Text
                    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 возрас