали при химиче-
ской очистке в 20-50 раз.
Комплексоны используются для химической очистки поверхностей на-
грева барабанных котлов среднего давления «на ходу», т. е. во время их
нормальной работы. Подача комплексона (трилона Б, двухзамещенной соли
ЭДТК) в количестве, превышающем в 1,2-1,5 раза стехиометрическое соот-
ношение, приводит к комплексованию катионов не только из воды, но и из
отложений. Комплексонаты железа и других катионов (растворенная форма)
удаляются из цикла с продувочной водой. Очистка «на ходу» производится
периодически.
13.4.2. Консервация паровых котлов
При любых остановах котлов со снижением давления среды до атмо-
сферного и возможностью попадания в него кислорода воздуха и конденса-
ции влаги протекает стояночная коррозия. Средняя скорость коррозии при
температуре 20°С составляет 0,05 г/(м2-ч). Суточный простой энергоблока
300 МВт с незаконсервированными и неосушенными поверхностями нагре-
ва общей площадью 30000 м2 приводит к образованию в контуре до 50 кг
оксида железа.
При останове котлов для защиты от стояночной коррозии проводится
их консервация. При останове на срок до 15 часов прямоточных котлов
или до 1 суток барабанных котлов рекомендуется проводить консервацию
методом избыточного давления, а на срок до 5 суток — путем сухого оста-
нова. При простое от 5 до 60 суток рекомендуется гидразинно-аммиачная
консервация или использование контактных ингибиторов. При останове на
срок более 60 суток применяют контактные ингибиторы.
Избыточное давление (0,15-0,2 МПа) в котле при кратковременном
останове создается деаэрированной водой. Для лучшего эффекта в воду
добавляется щелочь (NaOH — до 2 кг/м3).
Консервацию сухим способом осуществляют, заполняя котел инертным
газом (азотом). При этом воздух должен быть вытеснен полностью из котла
(через воздушники).

558
ГЛАВА 13
Консервация котла при останове на длительный срок проводится путем
прокачки по замкнутому контуру (включая деаэратор и питательные насосы)
раствора гидразина (до 200 мг/кг) и аммиака (величина рН= 10,5-11). В этот
контур не включаются ПНД и конденсатор, содержащие латунные трубки.
Этот метод нельзя использовать при ремонте оборудования.
Контактные ингибиторы образуют на поверхности защитную пленку,
сохраняющуюся длительное время в условиях капитальных или текущих
ремонтов. Защитная пленка создается путем прокачивания в течение 1-2
часов через котел раствора ингибитора при температуре не выше 100°С.
Затем этот раствор сливают в специальный бак для хранения до повторного
использования.
При некоторых водных режимах на поверхности металла создается-
устойчивая защитная пленка, и в этом случае консервация не требуется.
При любом водном режиме защитную пленку можно создать сразу же по-
сле останова котла путем подачи в котел аммиачного раствора трилона Б
перегретым паром (350-370°С, давление 1-1,3 МПа) от постороннего источ-
ника (из линии собственных нужд станции) по специальным трубопрово-
дам. Паровой раствор частично отмывает поверхности котла с образованием
комплексонатов железа, которые подвергаются термическому разложению
на поверхностях котла. Консервация заканчивается при увеличении значе-
ния рН в сбросном паре до 9, после чего котел обеспаривается, дренируется
и вскрывается.
В последние годы все большее распространение получает применение
поверхностно-активных веществ (типа ОДА — октадециламина) для кон-
сервации оборудования энергетического блока.
13,5. Упражнение 1.
Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД
с учетом внутритрубных отложений
13.5.1. Постановка задачи и исходные данные
Опыт эксплуатации паровых котлов сверхкритического давления (СКД)
показывает, что в наиболее трудных условиях из-за высокой температуры
металла работают трубы нижней радиационной части (НРЧ) в топочной
камере, так как они расположены в зоне максимальных тепловых потоков,
воспринимаемых трубами. При этом температура рабочей среды (водного
теплоносителя) соответствует зоне большой теплоемкости (ЗБТ), где воз-
можно ухудшение теплообмена, а скорость отложения примесей водного
теплоносителя на внутренней поверхности трубы максимальна. Внутри-
трубные отложения примеси увеличивают термическое сопротивление теп-
лопередаче, температура металла труб растет. С повышением температуры

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД 559
стенки трубы интенсифицируются процессы коррозии металла с водной
и газовой стороны. Коррозия металла приводит к утончению стенки и сни-
жению прочности трубы.
Обычно нижняя радиационная часть котлов СКД выполняется из труб
диаметром 32x6 мм (металл — высоколегированная сталь перлитного клас-
са 12Х1МФ) с толщиной стенки 6 мм, что соответствует условиям проч-
ности для средних значений температуры труб, средних значений скорости
коррозии металла на внутренней и наружной поверхности^ трубы, расчет-
ному ресурсу работы поверхности нагрева в 100000 часов.
Режимы работы конкретного котла (тепловые потоки, скорость водного
теплоносителя, водно-химический режим блока и т. д.) могут существенно
отличаться от средних условий и должны быть учтены при оценке надеж-
ности его работы.
Задачи расчетного задания:
— оценка надежности работы металла труб нижней радиационной ча-
сти парового котла СКД в процессе его эксплуатации с учетом образования
внутритрубных отложений и коррозии металла с пароводяной и газовой
сторон;
— определение продолжительности межпромывочного периода.
Исходные данные:
а) характеристика поверхности:
— нижняя радиационная часть котла
скд
— материал труб
— наружный диаметр труб
— толщина стенки трубы
б) задаются индивидуально:
— расположение панели
— шаг труб
— топливо
-- водно-химический режи]
— концентрация Fe в питат
— воспринятый тепловой п
— массовая скорость воды
— температура рабочей ере
— давление рабочей среды
сталь 12Х1МФ;
dH = 32 мм;
5СТ = б мм;
Si
мм;
м
гельной воде С£
юток
5ДЫ
°п.в —
Ят =
PW =
^рср —
р =
мкг/кг;
кВт/м2;
кг/м2-с;
°С;
МПа.

560
Глава 13
13.5.2. Методика расчета и анализ полученных данных
Последовательность расчета при выполнении расчетного задания:
а) проводится расчет температуры стенки труб поверхности в началь-
ный период работы котла, когда отсутствуют внутритрубные отложения
(чистая труба), по пункту 13.5.3;
б) по полученным значениям температуры определяются коррозион-
ные потери металла с внутренней и наружной поверхности труб по пунк-
ту 13.5.4;
в) рассчитывается необходимая толщина стенки трубы из условия проч-
ности по пункту 13.5.5;
г) по пункту 13.5.6 проводится расчет скорости образования внутри-
трубных отложений и толщины слоя отложений через 10000 часов работы.
С учетом термического сопротивления слоя внутритрубных отложений про-
водятся вновь расчеты по п. 13.5.3,4,5;
д) выполняются аналогичные расчеты для продолжительности работы
котла 20000 и 30000 часов (при необходимости — для 40000 часов и т. д.).
Результаты расчетов сводятся в таблицу (см. 13.5.7 Приложение), и по
ним строятся зависимости от времени следующих параметров:
а) температуры металла на внутренней поверхности стенки тру-
бы ££", в среднем сечении стенки ££?, на наружной поверхности стен-
ки £"т, перепад температуры в слое внутритрубных отложений Д£0Тл
(рис. 13.11; 13.12);
б) массы внутритрубных отложений Мотп, г/м2, средней расчетной тол-
щины слоя отложений 50ТЛ, мкм (рис. 13.13);
в) утончения стенки трубы со стороны водного теплоносителя и с га-
зовой стороны, суммарного расчетного утончения стенки трубы Сзр, мм
(рис. 13.14);
г) минимальной расчетной толщины стенки трубы So, мм, номиналь-
ной расчетной толщины стенки трубы S, мм, с учетом добавок С\ и С^ (см.
п. 13.5.5), запаса на толщину стенки AS, мм, (рис. 13.15).
На первом этапе проводится общий анализ полученных данных, опре-
деляется интенсивность изменения параметров, характеризующих протека-
ющие процессы, температурный режим труб.
В частности, оценивается средняя скорость изменения массы отложе-
ний Ад (г/м2)/1 000 ч и изменения температуры наружной поверхности
стенки трубы Д^т, °С/1 000 ч, за 30 000 ч:
А-9 = шш-1000' (13Л5)
ДС=|^-1000. (13.16)

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД
561
t,°C
п600
Vh Укор
500
лс\с&
4UU4
300
(
]^
р
)
^
г
^ \
л
3 ^у G)^
я^
^
jA*«n
/ н
] ст 1
^г к rn 1
т
10000 20000
< ВН
30000 г, ч
Рис. 13.11. Изменение температуры по Рис. 13.12. Зависимость температуры
толщине стенки трубы и слоя внутри- стенки трубы НРЧ от времени эксплуа-
трубных отложений. тации котла.
Для справки в табл. 13.1 представлены средние значения скорости из-
менения массы отложений Ад и температуры стенки Д£"т, характерные для
энергетических котлов СКД.
На втором этапе анализа проводится оценка надежности температур-
ного режима трубы НРЧ.
В процессе эксплуатации котла за счет образования внутритрубных от-
ложений температура стенки трубы может достигнуть опасного значения,
при котором снижается длительная прочность металла трубы и резко воз-
растает скорость коррозии с обеих сторон трубы, что может привести к ее
разрушению. Чтобы удалить внутритрубные отложения, регулярно прово-
дятся химические очистки поверхностей нагрева котла. Продолжительность
межпромывочного периода тПр0М, ч, определяется как длительность эксплу-
атации экранных поверхностей котлов между двумя последовательными
химическими очистками.
19 Котельные установки

562
Глава 13
AS, Cip
мм
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
10000 20000 30000
т, ч
\yj,-^t
0 10000 20000 30000 г, ч
Рис. 13.13. Зависимость характери- Рис. 13.14. Зависимость утонения стенки
стик внутритрубных отложений от трубы от времени,
времени эксплуатации котла.
Рис. 13.15. Зависимость запаса на
толщину стенки трубы от времени.
Расчет продолжительности межпро-
мывочного периода проводится в предпо-
ложении, что за этот период температура
металла на наружной поверхности трубы
повышается от начального значения £„ач
до предельно допустимого £нР. В качестве
предельно допустимой температуры при-
нимается наименьшая из двух:
— предельная температура наружной
поверхности (t"p)KOp, определяемая
по интенсивности газовой коррозии;
— предельно допустимая температура
по условиям длительной прочности
металла (£нР)дп трубы.
Из графика £"т = /(т) (рис. 13.12)
определяется продолжительность меж-
промывочного периода по наружной (газовой) коррозии из условия £"т —
- (^нР)кор- Значения (tnP)Kop представлены в табл. 13.15

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД 563
Таблица 13.1. Параметры характеризующие интенсивность образования внутритруб-
ных отложений (в числителе — для мазута, в знаменателе — для твердого топлива
и газа) для разных ВХР
№
п/п
1
2
3
4
5
6
Водно-химический режим
Гидразинно-аммиачный
Гидразинный
Высокощелочной
Нейтрально-кислородный
Нейтрально-окислительный с
Н202
Комплексонный
Ад, г/м2
1000 ч
25-30
20
15
10
25-40
15-20
10-15
10
6-9
3-5
30-40
20-30
АС °С
1000 ч
10-15
5-7
3-4
1-2
7-10
3-4
3-5
1-2
2-3
1-2
4-5
3
^пром»
час
7 000
15 000
15 000
25 000
5 000
15 000
15 000
25 000
30000
40000
18000
28 000
Величина (£нр)дп определяется из условия, что температурный режим
металла трубы в данном сечении, сформировавшийся к расчетному време-
ни г (например, за 10000 часов), остается без изменения (при этом толщина
стенки So так же остается постоянной). Но коррозия металла на внутрен-
ней и наружной поверхности трубы будет продолжаться со скоростью, со-
ответствующей данному температурному режиму. Чем выше температура
стенки, тем интенсивнее протекает коррозия и, следовательно, должен быть
больше запас толщины стенки трубы на коррозионные процессы, чтобы по-
верхность нагрева при данных условиях проработала необходимые 100000
часов.
Расчет ведется в следующей последовательности: а) суммарное рас-
четное утонение стенки трубы Сзр, определенное по (13.32) за период тр
(10000 ч и т. д. ), экстраполируется линейно к расчетному сроку службы
металла поверхности нагрева (100000 ч):
С г = С;
Зр
100 000.
(13.17)
IQ*

564
Глава 13
б) определяется условная расчетная толщина стенки трубы 5Р, мм,
с учетом полученного значения толщины стенки So:
5р = 5о + С1 + Сз, (13.18)
где поправка С\ рассчитывается по (13.36). Поправка учитывает минусовые
отклонения толщины стенки и утонение при изготовлении трубы;
в) принимая толщину стенки трубы НРЧ при СКД 6 мм, определяем
запас толщины стенки Д53ап> мм, по условиям ее прочности:
Д53ап-6-5р; (13.19)
г) аналогичный расчет проводим для температурного режима поверх-
ности нагрева, проработавшей 20000 часов (затем, если есть необходи-
мость, 30000 ч и так далее).
По результатам расчета строим график зависимости Д5зап = /(т)
(рис. 13.15) и определяем время, когда Д5зап = 0. Это время представляет
собой межпромывочный период по условию длительной прочности Тпр0м.
Таким образом, в результате расчетов получили два значения для меж-
промывочного периода: по интенсивности газовой коррозии и по прочности
стенки трубы. Меньшее из этих двух значений и будет решением постав-
ленной задачи.
13.5.3. Расчет температуры стенки обогреваемой трубы
Температура стенки трубы определяется в трех сечениях (рис. 13.11):
1) на внутренней поверхности стенки трубы t™ — используется для расчета
скорости коррозии и образования отложений внутри трубы; 2) в среднем (по
толщине) сечении стенки трубы ££? — используется для расчета длительной
прочности трубы; 3) на наружной поверхности стенки трубы ££т — по этой
температуре производится расчет скорости окалинообразования (газовой
коррозии).
Расчет температуры металла стенки трубы в указанных сечениях про-
изводится по формулам:
*™ - W + Д*отл + Р • \i • ъ • (щ); (13.20)
/»г = *рср + Д*огл + /?.//• qt • (^ + ^ • ^М, (13.22)

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД 565
где tpCp — температура рабочей среды в рассчитываемом сечении поверх-
ности нагрева, °С; At0TJ] — изменение температуры в слое внутритрубных
отложений, °С; /3 — отношение наружного диаметра трубы dH к внутренне-
му dBH ((3 = dH/dm)\ /i - коэффициент растечки тепла; 5СТ — толщина стенки
трубы, м; Ам — коэффициент теплопроводности металла стенки, кВт/м-К;
#2 — коэффициент теплоотдачи от стенки к рабочей среде, кВт/м2-К; qT —
удельный тепловой поток на наружной поверхности трубы, кВт/м2.
Температура рабочей среды £рср принимается как средняя величина по
сечению трубы. Рассчитываемое сечение (по длине трубы) выбирается по
условию неблагоприятного сочетания параметров — температуры рабочей
среды, удельного теплового потока, интенсивности образования отложений
внутри трубы.
В общем случае при расчете межпромывочного периода тепловая и гид-
равлическая разверки, конструктивная нетождественность не учитываются,
т. е. расчет ведется для средней трубы.
В случае расчета температуры металла разверенной трубы необходимо
учесть превышение температуры среды над средним значением в рассчи-
тываемом сечении 5 £т, °С. При этом
^рср = (^рср)ср "I" О *т> (13.23)
где (£рср)ср — температура рабочей среды в средней трубе.
Удельное тепловосприятие разверенной трубы определяется
qT = (гут -Ь Ат7т) -дЭл, (13.24)
где дЭл — средний удельный тепловой поток на поверхности нагрева, кВт/м2;
77т — коэффициент неравномерности тепловосприятия разверенной трубы;
Дт/г — дополнительный коэффициент, учитывающий возможность сравни-
тельно длительного увеличения интенсивности обогрева отдельных труб
в элементе (выход отдельных участков из ряда, несимметричное включение
и отключение горелок).
Максимальные значения коэффициента неравномерности тепловоспри-
ятия труб в секции (т]т)макс для радиационных поверхностей приведены
в табл. 13.2 (определяется в зависимости от числа секций (элементов) по-
верхностей нагрева, размещенных на стене топки). Значения дополнитель-
ного коэффициента Д^т приведены в табл. 13.3.
Средний удельный тепловой поток элемента г/у, для радиационных по-
верхностей нагрева принимается по данным позонного расчета топки или
рассчитывается по средним значениям тепловосприятий, полученных из
теплового расчета топки, с учетом коэффициентов, характеризующих рас-
пределение тепловосприятия между элементами топочной камеры.

566
Глава 13
Таблица 13.2. Коэффициент неравномерности тепловосприятия разверенных труб
настенных экранов
Количество секций на стене топки
1-2
3
4 и более
Ы"
1,3
1,2
1,1
Таблица 13.3. Дополнительный коэффициент к расчету тепловосприятия разверен-
ной трубы
Тип элементов
Гладкотрубный
- одноходовой по рабочей среде
- двух-трехходовой
Мембранная стенка
Значения Аг]т
0,25
0,20
0,15
В формулах (13.20)—(13.22) коэффициент растечки теплоты для экран-
ных поверхностей НРЧ принимается в пределах 0,9-0,95, для мембраннной
стенки — равным 1.
Коэффициент теплопроводности металла Ам, кВт/м-К, для стали
12Х1МФ определяется по зависимости
Ам = 0,042- 0,00175-(^-l). (13.25)
Температуру £с? при определении Ам следует предварительно прини-
мать на 20-30°С выше температуры t™ при сжигании газа, твердого топлива
или на 60-100°С — при сжигании мазута. При отклонении полученной за-
тем температуры от предварительно принятой более чем на 100°С следует
произвести пересчет по уточненному значению коэффициента теплопро-
водности.
Коэффициент теплоотдачи а2, кВт/м2-К, при сверхкритическом давле-
нии в области энтальпии h — 1000-2 750 кДж/кг и внутреннем диаметре
трубы 20 мм можно оценить
/ Wv \0,8
°* = 12'2-Чт55б) ' (13-26)
где А — коэффициент, учитывающий изменение теплофизических свойств
воды по радиусу трубы, определяется согласно табл. 13.4 в зависимости от

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД
567
Таблица 13.4. Коэффициент Л к расчету теплоотдачи от стенки к воде при СКД
h„, кДж/кг
В <0,1
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
1300 1500 1,700 1900 2100 2 300 2 500 2 700
1,1 1,35 1,5 1,5 1,5 1,5 1,3 1,05
1,08 1,28 1,5 1,5 1,5 1,3 1,05 0,9
1,06 1,25 1,45 1,48 1,26 1,05 0,9 0,8
1,04 1,15 1,25 1,25 1,08 0,92 0,8
1,0 1,08 1,06 0,97 0,86 0,78
1,0 0,95 0,88 0,8
энтальпии потока hn в расчетном сечении и комплекса В = /2 • /3 • <?т/(4,19 •
ЭДр); wP — массовая скорость водного теплоносителя, кг/м2с, представлена
в исходных данных.
Приращение температуры в слое внутритрубных отложений определя-
ется по формуле
Д*отл = /^-4т-у^, (13.27)
'ютл
где <50тл — толщина слоя отложений, м; А0Тл — коэффициент теплопроводно-
сти отложений, кВт/м-К.
Расчет толщины слоя отложений проводится по п. 13.5.6. Коэффици-
ент До™ зависит от водно-химического режима блока (табл. 13.8).
13.5.4. Утонение стенки трубы за счет коррозии на внутренней
и наружной поверхности трубы
Скорость пароводяной коррозии, протекающей на внутренней поверх-
ности трубы, увеличивается с ростом температуры £*". В среде водного теп-
лоносителя сверхкритического давления формируется двухслойная пленка,
состоящая, в основном, из оксидов железа. Слои пленки различаются своим
происхождением, структурой, плотностью, пористостью и другими харак-
теристиками.
Утонение стенки трубы со стороны водного теплоносителя за счет кор-
розии Д5ВН, мм, в интервале от 380 до 520°С при рН=9 для стали 12Х1МФ
определяется по логарифмической формуле
lgA5B„ = l,58-
3 380
-f(),261-lgrK
(13.28)
где Твм — температура металла на внутренней поверхности трубы, К;

568
Глава 13
тк — расчетное время коррозии, ч.
При изменении значения рН от 7-8 до 9,5-10,5 коррозионные потери
снижаются в 1,5-2 раза.
При температуре внутренней поверхности стенки трубы 500-620°С
расчет производится по формуле
lg Д5ВН = 4,6 - ^Р + 0,4 • lgrK. (13.29)
J- вн
С учетом отклонения реальных условий протекания коррозии металла
от лабораторных, при которых получены зависимости (13.28) и (13.29),
действительное утонение стенки трубы &S%H, мм, определяется
Д5ВДН = 1,З.Д5В„. (13.30)
При повышении температуры на наружной поверхности труб радиаци-
онных поверхностей нагрева резко ускоряется высокотемпературная газовая
коррозия, приводящая к утонению стенки трубы.
Расчет глубины коррозии (утонения стенки трубы) с наружной сторо-
ны Д5Н, мм, для стали марки 12Х1МФ проводится по зависимостям для
топлив:
— антрацитовый штыб:
lg Д5„ = б, 22 - Ц^ + (0,5 + 0,186 • 10~4 • Г„) • lg тк; (13.31)
— назаровский уголь:
lg Д5Н = 4,46 - $Ш + (0,5 - 0,358 • 10~4 • Г„) • lg тк; (13.32)
— экибастузский уголь:
lg Д5„ = 5,10 - 1Ш + (0,5 + 0,151 • 10~3 • Г„) • lgrK; (13.33)
— мазут:
lg Д5„ = 4,30 - Ц^ + (0,5 + 0,917 • ИГ4 • Т„) • lg тк; (13.34)
•L н
— природный газ:
lgA5„ = 6,66- 1Ш + (о,4 + 0,143 -10"4 • Г„) • lgтк, (13.35)
J- и

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД 569
где Тн — эквивалентная температура наружной поверхности трубы, К, за
рассчитываемое время коррозии тк, ч.
В этих формулах эквивалентная температура наружной поверхности
трубы t3H, °C, определяется как среднеарифметическая температура в начале
и конце рассчитываемого периода.
Полученное значение Д5Н умножается на коэффициент Ки, учитыва-
ющий особенности протекания коррозионных процессов в экранах конкрет-
ных котлов
Д5£ = Х„.Д5„. (13.36)
Коэффициент Кн принимается:
Кн = 1,3 при qT ^ 500кВт/м2;
Ки = 1 при qT < 350кВт/м2.
В диапазоне qT = 350 — 500 кВт/м2 коэффициент Кн определяется
с помощью линейной интерполяции.
Суммарное расчетное утонение стенки трубы радиационных поверх-
ностей нагрева котла СКД СзР, мм, за расчетный период тр, ч, равно
С3р = Д5вдн +AS*, (13.37)
а в пересчете по (13.17) на срок службы труб 100000 часов
п п 100 000
С3 = Сзр • Тр .
13.5.5. Расчет толщины стенки трубы по условиям прочности
Минимальная расчетная толщина стенки прямой бесшовной тру-
бы So, мм, по условиям прочности определяется
(2-М+Р)
где р — давление рабочей среды, МПа, DH — наружный диаметр трубы, мм;
[а] — номинальное допустимое напряжение, МПа (табл. 13.5).
При проектировании поверхности нагрева номинальная толщина стен-
ки труб определяется с учетом прибавки С, мм, к минимальной толщине
стенки
5-50 + С, (13.39)

570 Глава 13
Таблица 13.5. Номинальное допустимое напряжение для стали 12Х1МФ
*, °с
[а], МПа
t, °С
[а], МПа
400 420 440 460 480 500 510 520 530 540
142 138 136 133 130 124 116 105 96 81
550 560 570 580 590 600
73 66 59 57 (45) (39)
которая состоит из двух величин:
C = Ci+C2, (13.40)
где С\ — прибавка, компенсирующая минусовое отклонение по толщине
стенки трубы и все виды утонения при изготовлении трубы, мм; С2 —
прибавка, учитывающая утонение стенки в процессе эксплуатации за счет
всех видов коррозии, механического износа или эрозии к концу расчетного
ресурса работы поверхности нагрева, мм.
Для прямых труб принимают
d =0,1-S0. (13.41)
Прибавка С2 состоит из двух частей:
С2 = C2i + С22,
где С2\ — учитывает коррозию на внутренней поверхности трубы, мм; С22 —
то же на наружной поверхности трубы, мм.
При смывании поверхности нагрева водой прибавка C2i =0,5 мм.
Значения С22 выбираются в зависимости от температуры поверхно-
сти £"т, материала труб, вида топлива. По условию окалинообразования
(высокотемпертурной коррозии с газовой стороны) температура наружной
поверхности труб (с учетом тепловой и гидравлической неравномерности,
но без учета временного неравномерного обогрева) не должна превышать
предельной температуры (йр)кор, °С (табл. 13.6).
Значения прибавки С22 при ресурсе работы поверхности нагре-
ва 100 000 часов принимаются
при tH < (С)кор - 40°С С22 > 0,5 мм;
при *н > (Окор - 40°С С22 ^ 1 мм.
Приведенные в п. 13.5.5 значения для С21 и С22 принимаются при
проектировании котла. Если ведется расчет утонения стенки трубы за счет
коррозии металла при эксплуатации котла, то прибавку к толщине стенки
следует выбирать по п. 13.5.4.

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД 571
Таблица 13.6. Предельная температура по окалинообразованию для стали 12Х1МФ
Топливо
Высокосернистые и сернистые мазуты
при q > 400 кВт/м2
при q < 400 кВт/м2
Эстонские сланцы
Остальные энергетические топлива
(fnp\ op
585
585
540
585
13.5.6. Расчет скорости образования внутритрубных отложений
В основу расчета скорости образования внутритрубных отложений
положена методика, представленная для экранных поверхностей нагрева
паровых котлов СКД, охлаждаемых водной средой с энтальпией 1 200-
2 600 кДж/кг и давлением 24-30 МПа, при работе котлов на гидразинно-ам-
миачном водном режиме. Расчет ведется для случая образования железоок-
сидных отложений.
Максимальное количество железооксидных отложений образуется при
энтальпии Лмако кДж/кг,
Лмакс = 900 • (^Z^1) + г 50°- (13'42)
Отклонение значения энтальпии потока hn в расчетной точке от /гмакс
обозначим величиной
ДЛ = /*макс ~ Лп- (13.43)
При | Ah\ > 100 кДж/кг величина отложений существенно меньше мак-
симального значения и необходимо вводить поправочный коэффициент Kh
Kh = io-0'0025'(lA/ll-100) (13.44)
при расчете массы отложений по формуле (13.46).
В случае \Ah\ < 100 расчет можно вести по максимальной величине
отложений, поправочный коэффициент Kh на величину отложений прини-
мается равным 1.
Интенсивность роста удельного количества наносных образований ок-
сидов железа на лобовой образующей трубы m0Tn, г/м2-ч, определяется по
формуле
тоотл = 0,000225 • CFe • dBH • pw • Кисрх
x(l-exp(-l,57-10-6-(/l-^2Q9))), (13.45)

572 Глава 13
Таблица 13.7. Коэффициент неравномерности образования отложений по периметру
трубы
Si/dH
-^нер
Si/dn
**■ нер
1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 1,10 1,11 1,12
2,65 2,50 2,30 2,00 1,75 1,50 1,35 1,25
1,13 1,14 1,15 1,16
1,15 1,10 1,05 1,0
Таблица 13.8. Коэффициенты Ктп, А0тл> характеризующие слой внутритрубных от-
ложений при различных воднохимических режимах
п/п
1
2
3
4
5
6
Воднохимический режим
Гидразинно-аммиачный
Гидразинный
Высокощелочной
Нейтрально-кислородный
Нейтрально-окислительный
(с Н202)
Комплексонный
(C'pejnBj
мкг/кг
8-10
7-11
3-5
8-10,
7-8
8-10
-Котл
1
0,5
1,2
0,5
0,35
1,25
^ОТЛ>
Вт/м-К
0,5-0,6
1-1,2
(1)
1
3
2-3
где CFe — концентрация железа в питательной воде, мкг/кг; dBH — внутрен-
ний диаметр трубы, м; pw — массовая скорость потока, кг/м2-с; KHQp — ко-
эффициент неравномерности образования отложений по периметру трубы,
показывающий отношение количества отложений на лобовой образующей
к средней величине отложений по периметру трубы.
Для плавниковых труб KHQp принимается равным 2,2. Для гладких труб
значения KHQp в зависимости от относительного шага S\/dH представлены
в табл. 13.7
Рост внутритрубных отложений Мотл, г/м2, происходит за счет обра-
зования наносных отложений и окисления металла трубы водной средой
СКД:
Л/агл - (ттл • тотл + 6, 567 • 105 • т0°;26 . ехр( ~™) ) - Kh • К01Я) (13.46)
где То™ — время формирования отложений, ч, за которое ведется расчет;
Твэн — эквивалентная температура металла внутренней поверхности тру-

13.5. Температурный режим труб НРЧ парового котла СКД 573
Таблица 13.9. Основные результаты расчета температурного режима труб НРЧ
Параметр
1. Температура металла:
— на внутренней, поверх-
ности
— средняя по толщине
стенки
— на наружной поверхно-
сти
2. Утонение толщины
стенки
— с внутренней стороны
— с наружной стороны
— суммарное
3. Толщина стенки трубы
— минимальная
— номинальная расчетная
— запас толщины
4. Внутритрубные отложе-
ния оксидов железа
— интенсивность роста
— масса
— толщина слоя
Обо-
значе-
ния
6СТ
A5S,
А5»
Сгр
So
S
До,ап
ТТ^отл
Мотл
"отл
Раз-
мер-
ность
°С
°С
°С
мм
мм
мм
мм
мм
мм
г/м2ч
г/м2
мкм
Время, т, ч
0
404
432
460
0
0
0
2,96
3,26
2,76
0
0
0
10000
455
483
511
0,007
0,028
0,035
3,11
3,79
2,21
0,0152
256
63
20000
499
527
555
0,014
0,064
0,064
3,81
4,58
1,42
0,0152
480
118
30000
549
577
606
0,023
0,133
0,133
5,74
6,83
-0,83
0,0152
735
180
бы, К; Котл — коэффициент, учитывающий влияние водно-химического ре-
жима парового котла на интенсивность образования отложений.
Эквивалентная температура t3BH, °C, определяется как полусумма тем-
пературы металла на внутренней поверхности трубы в начале £"н и конце ££н
рассчитываемого периода. В первом приближении принимают tlu = t"H9 за-
тем определяется t*H9 находят новое значение Ь\ц и проводят следующую
итерацию.
Средняя толщина слоя отложений 501JI, м, определяется по формуле:
5ог"= тМ' 10~6- {13'47)

574
Глава 13
В литературе отсутствуют достаточно полные данные о влиянии вод-
но-химических режимов на скорость и место образования внутритрубных
отложений, их теплопроводность. В табл. 13.8 представлены оценочные зна-
чения коэффициентов Котл и А0Тл, а также примерная концентрация оксидов
железа (в расчете на железо) для основных водно-химических режимов.
13.5.7. Приложение.
Результаты расчетов температурного режима труб (табл. 13.9)
Исходные данные:
секция фронтового экрана НРЧ котла СКД; топливо — Назаровский
уголь; гидразинно-аммиачный водный режим, С„| = 10 мкг/кг; воспри-
нятый тепловой поток qT = 300 кВт/м2; массовая скорость воды pw =
= 1300 кг/м2-с; температура рабочей среды £рср = 380°С.
13.6. Упражнение 2.
Расчет солевых балансов (балансов примеси) барабанных
паровых котлов
Исходные данные:
Тип станции
Паровой котел:
паропроизводительность
давление пара
температура пара
топливо
водный режим
Барабан:
диаметр внутренний
длина рабочей части
ширина паропромывочного дырчато-
го щита
ширина пароприемного потолка
Экранные трубы:
диаметр/толщина
марка стали
воспринятый тепловой поток (на
П\/МГТ4\/1Гк ГТЛта^ГУУЫПГТЧ^
на-
ГРЭС или ТЭЦ
D = т/ч
Рпе = МПа
/ — °Г
—
фосфатный
dBm = 1 600 мм
/рч = 3 000 4- 30 х Д мм
6ДЩ — 1 200 мм
бпп = 770 мм
d/5 — 60/5 мм
сталь 20
q — кВт/м2

13.6. Упражнение 2. Расчет солевых балансов барабанных котлов 575
_ мкг/кг
мкг-экв/кг
мкг/кг
мкг/кг
13.6.1. Расчет солевого баланса котла с одноступенчатой схемой
испарения (без промывки пара)
Одноступенчатая схема испарения показана на рис. 13.16.
Обозначения:
DUb — расход питательной воды;
Dn — расход перегретого пара;
Dnp — расход продувочной воды;
Концентрация примеси:
Спв — в питательной воде;
Сп — в перегретом паре;
Спр — в продувочной воде;
Скв — в котловой воде.
Задача: для заданного значе-
ния концентрации примеси в пи-
тательной воде определить вели-
чину продувки котла, при кото-
рой обеспечивается нормируемая
чистота пара.
Расчетные уравнения действи-
тельны:
1) для примесей, не претерпева-
ющих термических преобразо-
ваний по тракту;
2) в случае, когда отсутствует об-
разование твердых отложений в парообразующей системе;
3) отсутствует дополнительное поступление примесей (например, за счет
коррозии).
Расчет ведется по кремнекислоте.
Материальный баланс рабочей среды:
Примеси в питательной воде:
кремнекислота Спв°2 =
общая жесткость С^ва = _
соединения железа С*£ — _
соединения меди CS11 = _
Рис. 13.16. Одноступенчатая схема испа-
рения.
А™ = А, + Aip.

576 Глава 13
Относительная доля расхода продувочной воды (продувка котла)
,-(£)х100,*.
Принимая £)п = 100%, получим материальный баланс в виде:
(Ю0 + р) = 100+р.
Баланс примеси для рассматриваемой схемы:
(100 + р)Спв = 100СП +рСпр, (13.48)
где Спр = Скв.
Концентрация примеси в паре определяется по формуле
100С„ = {ш + КР)С^ (13.49)
где и — влажность пара, %, Спр принимается по расчету сепарационных
устройств в барабане (см. § 11.6);
Кр — коэффициент распределения примеси, %.
Для кремнекислоты
Кр= (^) х100,%;
г
р"', рг — плотность пара и воды на линии насыщения при давлении в бара-
бане, кг/м3.
Подставляем (13.49) в (13.48):
(100 + р)Спв - {р + uj + Кр)Спр. (13.50)
Отсюда
(100 + р)СП1
{р + и + Кр)'
Скв = (100+ р)
СПв {р 4- о; + #р)'
СПр — Скв — у—- —;—^~\\ (13.51)
(13.52)
Для пара
Cn = 0,0L(u, + Kp)№±^. (13.53)
(р + и + Кр)
Из (13.53) определяем величину продувки:
ioo(i-^-)
(С'„/Г„8)100 _х
(13.54)
(w + К,

v 13.6. Упражнение 2. Расчет солевых балансов барабанных котлов 577
В расчете принимаем: Спв — задано; Сп — по нормам качества пара для
барабанных котлов (табл. 13.10).
После расчета продувки определяют значение Спр = Скв, отноше-
ние Скв/Спв.
Полученное значение продувки сравнивают с рекомендуемыми значе-
ниями по ПТЭ:
р = 0-,5 - 1% — при химическом или термическом обессоливании
добавочной воды;
. р = 1 — 3% — при химически очищенной добавочной воде;
р — до 5% — для производственных ТЭЦ с большой безвозвратной
отдачей пара на производство или при высокой минерализации исходной
воды.
Делается вывод по расчетам.
Таблица 13.10. Нормы качества пара для барабанных котлов
Нормируемая величина
Содержание натрия, мкг/кг, не
более
Кремниевая кислота (расчет на
вЮз), мкг/кг, не более
Значение рН
Давление МПа
3,9
9,8
13,8
7 и выше
13,8
ГРЭС
60
15
5
15
>7,5
ТЭЦ
100
25
5
25
> 7,5
13.6.2. Паровой котел с одноступенчатой схемой испарения
-с промывкой пара
Рассчитываемая схема — на рис. 13.17
Величина продувки р задается из предыдущего расчета, но не более
рекомендуемого значения по ПТЭ.
Пар из контуров циркуляции проходит через котловую воду, концентра-
ция примеси в нем С'п. Проходя через воду на паропромывочном устройстве,
он отдает промывочной воде часть примесей, очищается («промывается»),
концентрация примеси в нем Сп.
Задача: определить эффективность промывки пара.
Обозначим: Спр0м — концентрация примесей в воде промывочного
устройства.
Баланс примесей в промывочном устройстве:
(100 + р)С11В + 100С'п = 100 Сп + (100 f pJCnpoM- <13-55)

578 Глава 13
Таблица 13.11. Нормы качества питательной воды барабанных котлов
Нормируемая величина
Общая жесткость, мкг-экв/кг
Соединения натрия (на Na),
мкг/кг
Соединения железа (на Fe),
мкг/кг
Соединения меди (на Си), мкг/кг
Нормируемая величина
Кремниевая кислота (на БЮз),
мкг/кг
Значения рН:
при обессоленной добавочной
воде
при химически очищенной воде
Давление Мпа
3,9
9,8
13,8
13,8
3,9
9,8
13,8
3,9
9,8; 13,8
Давление Мпа
7-9,8 .
13,8
3,9
9,8; 13,8
3,9
9,8
Мазут
5
1
1
50
50
20
20
10
5
ГРЭС
80
40
8,5-9,5
9,Н-0,1
9,5
9,2
Твердое
топливо
Газ
10
3
1
50
100
30
20
не норм.
5
ТЭЦ
испытан.
120
8,5-9,5
9,1+-0,1
9,5
9,2 *
Концентрация примесей в паре:
— до промывки
100С'п = (Ш1+Кр1)Ст:
(13.56)
ит100С'п = {ш1+Кр1)Спр;
— после промывки
100 Сп = (ш2 + ВДСпром. - (13.57)
Принимаем: Кр\ — КР2 = Kv\ и) — и\ = и>2 = 0,05% (паропромы-
вочное устройство загромождает паровой объем барабана, и условия для
сепарации ухудшаются).

13.6. Упражнение 2. Расчет солевых балансов барабанных котлов 579
100 4 р
паропромывочное
устройство
Рис. 13.17. Одноступенчатая схема испарения с промывкой пара.
Подставляем (13.56) и (13.57) в (13.55):
(100 + р)Спв + {ш + Кр)Спр = \ш + Кр)Спром + (100 + р)Спр0м;
(100 + р)Спв + (ш + Кр)Спр = (и 4- Кр + 100 +р)Спром.
(13.58)
Учитывая, что промывочная вода поступает в водяной объем барабана,
для котловой воды она является как бы питательной, соотношение меж-
ду Скв и Спром имеет вид, аналогичный известному соотношению между Скв
и Спв (где вместо Спв будет Спр0м):
Г -Г -Г {Ш+Р)
(р + и + Кр)
(13.59)
После подстановки этого соотношения в (13.58) получим выражение
для расчета Спр0м:
С^пром —
Спв(100 + р)
(V+ АР 4-100+ р)-
(o; + /fp)(100 + p)
(и 4 Кр 4 р)
(13.60)
Расчет ведется по кремнекислоте.
Определяем:
С^пром? С-'пром/^пв) ^кв> ^кв/^пром» ^кв/^пв>
— Сп; Сп;
— кратность промывки (при Kv\ = /^2; ^1 = ^2)"
С/, (шг 4 A'pi)Ckb
Cki
(100+ р)
Сп (и>2 + Л'р2) Спром Спром (w + Л'р + р)

580 Глава 13
Результаты сравнить с предыдущим расчетом (Скв, Сп, р,.. .)•
13.6.3. Паровой котел с двухступенчатой схемой испарения (без
промывки пара)
Двухступенчатая схема испарения показана на рис. 13.18.
-^ 100; Сп
f J100-n2) «
100-fp
Рис. 13.18. Двухступенчатая схема испарения.
Два отсека в барабане — соответствующие индексы у рассматриваемых
величин.
Паропроизводительность 2-го отсека п2 = (D2/D)100, %; 1-го отсека
щ = (2?1/£>)100 = 100 - п2, %; где Dx -f D2 = D\ щ+п2 = 100%.
Задача: используя значения ш, Кр, р (для кремнекислоты) из преды-
дущего расчета, рассчитать оптимальную паропроизводительность 2-го от-
сека п2 и концентрацию примеси в паре Сп.
Баланс примесей в 1-м («чистом») отсеке:
(100 + р)Ст = (100 - n2)Cnl + (n2 + p)CKBi.
Так как
Сп\
(cji + Kpi)CKBi
100
то концентрация примесей в воде чистого отсека
Спв(Ю0 + р)
СКВ1 —
'(lO0-n2)(u>i + I<pi)
100
+ п2 +
р)
(13.61)
(13.62)
(13.63)
Из выражения (13.63) можно определить соотношение CKBi/CnB.
Баланс примесей для солевого отсека
(д2 -Ь Р)СКВ1 = 712 СП'2 + рСпр.
(13.64)

13.6. Упражнение 2.- Расчет солевых балансов барабанных котлов 581
Так как
Сп2
(ш2 + Кр2)Спр
100
то концентрация примесей в воде солевого отсека
CKBl(™2 +р)
Скв2 — Сг
пр
<п2(100 + Кр2)
(13.65)
(13.66)
100
+р
Принимаем: Кр\ = КР2 = Кр\ и — и\ - и2.
Из приведенных выше выражений находим соотношения:
Скв2 _
СКв1
Скв2
СП]
Количество примесей в паре после смешения потоков из чистого и со-
левого отсеков:
100 Сп = (100 - п2)Сп1 + п2 Сп2;
Сп = 0,01 ((100 - п2)Сп1 + п2 Сп2).
(13.67)
Проводим вариантные расчеты:
принимаем значения
п2 = 0; 3; 5; 10; 20%.
Строим график Сп = /(^г)
и определяем оптимальное значе-
ние п°2т, при котором концентрация
примеси в паре Сп будет минимальной
(рис. 13.19).
Сравнить:
— Сп с нормируемой величиной;
— Скв|,Скв2 с одноступенчатой Рис. 13.19. Определение оптималь-
схемой испарения. ной величины паропроизводительно-
Сделать выводы по работе. сти второй ступени испарения.
В литературе рекомендуется:
п2 — 3-5% (до 10%) — при высоком качестве питательной воды (малом
значении продувки);
П2 — Д° 20-25%) — при плохом качестве питательной воды.

582 ГЛАВА 13
13.7. Паровой котел с двухступенчатой схемой испарения
(без промывки пара); концентрация примеси
в котловой воде превышает ее растворимость
Исходные данные — из расчета двухступенчатой схемы испарения по
кремнекислоте.
Для нового вещества задано: Спв, Сп (допустимое), растворимость С°
(по справочникам),
Для некоторых веществ:
*?--(£)" *s--(£)"
/^Fe304 _ (Р_\ . r^CuO _ ( Р_\
Солевой баланс в чистом отсеке:
. (100 +р)Ст = (100 - п2)СпХ + (п2 +р)Ст]. (13.68)
Концентрация примесей в паре
•'кв1
кр1с° Скв1с° г1 + ^г;с'
100 * 100 100
Обозначим: Кун\ - коэффициент уноса примеси в 1-ом отсеке, %:
с-' = :т^-+"'тя- = ^ i^— <13-69>
KpiC0
Kyh]=uj1 + -^—. (13.70)
j ^KBl
Подставляем (13.69) в (13.68):
(100 + р)Спв = (1°° " inQ2^PlC° + (100 - паЦ^ + (п2 +р)Ст{.
Отсюда
(100-п2)Кр1С°\
((100fp)C„:
г х ЮО
L'kbI
'(100- «2)wi
100 +("2+р))
0,01(100 -n2)(/CpiC°)
((100+ р)С„.)
■=С„в(100 + р)-
(13.71)
(100-тг2)ол
ТОО +
("2 + р)]

13.7. Паровой котел с двухступенчатой схемой испарения
583
Из этих соотношений определяем:
СП]
пар чистого отсека Сп\
Солевой баланс во 2-ом отсеке:
(п2 + р)СКв1 = п2 Сп2 + рСкв2; причем Спр = Скв2.
Качество пара во 2-ом отсеке:
Кр2С0^
СП2 =
Скв2<^2 , Кр2С°
<^2 +
100
+
СКв2
-)СКВ2
Коэффициент уноса Ку1а = w2 4-
Подставляем (13.73) в (13.72):
Хр2С°
100 100
Кр2С°
(13.72)
(13.73)
С„
(п2-Ьр)СКв1 = П2 Т* +n2W2:^ +PCkb2.
100
Скв2
100
Отсюда
Скв2 —
(П2+р)Скв] -П2
^р2С°
100
П2^2
100
+р
=СКВ[(п2-\-р)-
п2Кр2С° -
((гг2 +p)CKbi)>
L юо ^.
Определяем отношения:
СКв2
Скв!
(13.74)
СКв2
^пв
Чистота пара 2-го отсека Cni = ...
Общая чистота пара после смешения потоков:
((100-п2)Сш + п2Сп2)
Сп
100
(13.75)
Сравнить Сп с нормируемым значением (если таковое имеется). Про-
вести анализ результатов расчета.
Вариант расчета: для данного вещества провести два расчета — с уче-
том растворимости и без учета. Сравнить результаты, определить, какую
погрешность в расчеты вносит неучет растворимости веществ.

584
Глава 13
13.7.1. Упражнение 3.
Расчет температурного режима экранных труб барабанного котла
и межпромывочного периода
В расчете рассматривается двухсту-
пенчатая схема испарения без промывки
пара. Методика расчета температурно-
го режима экранных труб справедлива
и для других схем испарения. Предва-
рительно: по результатам ранее прове-
денных расчетов двухступенчатой схе-
мы испарения по кремнекислоте (опре-
делены значения р, n<i, uj и т.д.) рассчи-
тать солевой баланс 1-й и 2-й ступеней
испарения для заданной концентрации
примеси (Fe, Си, Са,...) в питательной
воде.
Расчет температурного режима ве-
дется для экранов 2-й ступени испаре-
ния — по концентрации примеси СКВ2-
Задача расчета: определить межпромы-
вочный период при известной допусти-
мой температуре наружной поверхности
экранных труб и надежность работы этих труб.
График распределения температуры по сечению трубы показан
рис. 13.20.
Температура наружной поверхности стенки трубы £"т, °С:
Рис. 13.20. Температурный график к
расчету температуры стенки экран-
ных труб барабанного котла.
+1+
'•+М(ё)(ттЬ))+5 + «)- ('"6>
ts — температура котловой воды (температура насыщения при давлении
в барабане), °С;
(3 — отношение наружного диаметра с!„, мм, к внутреннему dBiu мм,
диаметру трубы:
\i — коэффициент растечки теплоты (0,9-0,95);
q — воспринятый тепловой поток на наружную поверхность тру-
бы, кВт/м2; величину q следует принимать для участка с наиболее вы-
соким тепловым напряжением, т. е. с учетом неравномерности тепловое-

13.7. Паровой котел с двухступенчатой схемой испарения 585
приятия в топке между стенами, по ширине и высоте стенки топочной
камеры;
5М, So — толщина стенки трубы и слоя отложений, соответственно, м;
Ам, До — коэффициенты теплопроводности металла стенки трубы
и слоя отложений, кВт/(м2-К);
#2 — коэффициент теплоотдачи от стенки к обогреваемой среде,
кВт/(м2К).
Допустимая температура наружной поверхности стенки трубы по до-
пустимой прочности для углеродистой стали 20
^топ = 450°С.
Имеем запас по температуре стенки
Максимальное допустимое количество отложений на внутренней по-
верхности трубы определяется из условия
Д*зап = 0, Т. е. С" = *ст = 450°С.
Проведем преобразования выражения (13.76):
(*») ( 2 \ + к + ±= (%~Ч (13 77)
Отсюда
Sp _ № ~U) 1 (6и\/ 2 \ mm
т0 - i^r" *" да щ+щУ ( }
Расчет проводится в следующей последовательности:
1. Задано: р, ta, 8m /3, /i, q.
2. Рассчитываем дополнительно:
а) для стали 20 коэффициент теплопроводности
Ам = 50,6 - 0,0263$* - 100),Вт/(м • К),
где t°Cj — температура стенки в среднем сечении, оС,
5ьл
« = '«-^^)((гЪ))'
расчет Ам — итерационный (в первом приближении задаются значением tc£
между t3 и 450°С, различие в £с? при итерациях допускается до 100°С);

586 Глава 13
О 50 100 200 300 400 500 600
<7, кВт/м-
Рис. 13.21. Коэффициент теплоотдачи при кипении воды на поверхности окислен-
ных труб.
б) коэффициент теплоотдачи а.2 принимается по рис. 13.21 для окис-
ленной трубы.
3. Из (13.78) определяется допустимая толщина слоя отложений So, м,
а по этой величине рассчитывается масса отложений Мо, г/м2, ;
Мо = 5о7о-Ю6, (13.79)
где 7о ~ средняя плотность отложений, г/см3.
Усредненные характеристики отложений примеси в экранных тру-
бах:
Отложения
Железооксидные
Медистые
Солей жесткости
Ао, Вт/(м-К)
4,6
4,6
0,86
7о, г/см3
2,5
2,5
1,5

13.7. Паровой котел с двухступенчатой схемой испарения 587
Межпромывочный период тпр0м, % определяется по формуле
Тпром = ~д j (13.80)
где А — средняя скорость роста отложений, г/(м2-1 000 ч).
По данным Н. Н. Манькиной:
а) скорость образования щелечно-земельных отложений (солей жест-
кости: силикат кальция, сульфат кальция и т.д.):
Аг = 1,3-10-13Сса-ш8<?2, мг/(см3-ч), (13.81)
где CcafMg — концентрация кальция и магния в котловой воде второй сту-
пени испарения, мг/кг;
д-вВт/м2!
Следите за размерностью величин!
б) скорость образования медистых отложений:
для тринатрийфосфатного водного режима
ANa3P04 = 0^23 • 10-13(Сси)1/бЛ(д - 200000), мг/(см2 • ч); (13.82)
для гексаметафосфорного режима
A<Na3P04)e = o,39 • W-ls(Ccu)1/6'Sq{q ~ 400000), мг/(см2 • ч); (13.83)
в) скорость образования железооксидных отложений
^Na3P04 = 5 у . 1(Г14Сре ^ МГ/(СМ2 . ч). (13>84)
A(Na3P04)6 =1А 10-НСред25 мг/(см2 . ч); (,3 g5)
Пересчет А\ мг/(см2-ч), на Л, г/(м2-1 000 ч):
А = Аг • 104 • ^ = Аг •104. (13.86)
103
Для сравнения:
— средний темп роста отложений при фосфатном режиме:
при сжигании угля, газа: 6-10 г/(м2-1 000 ч);
при сжигании мазута: 16-22 г/(м2-1 000 ч);
— количество отложений перед промывкой (солей жесткости):
уголь, газ: 300-400 г/м2;
мазут: 300-400 г/м2;

588
Глава 13
— межпромывочныи период:
уголь, газ: 3-5 лет;
мазут: 2-4 года.
Расчет экранных труб на прочность.
Минимальная толщина стенки So, мм:
S0 =
pdH
Ш+р)
(13.87)
где: dH — наружный диаметр трубы, мм;
р — давление среды, МПа;
[а] — номинальное допустимое напряжение (по ^?)> МПа.
Для стали 20:
[а], МПа
300
117
340
107
380
95
400
90
420
84
440
72
460
55
480
42
500
33
Номинальная толщина стенки трубы S, мм:
S = So -f- C\ 4- Сг-
(13.88)
Прибавка С\ учитывает минусовое отклонение по толщине стенки тру-
бы и все виды утонения при изготовлении трубы, мм, для прямых труб:
Прибавка С^
d = 0,11 S0.
С*2 = C*2l + C*22i
(13.89)
(13.90)
где Сч\ учитывает коррозию на внутренней поверхности трубы: при смы-
вании трубы водой С21 = 0,5 мм;
(722 — учитывает коррозию на наружной поверхности трубы: средняя
величина С22 = 1 мм.
При расчете можно принимать Со > 1 мм.
Запас на толщину стенки трубы:
AS3an = SM - S, мм.
(13.91)
Анализ: если AS3an > 0* то работа экранных труб по условию проч-
ности будет обеспечена за межпромывочный период тпром- При AS3an < 0
труба разорвется раньше тпром. Оценить в этом случае, когда (при каком
значении г - ДО AS3an = 0.

13.8. Контрольные вопросы 589
13.8. Контрольные вопросы
1. Какие основные задачи водно-химических режимов паровых кот-
лов и блока в целом?
2. Как изменяются (количественно) нормы качества пара с повыше-
нием давления?
3. Каково назначение БОУ?
4. Проведите анализ норм качества питательной воды: для разных
типов оборудования (ТЭС); для разных соединений.
5. Какова роль кислорода, находящегося в питательной воде? Когда
его концентрацию увеличивают, а когда снижают?
6. Сравните влияние ГАВР и НОВР на работу котла. Какой режим
эффективнее и почему?
7. Какие водные режимы используются в барабанных котлах сред-
него и сверхвысокого давлений?
8. В чем заключается эффект промывки насыщенного пара в бара-
банном котле? Где меньше концентрация примеси — в паре, посту-
пающем на промывку, или в воде, через которую он барботирует?

Литература
1] Аэродинамический расчет котельных агрегатов (Нормативный ме-
тод)/Под ред. СИ. Мочана. — М: Энергия, 1977.
2] Гидравлический расчет котельных агрегатов (Нормативный ме-
тод)/Под ред. В. А. Локшина, Д. Ф. Петерсона, А. Л. Шварца. М.: Энер-
гия, 1978.
3] Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.
Министерство энергетики и электрификации Российской Федерации.
— С-Пб.: Издательство «Деан», 2000.
4] Хзмалян Д. М. Теория топочных процессов. — М.: Энергоатомиз-
дат, 1990.
5] Резников М. И., Липов Ю.М. Котельные установки электростан-
ций/Учебник для вузов. — М.: Энергоиздат, 1987.
6] Липов Ю. М. Тепловой расчет пародого котла /Уч. пособие для вузов/
— Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001.
7] Рихтер Л. А., Волков Э. П., Покровский В.Н. Охрана водного и воз-
душного бассейнов от выбросов ТЭС. — М.: Энергоиздат, 1981.
8] Доброхотов В. И., Жгулев Г. В. Эксплуатация энергетических блоков. —
М.: Энергоатомиздат, 1987.
9] Ковалев А. П., Лелеев Н. С, Виленский Т. В. Парогенераторы/Учебник
для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1985.
0] Безгрешнов А. Н., Липов Ю. М, Шлейфер Б. М. Расчет паровых котлов
в примерах и задачах/Под общ. ред. Ю. М. Липова. — М.: Энергоатом-
издат, 1991.
1] Магадеев В. Ш. Коррозия газового тракта котельных установок. — М.:
Энергоатомиздат, 1986.
2] Изюмов М. А. Методология принятия технических решений на стадии
проектирования паровых котлов (часть 1). — М.: Изд-во МЭИ, 1999.

Литература ' * 591
[13] В.П. Глебов, Н.Б. Эскин. В.М. Трубачев и др. Внутритрубные обра:
зования в паровых котлах сверхкритического давления. — М.: Энерго-
атомиздат, 1963.
[14] Кемельман Д.Н., Эскин Н.Б. Наладка котельных установок: Справоч-
ник. — М: Энергоатомиздат, 1989.
[15] Кот А. А., Деева 3. В. Водно-химический режим мощных энергоблоков
ТЭС. - М.: Энергия. 1978.
[16] Кутепов В.М., Стерман Л. С, Стюшин Н.Г. Гидродинамика и тепло-
обмен при парообразовании: Учебн. пособие для втузов. — М.: Высш.
шк., 1983.
[17] Маргулова Т.Х., Мартынова О. И. Водные режимы тепловых и атом-
ных электростанций. — М.: Высш. шк., 1987.
[18] Маргулова Т. X. Применение комплексонов в теплоэнергетике. — М.:
Энергоатомиздат, 1986.
[19] Теплоэнергетика и теплотехника (кн. 1): Общие вопросы, Справоч-
ник/Под ред. чл.-корр. АН СССР В.А. Григорьева, В.М. Зорина. —
М.: Энергоатомиздат, 1987.
[20] Шицман М. Е. Нейтрально-кислородный водный режим на энергобло-
ках СНЦ. — М.: Энергоатомиздат, 1993. — 136 с.
[21] Глазырин А. И., Кострикина Б. Ю. Консервация энергетического обо-
рудования. — М.: Энергоатомиздат, 1987.
[22] Справочник по котельным установкам: Топливо. Топливоприготовле-
ние. Топки и топочные процессы / Под общ. ред. М.И. Неуймина,
ТС. Добрякова. — М.: Машиностроение, 1993.
[23] Росляков П. В., Егорова Л.Е., Ионкин И. Л. Технологические меропри-
ятия по снижению вредных выбросов ТЭС в атмосферу — М.: Изд-во
МЭИ, 2001.

Интересующие Вас книги нашего издательства можно заказать по-
чтой или электронной почтой:
subscribe@rcd.ru
Внимание: дешевле и быстрее всего книги можно приобрести через
наш Интернет-магазин:
http://shop.rcd.ru
Книги также можно приобрести:
Г. Москва, ФТИАН, Нахимовский проспект, д. 36/1, к. 307,
тел.: 332-48-92 (почтовый адрес: Нахимовский проспект, д. 34).
2. Москва, ИМАШ, ул. Бардина, д. 4, корп. 3, к. 414,
тел. 135-54-37.
3. МГУ им. Ломоносова (ГЗ, 1 этаж).
4. Магазины:
Москва: «Дом научно-технической книги»
(Ленинский пр., 40)
«Московский дом книги» (ул. Новый Арбат, 8)
«Библиоглобус» (м. Лубянка, ул. Мясницкая, 6)
С.-Пб.: «С.-Пб. дом книги» (Невский пр., 28)
Липов Юрий Михайлович
Третьяков Юрий Михайлович
Котельные установки
и парогенераторы
Дизайнер М. В. Ботя
Технический редактор А. В. Широбоков
Компьютерная подготовка рисунков и верстка Д. П. Вакуленко
Корректор М. А. Ложкина
Подписано в печать 22.04.03. Формат 60 х 84У1б.
Печать офсетная. Усл. печ.л. 34,41. Уч. изд. л. 34,11.
Гарнитура Тайме. Бумага газетная.
Тираж 1000 экз. Заказ № 2220.
НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»
426034, г. Ижевск, ул. Университетская, 1.
Лицензия на издательскую деятельность ЛУ №084 от 03.04.00.
http://rcd.ru E-mail: borisov@rcd.ru
Отпечатано в полном соответствии с качеством
предоставленных диапозитивов в ФГУИПП «Вятка».
610033, г. Киров, ул. Московская, 122.