Text
ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА Li КЗТЕЛЬНЫХ
,Г Волковыский
А. Г. Шустер
кономия
ТОПЛИВА
6П2.22
В 67
УДК 697.326:662.621.76.004.18
Волковыский Е. Г. и Шустер А. Г.
В 67 Экономия топлива в котельных установках. М.,
«Энергия», 1973.
304 с. с ил.
В книге рассмотрены вопросы улучшения использования топлива
в котельных установках небольшой производительности, даны практи-
ческие рекомендации по повышению к. п. д. котлоагрегатов, опти-
мальному режиму эксплуатации оборудования, использованию вто-
ричных энергетических ресурсов, по реконструктивным мероприятиям
и автоматизации для экономии топлива, по сокращению потерь кон-
денсата, рациональному устройству и эксплуатации складов топлива
и др. Уделено внимание вопросам обоснования мероприятий по эконо-
мии топлива, приведена методика и примеры соответствующих техни-
ко-экономических расчетов.
Книга предназначена для инженеров, техников и мастеров, заня-
тых эксплуатацией котельных установок, и может служить практи-
ческим пособием для разработки и осуществления мероприятий по
экономии топлива.
В
0333-227
051(01)-73
26-73
6П2.22
(с) Издательство «Энергия», 1973 г,
ПРЕДИСЛОВИЕ
Ускоренные темпы электрификации страны, уве-
личение объема промышленного производства, развитие
транспорта, рост городов, предусматриваемые в планах
развития народного хозяйства Советского Союза, предъ-
являют все большие требования к увеличению добычи
топлива. Суммарная годовая добыча топлива в стране
выросла с 693 млн. т условного топлива в I960 г. до
1 260 млн. т в 1970 г. К 1975 г. предусматривается даль-
нейшее увеличение добычи до 1630—1 690 млн. т в год.
Для сравнения укажем, что в 1940 г. в стране было до-
быто 237,7 млн. т условного топлива.
При напряженном топливном балансе, связанном
с быстрым ростом потребления, проблема экономии то-
плива приобретает все большее народнохозяйственное
значение. В Директивах XXIV съезда КПСС по пятилет-
нему плану развития народного хозяйства СССР на
1971—1975 гг. дано задание по снижению норм расхода
топлива в промышленности за пятилетие на 7—10% и
по более полному использованию вторичных энергетиче-
ских ресурсов. Экономия только 1% топлива обеспечит
в 1975 г. в масштабах страны сбережение около 17 млн. т
условного топлива и не менее 700 млн. руб. капиталь-
ных вложений.
Крупным и быстрорастущим потребителем топлива
на нужды централизованного теплоснабжения являются
промышленность и жилищно-коммунальный сектор горо-
дов; теплопотребление их возросло с 853 млн. Гкал
в 1965 г. до 1296 млн. Гкал в 1970 г., т. е.
более чем в 1,5 раза. К 1975 г. намечается
рост теплопотребления от централизованных источников
до 1 820 млн. Гкал в год, т. е. в 2,1 раза по сравнению
с 1965 г. Доля котельных установок в производстве тепла
для централизованного теплоснабжения соста!вила
в 1970 г. 547 млн. Гкал. К 1975 г. предусматривается
3
увеличение производства тепла этими установками до
720 млн. Гкал [Л. 68].
Развитие народного хозяйства предъявляет все рас-
тущие требования к увеличению тепловой мощности, на-
дежности и экономичности источников тепла. И хотя
основное направление развития теплоснабжения — рост
централизованного производства тепла на ТЭЦ и в круп-
ных промышленных и районных котельных, однако для
экономичного 'обеспечения теплом разнообразных по
величине, концентрации и географическому ‘размещению
потребителей на огромной территории страны неизбежна
эксплуатация котельных средней и небольшой мощности.
В стране ежегодно строится свыше 1 000 котельных
только с паровыми котлами ДКВР. Ожидаемый значи-
тельный прирост потребления топлива котельными уста-
новками средней и небольшой мощности вызывает необ-
ходимость пристального внимания к вопросам экономии
топлива на этих установках.
В книге рассмотрен широкий круг вопросов повыше-
ния эффективности использования топлива применитель-
но к котельным установкам с паровыми котлами паро-
производительностью от 2 до 35 т/ч на давление до
13 кес/сж2 и водогрейными котлами теплопроизводитель-
ностью от 1 до 20 Гкал{ч, за исключением котлоагрега-
тов с камерным сжиганием твердого топлива. Анализ ра-
боты действующих котельных установок показывает, что
для большинства из них имеются возможности значи-
тельной экономии топлива.
Основная цель книги — оказать практическую помощь
инженерно-техническому персоналу, занятому эксплуа-
тацией котельных установок, в выборе, обосновании и
осуществлении оптимальных мер по экономии топлива.
В связи с этим значительное внимание уделено технико-
экономическим расчетам эффективности намечаемых ме-
роприятий. Глава 7 и § 3-2, 13-1 и 13-4 написаны
М. С. Левиным, гл. 11 —Г. Л. Вайнштейном. Авторы вы-
ражают признательность доктору экон. наукЕ. О. Штейн-
гаузу за ценные замечания <при просмотре рукописи и
инж. М. С. Левину за полезные советы при составлении,
книги.
Замечания и пожелания по книге авторы просят на-
правлять в издательство «Энергия», Москва, М-114,
Шлюзовая наб., 10.
Авторы
ГЛАВА ПЕРВАЯ
НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА
За годы Советской власти в СССР создана мощ-
ная топливная промышленность, полностью обеспечиваю-
щая развитие народного хозяйства. Добыча угля возрос-
ла за этот период в 20 раз, нефти почти в 35 раз, добыча
газа только за -последние 15 лет более чем в 21 раз.
Наряду с огромным ростом добычи топлива за минув-
шие 10—15 лет коренные изменения произошли в струк-
туре топливного баланса страны. Резко возросла доля
добычи нефти и природного газа (табл. 1-1). Экономиче-
ский эффект этих изменений весьма велик. Все капита-
ловложения в газовое хозяйство страны за последние 10
лет полностью окупились, и сверх этого получена при-
был около 15 млрд. руб. Помимо снижения затрат об-
щественного труда на производство топлива широкое
применение природного газа и нефти создало благопри-
ятные предпосылки для ускорения научно-технического
прогресса ibo многих отраслях народного хозяйства.
Структура топливного баланса СССР
(приходная часть, в млн. т устовного^тогглива)
Таблица 1-1
Вид топлива 1955 г. i960 г. 1965 г. 1970 г. 1975 г. 1ВЗ г.
Уголь 310,8 373,1 412,5 452 495—505 825—840
Нефть ...... 101,2 [211,4 346,4 505 685—715 985—1 030
Природный газ . . 11,4 54,4 149,8 244 365—390 830—880
Примечание. Данные за 1955, 1950 и 1980 гг. приведены по [Л. 46\ за
1965 и 1970 гг.—по сообщениям ЦСУ СССР, за 1975 г.—по Директивам XXIV съезда
КПСС по пятилетнему плану развитии нарэдного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. с
пересчетом в условное топливо. Прочие виды топлива (торф, сланцы, дрова) и децен-
трализованные заготовки топлива населением опушены.
5
В Директивах XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану
на 1971—1975 годы предусмотрено дальнейшее повыше-
ние доли добычи нефти и газа в общем балансе топлива
(в 1975 г. не менее чем до 67%).
Котельные установки израсходовали в 1970 г. около
9% общей добычи топливных ресурсов страны и почти
35%. топлива, израсходованного всеми тепловыми элек-
тростанциями.
Общее потребление тепла в стране должно возрасти
в 1,6—1,7 раза по сравнению с уровнем потреб-
ления 1970 г. Выработка тепла котельными установками
должна увеличиться за этот период по ориентировочной
оценке не менее чем в 1,8—2 раза. Таким образом, об-
щий расход условного топлива котельными установками
при сохранении удельных расходов топлива на
выработку тепла на уровне 1970 г. может достигнуть
190—210 млн. т, т. е. приблизиться к уровню всей добычи
топлива в стране в 1940 г.
Снижение норм расхода- топлива на 7—10%, преду-
смотренное на 1971—1975 гг., применительно к котель-
ным установкам представляет собой задачу обеспечения
по стране годовой экономии в размере не менее 10—
13 млн. т условного топлива.
Основным показателем экономичности использО1вания
топлива в котельных установках является удельный рас-
ход условного топлива на 1 Гкал отпущенного тепла.
«Нормальными» для рассматриваемых котельных явля-
ются удельные расходы условного топлива (табл. 1-2).
Данные о работе промышленных и районных котель-
ных, например, на Украине показывают, что средний
Таблица 1-2
Примерные величины „нормальных** удельных расходов
условного топлива котельными установками на отпущенное
тепло
Наименование котельных Удельный расход условного топлива, кг!Гкал, прн работе
установок на газе на мазуте на твердом топливе
Крупные и средние промыш- ленные и районные Малые (до 5 Гкал/ч) .... 162—165 170—175 170—175 180—185 170—175 185—195
удельный расход условного топлива в 1970 г. составил
185,9 кг!Гкал, что соответствует среднему значению
к. п. д. 77%- В передовых по техническому уровню про-
мышленных и районных котельных достигнут удельный
расход условного топлива 160—175 кг! Г кал, что соответ-
ствует к. п. д. 90—82%. Однако передки случаи работы
'котельных установок с превышением фактических удель-
ных расходов условного топлива -против «нормальных»
на 25—30% Для малых и на 15—20% для средних и
крупных установок.
По приближенному подсчету при увеличении годовой
выработки тепла котельными установками за десятиле-
тие (1971—1980 гг.) в 2 раза и среднем снижении удель-
ных расходов за этот период на 15% общий годовой рас-
ход топлива возрастет к 1980 г. только в 1,7 раза, что
равнозначно годовой экономии около 30 млн. т услов-
ного топлива. Для этого необходимо осуществление боль-
шого комплекса технических, экономических и органи-
зационных мероприятий, направленных на сокращение
потерь топлива в процессе использования его в котель-
ных установках.
За последнее десятилетие в стране проведена боль-
шая работа по подъему технического уровня котельных
установок средней и малой мощности. Котельные, по-
строенные за этот период по унифицированным типовым
проектам, резко отличаются от котельных старой по-
стройки. При хорошем качестве монтажа и грамотной
эксплуатации таких котельных может быть достигнут
достаточно высокий уровень использования топлива.
Однако и в новых котельных необходим систематический
анализ источников потерь тепла и топлива и проведение
с учетом результатов эксплуатации мероприятий по эко-
номии топлива.
Одним из примеров осуществления технического прогресса
в малой энергетике может служить сахарная промышленность
Украинской ССР.
До 1958 г. котельные 150 заводов республики работали на угле
(в основном на донецком, частично на львовско-волынском). Котлы
старых конструкций были оборудованы, за небольшим исключе-
нием, топками с ручным обслуживанием. Реконструкция и модер-
низация котельных с переводом на прогрессивные виды топлива
была начата с 1958 г. К началу 1970 г. более 80% (всего числа)
котельных переведены на мазут и газ, в том числе около 70% на
мазут. В числе остальных 20% котельных, продолжающих работать
на угле, слоевое сжигание применяется только в Уз котельных
с котлами паропроизводительностью до 10 т/ч. Котлы производи-
7
тельностыо 35 и 50 т}ч оборудованы камерными топками, в которых
сжигается пыль донецких тощих углей или антрацитовых штыбов.
На всех котлах, работающих на мазуте и газе, автоматизировано
регулирование процесса горения. Удельный расход топлива на са-
харных заводах Украины за период с 1958 г. по 1969 г. снижен
в среднем на 25%.
Немаловажную роль здесь сыграла автоматизация процесса
регулирования горения, благодаря которой существенно повысилась
производительность технологических установок, что дало дополни-
тельный экономический эффект.
Таблица 1-3
Расчетные коэффициенты полезного действия котлоагрегатов
с котлами ДКВР и хвостовыми поверхностями нагрева, %
Номинальная паропроизводитель- кссть котлоагрегата, т/ч - 13 кгс1сл(^ Твердые топлива Газ и мазут
2,5 80,7—83,7 88,8—90,2
4 80,4—84,3 88,5—90,6
6,5 81.5—85,2 89—91,2
10 83—86,8 88,8—91,3
20 • 84,4—86,4 89,5—91,8
35 82—86,1 86,7—90,3
Примечание. Паропрэизводительность котлоагрегатов при работе на газе и
мазуте принята в расчетах в 1,5 раза больней, чем при работе на твердых топливах.
Таблица 1-4
Коэффициент полезного действия котлоагрегатов с котлами
ДКВР по испытаниям ЦКТИ им. И. И. Ползунова, %
(ривв— 13 кгс/см?)
Номинальная паропрсизводи- тельнссть котлоагрегата, т]Ч Твердые топлива Газ и мазут Примечания
ДКВ-2 и ДКВР-2,5 ДКВ-4 и ДКВР-4 ДКВ-6,5 и ДКВР-6,5 ДКВ-10 и ДКВР-10 ДКВР-20 67—75 62—74 72—84 70—88 72—84 82—86 84—85 92—93 91—93 81—84 (газ) 76—78 (мазут) Без хвостовых по- верхностей на- грева Высокая компонов- ка Без хвостовых по- верхностей на- грева
Представляет интерес уровень экономичности наибо-
лее распространенных паровых котлов ДКВ и ДКВР.
В народном хозяйстве страны эксплуатируется свыше
50000 таких котлов.
8
В табл. 1-3 приведены расчетные значения к. п. д.
котлоагрегатов с котлами ДКВР, а в табл. 1-4 — к. п. д.
таких агрегатов по испытаниям ЦКТИ *.
Фактические значения к. п. д., полученные при испытаниях этих
котлов (табл. 1-4) в сопоставимых условиях (наличие хвостовых
поверхностей нагрева), близки к расчетным. В отдельных случаях
к. п. Д- котлоагрегатов по результатам испытания получился выше
расчетного, что объясняется запасами в нормах теплового расчета.
Вместе с тем ЦКТИ отмечает худшие, чем расчетные, условия про-
ведения испытаний из-за больших присосов воздуха, вызванных низ-
ким качеством монтажа. При устранении дефектов монтажа и под-
держании оборудования в нормальном состоянии возможно допол-
нительное повышение к. п. д. котлоагрегатов.
В табл. 1-5 приведены расчетные к. п. д. водогрейных
котлов унифицированной серии КВ Дорогобужского ко-
тельного завода.
Таблица 1-5
Расчетные коэффициенты полезного действия водогрейных
котлов унифицированной серии КВ Дорогобужского
котельного завода, %
Тип котла Тепло* производи- тельность, Гкал}ч Вид топлива
Газ Мазут Канский бурый уголь марки Б Минусин- ский каменный уголь
КВ-ГМ-4 4 90,5 86,3
КВ-ГМ-6,5 6,5 91,1 87,0 ——
КВ-ГМ-10 10 89,8 88,9 —
КВ-ГМ-20 20 89,9 87,5 — —
КВ-ТС-4 4 — 81,9
КВ-ТС-6,5 6,5 — — 82,2
КВ-ТС-10 10 — — 80,1 —.
КВ-ТС-20 20 — —• ’79,1 —
Испытание реконструированного водогрейного котла ТВГ-8, про-
веденное в районной котельной № 2 Московского района г. Киева
в 1968 г. (Институт газа АН Украинской ССР), показало, что при
теплопроизводительности 8,38 Гкал!ч к. п. д. котла брутто составил
90,64%. При этом потеря тепла с уходящими газами была равна
9% (7'ух=199°С), а потеря в окружающую среду — 0,36%. При
увеличении теплопроизводительности котла до 10,2 Гкал)ч (это бы-
ло основной задачей испытания) к. п. д. составил 90,38%, темпе-
ратура уходящих газов за котлом повысилась до 210 °C, потеря
с уходящими газами до 9,40%.
1 Данные заимствованы из работы ЦКТИ «Руководящие указа-
ния по проектированию установок, монтажу и эксплуатации котлов
ДКВР», 1969 (2-я редакция).
9
Однако во многих случаях в котельных небольшой
производительности, построенных по современным типо-
вым проектам и оснащенных новым оборудованием, до-
пускаются большие потери топлива, причинами чего ча-
ще всего являются:
неудовлетворительное ведение топочного процесса;
недопустимо большие присосы холодного воздуха по
газовому тракту;
загрязнение поверхностей нагрева из-за несоблюдения
установленного режима обдувок, чисток и нарушения
водно-химического режима;
неисправность или отсутствие приборов теплотехниче-
ского контроля и устройств автоматики;
неудовлетворительное состояние тепловой изоляции
оборудования и трубопроводов;
неисправность или отсутствие устройств для возврата
уноса и острого дутья;
большие потери конденсата;
-несоблюдений' оптимальных режимов работы котло-
агрегатов;
применение топлива, не соответствующего по фрак-
ционному составу, зольности и влажности конструктив-
ным особенностям топок (например, сжигание заштыб-
ленных многозольных антрацитов марок АРШ и АСШ,
рядовых тощих углей, отсева, промпродукта и шла-
мов углей в существующих слоевых механических
топках);
неправильная организация хранения топлива на
складе;
неудовлетворительная постановка учета выработки
тепла и расхода топлива;
отсутствие систематического контроля за соблюдени-
ем норм расхода и анализа потерь топлива;
низкая квалификация обслуживающего персонала;
нерациональный режим теплоснабжения потребителей
(«перетоп» отапливаемых зданий, отсутствие регулиро-
вания расхода тепла в нерабочие дни и часы и т. п.);
недостаточная работа на предприятиях по стимули-
рованию персонала за экономию топлива и др.
Согласно существующей классификации [Л. 46] поте-
ри топлива могут быть подразделены на возвратные,
условно-возвратные и невозвратные.
К возвратным для данного типа котельной уста-
новки относят потери, которые могут быть устранены за
10
счет улучшения использования существующего оборудо-
вания или путем экономически оправданной его модер-
низации: потери от несовершенства режимов эксплуата-
ции оборудования; потери в окружающую среду из-за
неудовлетворительного состояния или плохого качества
тепловой изоляции; часть потерь с уходящими газами,
с охлаждающей водой и др.
К у с л о в н о-в озвратным потерям для данного
типа котельной установки относят потери, вызванные
эксплуатацией морально устаревшего оборудования, при-
менением нерационального для данного оборудования ви-
да или марки топлива, т. е. те потери, которые могут
быть устранены только путем замены устаревшего обо-
рудования на технически более совершенное пли перехо-
дом на сжигание с одного вида (или марки) топлива на
другое.
К невозвратным потерям могут быть отнесе-
ны потери в котельных установках, у которых достигнут
к. п. д. 90—92%.
Определение возвратных и условно-возвратных по-
терь для каждой конкретной котельной установки долж-
но предшествовать разработке мероприятий по экономии
топлива. При этом должны подвергаться анализу и пере-
смотру в сторону снижения нормы удельных расходов,
установленные по действующей методике для каждой
установки на данный период времени. При разработке
мероприятий по экономии топлива в котельных установ-
ках в первую очередь должно быть обращено внимание
на упразднение или снижение возвратных потерь.
Снижение возвратных и условно-возвратных потерь
в данной котельной установке должно быть экономиче-
ски оправдано — обосновано расчетами, если необходи-
мо— по вариантам. Например, при дешевом топливе и
низком годовом числе часов использования установки
снижение условно-возвратных потерь, требующее значи-
тельных капиталовложений, может оказаться на совре-
менном этапе развития техники неоправданным. Соглас-
но принятой методике (см. гл. 13) экономически опти-
мальным является вариант с минимальными при-
веденными затратами или с наиболее близким сро-
ком окупаемости дополнительных капитальных вло-
жений.
Годовая экономия натурального топлива, получае-
мая за счет повышения к. <п. д. котельной установки,
11
подсчитывается в общем случае по формуле
100°Ф(^ —чО лк
Здесь Q— установленная теплопроизводительность
котельной, Гкал]ч‘, -г —годовое число часов использова-
ния установленной теплопроизводительности, ч; тщ цг—
к. п. д. котельной установки до и после осуществления
мероприятий по его повышению, в долях единицы; QpH—
низшая теплота сгорания топлива, ккал!кг.
Для определения годовой экономии в условном топ-
ливе в формулу подставляется значение =
= 7 000 ккал/кг. Методы определения -щ и т]2 в условиях
эксплуатируемой котельной приведены в гл. 2.
В тех случаях, когда в числе мероприятий предусма-
тривается уменьшение потерь топлива на складе котель-
ной или в системе топливоподачи, ожидаемая экономия
подсчитывается по приведенной выше формуле отдель-
но. При этом вместо тц и ф подставляются значения
скл , скл _
и т]2 —условные к. и. д. склада топлива, опреде-
ляемые по рекомендациям, приведенным в гл. 10.
Пример 1-1. Рассчитать годовую экономию топлива, которая
может быть достигнута в промышленной котельной установленной
теплопроизводительностью Q=30 Гкал/ч при следующих условиях:
годовое число часов использования т=4300 ч, топливо — каменный
уголь марки Г Ново-Волынского месторождения (Q^ =4 950 ккал/кг).
Среднегодовой к. п. д. котельной установки т) 1=0.75.
В результате осуществления ряда мероприятий — уменьшения
присоса холодного воздуха уплотнением обмуровки и газоходов,
автоматизации регулирования горения и сокращения потерь конден-
сата— среднегодовой к. и. д. котельной установки г]2=0,82.
Годовая экономия топлива
1 000-30-4 300 (0,82 — 0,75)
= 4 950-0,75^82 = 2 970 т'
Экономия топлива решающим образом влияет на сни-
жение себестоимости тепла, вырабатываемого котельны-
ми установками, так как в структуре затрат на выработ-
ку тепла основной является топливная составляющая.
Так, доля этой составляющей в общей себестоимости
тепла при годовом числе часов использования установ-
ленной теплопроизводительности котельных около 4 000
в среднем равна 0,55—0,80. Меньшая величина относит-
ся к котельным теплопроизводительностью 4—6 Гкал{ч,
12
большая к котельным 30—50 Гкал/ч. Для котельной
с тремя паровыми котлами ДКВР-20-13 и двумя водо-
грейными котлами ТВГМ-30, работающими на мазуте,
доля топливной составляющей при годовом числе часов
использования около 4 000 оказалась равной 0,85.
Наряду с задачами сокращения явных потерь топ-
’лива и тепла в котельных экономия топлива может быть
достигнута за счет устранения причин, сдерживающих
развитие централизованных систем теплоснабжения, по-
вышения их технического уровня и улучшения качества
топлива, для чего необходимо:
проводить рациональную концентрацию и централи-
зацию производства пара и горячей воды для техноло-
гических и отопительных нужд, постепенную ликвидацию
мелких котельных;
предельно сократить строительство маломощных ин-
' дивидуальных котельных для отдельных предприятий
или зданий, часто возникающее из-за организационных
затруднений в сооружении центральных котельных для
промышленных узлов и жилых районов;
ускорить разработку конструкций и производство
промышленностью нового, более экономичного оборудо-
вания для котельных установок и, в частности, газо-
плотных котлов для работы на газообразном и жидком
топливах под наддувом, полностью механизированных
топок для слоевого сжигания взамен выпускаемых полу-
механических;
все паровые и водогрейные котлы поставлять, как
правило, в укрупненных блоках и стальной обшивке
с высокой степенью заводской готовности, что сущест-
венно снижает потери тепла с уходящими газами за
счет уменьшения присоса воздуха в газовый тракт;
не допускать поставки котельным топлива, не соот-
ветствующего государственным стандартам и классифи-
кационной группе, зависящей от условий использования
углей; промышленные и районные котельные, оборудо-
ванные слоевыми топками, должны снабжаться углями
группы «для слоевого сжигания» [Л. 71];
повысить качество топлива, предназначенного для
слоевого сжигания, в части снижения максимально допу-
стимого содержания мелочи;
максимально использовать побочные (вторичные) ре-
сурсы тепла, имеющиеся на предприятиях, для нужд
теплоснабжения, а также ресурсы тепла в самой котель-
13
ной; использовать метан, выделяющийся при дегазации
угольных пластов с высоким содержанием газа (Донец-
кий и Карагандинский бассейны), в качестве топлива
для шахтных котельных установок;
улучшить нормирование и учет расхода топлива и
отпуска тепла котельными установками;
ввести статистическую отчетность по эксплуатации
котельных установок; установить основные производст-
венные и технические показатели их работы: количест-
во отпущенной тепловой энергии, Гкал!мес (квартал,
год); удельный расход условного топлива, кг]Гкал\ се-
бестоимость отпущенной тепловой энергии, руб!Гкал\
разработать и внедрить экономичные режимы отопле-
ния производственных и общественных зданий, преду-
сматривающие снижение внутренней температуры поме-
щений на 6—8 °C в выходные дни и, где это допустимо,
в ночные часы, с последующим восстановлением расчет-
ной температуры до нормы;
улучшить теплозащиту вновь строящихся жилых, об-
щественных и производственных зданий с экономически
оптимальными термическими сопротивлениями наруж-
ных ограждений;
повысить технический уровень эксплуатации котель-
ных с использованием имеющегося опыта специализиро-
ванных организаций, обслуживающих на договорных на-
чалах группу котельных наладочными работами и осу-
ществляющих технический надзор за эксплуатацией, и
опыта предприятий объединенных котельных с тепловы-
ми сетями;
улучшить материальное стимулирование персонала
котельных за экономию топлива;
расширить обмен опытом работы по экономии топли-
ва в котельных установках путем проведения обществен-
ных смотров, организации социалистического соревнова-
ния за экономию топлива, улучшения информации и на-
глядной пропаганды.
При необходимости капитальных вложений для осу-
ществления мероприятий по экономии топлива финанси-
рование таких мероприятий может производиться по
централизованному плану или за счет средств фонда
развития производства. Если размеры этого фонда не-
достаточны, предприятиям предоставляется кредит бан-
ка на условиях, предусмотренных в соответствующих
инструкциях [Л. 69, 70].
14
ГЛАВА ВТОРАЯ
КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ
КОТЛОАГРЕГАТА
2-1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО
ДЕЙСТВИЯ КОТЛОАГРЕГАТА И РАСХОДА ТОПЛИВА
Коэффициент полезного действия
(к. п. д.) котлоагрегата характеризует степень совершен-
ства процесса превращения химической энергии топлива
в тепловую энергию вырабатываемых пара или горячей
воды. Поскольку к., п. д. котлоагрегата непосредственно
влияет на удельный расход условного топлива для вы-
работки 1 Гкал тепла, отпускаемого котельной, то он
является одним из основных технико-экономических по-
казателей работы котельной установки.
Правильное определение к. п. д. котлоагрегата
* в условиях эксплуатации необходимо для оценки эффек-
тивности использования топлива, составления научно
обоснованных норм расхода топлива на 1 Гкал отпу-
скаемого котельной тепла, для выявления источников
потерь топлива и разработки мероприятий по их устра-
нению, для материального стимулирования работников
за экономию топлива.
При определении понятия «к. п. д. котлоагрегата»
исходят из того, что все тепло, воспринятое в котлоагре-
гате поверхностями нагрева и расходуемое на подогрев
воды до температуры..кипения, ее испарения и перегрев
пара, является полезно использованным теплом топли-
ва. Тепло топлива, переданное продувочной воде, также
считается полезно выработанным независимо от того,
используется оно в тепловом балансе котельной или нет.
Коэффициент .'полезного действия брут-
то учитывает степень использования тепла топлива
в котлоагрегате и представляет собой отношение коли-
чества полезно выработанного тепла фпол к затрачен-
ному Qsaip-
бр @пол inn о/
или
К.а
Gn.n *и.в) 4~ D (f~n *И.в) ~Ь Gnp (fK.B ~~ Чг.в)
100%,
(2-1)
15
где Dn,n — расход выработанного котлоагрегатом пере-
гретого пара, т/ч; D — расход насыщенного пара непо-
средственно из барабана, т!ч (при выработке только
насыщенного пара величина D определяет паропроиз-
водительность котлоагрегата); Gnp — расход продувоч-
ной воды, т/ч, учитываемый при величине продувки бо-
лее 2% от паропроизводительности котлоагрегата; «п.п —
энтальпия (теплосодержание) перегретого пара, ккал/кг\
гп —энтальпия насыщенного пара, ккал/кг-, /п.в— энталь-
пия питательной воды, являющейся смесью возвращае-
мого от потребителей конденсата и химически очищенной
воды, ккал/кг-, для упрощения расчета принимается, что
энтальпия и температура питательной воды численно
равны между собой; — энтальпия котловой во-
ды, ккал/кг\ В — расход топлива на котлоагрегат, т/ч
или тыс. м3/ч\ QpH — низшая теплота сгорания рабочей
массы топлива, ккал/кг или ккал/м3.
При сжигании топлива, которое предварительно подо-
грето за счет постороннего источника тепла, пере-
считывается на располагаемое тепло топлива :
Qj =QP -j- гтд, ккал/кг.
(2-2)
Физическое тепло топлива
йгл — ккал/кг,
(2-3)
где стл—теплоемкость топлива, равная, например, для
мазута при температуре 80°C — 0,46 ккал/(кг-°C); /т—
температура топлива, °C.
В тех случаях, когда применяется паровое распыле-
ние мазута, в выражение (2-2) добавляется слагаемое
Фф=с(ф(7ф—600), ккал/кг, (2-4)
где г/ф — расход пара на распыление мазута, кг/кг; —
энтальпия этого пара, ккал/кг.
При отпуске из котлоагрегата тепла на сторону с го-
рячей водой, получаемой за счет использования тепла
уходящих газов в теплофикационном экономайзере,
в числитель выражения (2-1) добавляется слагаемое
6ТД/, где Gt — расход воды, подогреваемой в экономай-
зере уходящими газами, т/ч; А/ — приращение темпера-
туры воды, °C.
16
Коэффициент полезного действия, определяемый по
формуле (2-1), характеризует экономичность котлоагре-
гата, рассматриваемого изолированно от тепловой схе-
мы котельной.
В условиях эксплуатации следует еще учитывать
_тепло продувочной воды, используемое в тепловой схеме
котельной; в этом случае эксплуатационные к. и. д. кот-
лоагрегата (котельной) брутто определяются по сле-
дующим формулам:
при отсутствии использования тепла продувочной
воды
Дп.п (Й1.п *'п.в) 4~ Д Он йт.в) . | QQO1^. (2-5)
при использовании тепла продувочной воды
бр" Ai.n (in.n 1п-в) + D (£ц /ц.в) 4- Qnp
г. ------------------------------------- • 10№1<» <м>
где Q“n — используемое тепло продувочной воды, ккал[чл
Q^p — ?^пр(^к.в *п.в)»
где ф — коэффициент использования тепла продувочной
воды, определяемый по формуле (8-12) с заменой /и.в
на
При выработке только насыщенного пара, что являет-
ся наиболее распространенным в котельных небольшой
мощности, в числителе формул (2-5) и (2-6) исклю-
чается выражение Пп.п(^п.п—Ьш).
Коэффициент полезного действия котлоагрегата для
выработки только горячей воды определяется по фор-
муле
Ху 1О*/о' (2’7)
где Q—теплопроизводительность котлоагрегата, Гкал[ч\
• IO 3,
где G — количество нагреваемой воды, т/ч; й и —
энтальпия воды соответственно на входе и выходе из
котлоагрегата, ккал/кг.
2-1 -
При сжигании природного газа и наличии за котлом
контактного водяного экономайзера для глубокого
охлаждения уходящих газов ниже точки росы к. и. д.
котлоагрегата определяется по формуле
бР = d (tn - fg.B)+(<а - м. 10(У> / /2_8х
'к.а+к.о /iQC *U ' 1
где W — количество горячей воды на выходе из контакт-
ного экономайзера, т/ч\ h и tz— температура воды соот-
ветственно на входе в экономайзер и на выходе из не-
го, °C; <2СВ — высшая теплота сгорания топлива, ккал/м3,
т. е. когда при определении ее величины полностью учи-
тывается теплота водяных паров, образующихся при сго-
рании топлива.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата
может быть также представлен в виде разности между
затраченным теплом топлива, принятым за 100%, и сум-
мой всех потерь тепла в котлоагрегате:
\“.=100-2*. %- (М)
Сумма потерь тепла при установившемся тепловом
режиме
%, (2-Ю)
где #2 —потеря тепла с уходящими газами; qs— потеря
тепла от химической неполноты сгорания; q^— потеря
тепла от механической неполноты сгорания; q$— потеря
тепла в окружающую среду.
В эксплуатационных условиях, когда котлоагрегат
имеет большое количество растолок и неучет потерь теп-
ла, связанных с пуском и остановами, оказывает суще-
ственное влияние на общую точность определения к. п. д.,
в правую часть формулы (2-10) добавляется //раст, опре-
деляемое из отношения
^=^•100%, (2-11)
^общ
где ДВраст — расход топлива на одну растопку котла,
устанавливаемый опытным путем в зависимости от раз-
личной продолжительности времени после остановки кот-
ла; ВОбщ — общий расход топлива на котлоагрегат за
период между двумя растопка ми.
18
Пример 2-1. Вычислить к. п. д. котлоагрегата (котельной)
брутто, работающего ири следующих условиях: нагрузка котла
£)бр=20 т/ч; р=13 кгс/см2-, in=666,2 ккал/кг\ tK.B = 197,3 ккал/кг.
Расход донецкого угля марки Г (Q° =5900 Ккал)кг) В=2,6 т/ч.
Температура питательной воды /п.в=86°С. Количество продувоч-
ной воды — 5% от D6?. В тепловой схеме котельной используется
70% тепла продувочной воды.
. Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто, рас-
сматриваемого изолированно от котельной, по формуле (2-1):
20(666,2 — 86)4- 20-0,05(197,3 — 86)
-------Л.-; опт,—----------- -100 =.76.5%.
2,6-5 900
Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто при
отсутствии использования тепла продувочной воды по формуле (2-5):
Яп, 20(666,2 — 86)
^к-а— 2,6-5900 -100—75,6%.
- Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто при
использовании тепла продувочной воды по формуле (2-6):
„бр" _ 20(666,2 - 86)4-0,7-20-0,05(197,3 - 86) _
’Зк.а 9 К.Колп *166 — 76,1%.
2,6-5900
Для оценки степени совершенства работы котельной
в целом приведенные выражения для определения к. п. д.
оказываются недостаточными, так как они не учитывают
затрат тепла на собственные нужды. Тепло в котельной
расходуется на следующие собственные нужды: обдувка
паром поверхностей нагрева; распыление мазута в паро-
вых форсунках; опробование предохранительных клапа-
нов и утечки пара через неплотности линий коммуника-
ций котельной; потери тепла с продувочной водой; потери,
связанные с пуском, остановкой и содержанием агре-
гата в резерве; подогрев питательной воды; потери теп-
ла с выпаром деаэраторов; паровой привод питательных
насосов; отопление служебных помещений и подогрев
воды для душевых устройств котельной; разогрев мазута
в хранилищах и разогрев цистерн при сливе мазута.
Следовательно, в котельной должно быть выработа-
но количество пара с учетом выработки пара на собст-
венные нужды;
В—Diioip^с.н» т/ч,
где -Опотр — нагрузка потребителя с учетом тепловых по-
терь® сетях, т/ч- DC'H—суммарные затраты пара на соб-
ственные нужды, т/ч.
2е 19
Коэффициент полезного действия нет-
т о учитывает расход тепла на собственные нужды:
_(Р-РС.И)КД-/Д.В) + ^П
Va J3QP /О’
(2-12)
При определении величина Dc н учитывает все
затраты тепла в котельной; при определении учиты-
ваются затраты тепла только котлоагрегатом (обдувка,
распыление мазута, потери тепла с продувочной водой
и т. п.).
Зная по графику теплопотребления количество выра-
ботанного тепла и расход топлива за определенный про-
межуток времени, можно определить средний к. п. д. нет-
то котлоагрегата (или котельной) на данном участке
графика нагрузки:
JK.a JQQP
где _ выработка тепла котлоагрегатом (или котель
ной), Гкал\ — собственный расход тепла котлоагре-
гатом (или котельной), Гкал-, В — расход топлива, т.
Для электростанций к. п. д. нетто учитывает также
затраты тепла на выработку электроэнергии, расходуе-
мой котлоагрегатами на тягу, дутье, шлакозол оу далекие
и на другие нужды. Для котельной, получающей элек-
троэнергию со стороны, определение к. п. д. нетто с уче-
том расхода электроэнергии на собственные нужды за-
труднительно. Поэтому пользуются только определением
теплового к. п. д., а затраты на электроэнергию учиты-
вают при расчете себестоимости тепла и при расчете
эффективности мероприятий по экономии топлива.
Следует иметь в виду, что при определении эконо-
мичности котлоагрегата всегда необходимо учитывать
величину к. п. д. нетто теплового; при неучете этого и
использовании только к. п. д. брутто можно сделать не-
правильный вывод при оценке экономичности котлоагре-
гатов. Так, котлоагрегат с хорошим к. п. д. брутто, но
имеющий большие расходы тепла на собственные нуж-
ды, в действительности может оказаться менее эконо-
мичным, чем котлоагрегат с худшим к. п. д. брутто, но
20
с меньшим расходом тепла на собственные нужды. Эти
соображения необходимо учитывать при определении
правильной нагрузки котлоагрегатов или при необходи-
мости вывода котлоагрегата в резерв.
Расходы тепла на собственные нужды неизбежны
в любой котельной. Наибольшим из них является подо-
грев воды паром, применяемый в следующих случаях:
если температура питательной воды, входящей в эконо-
майзер, ниже или равна температуре точки росы газов,
при отсутствии водяного экономайзера, при отрицатель-
ном балансе тепла деаэратора.
Для снижения затрат тепла на собственные нужды
могут быть рекомендованы следующие мероприятия:
наладка режима паровой обдувки; применение сжа-
того воздуха взамен пара, где это экономически оправ-
дано;
замена паровых форсунок механическими, паромеха-
ническими, с воздушным распылением и др.;
устранение парения предохранительных клапанов,
арматуры, фланцев, пропусков вентилей нижних точек
котла;
выравнивание графиков тепловых нагрузок с целью
снижения количества остановов и пусков котлоагрега-
тов; ускоренный останов и пуск котлоагрегатов;
снижение расхода тепла на подогрев питательной во-
ды за счет максимального возврата конденсата; исполь-
зование выпара деаэраторов для подогрева химически
очищенной воды;
замена постоянно действующих питательных насосов
с паровым приводом на электронасосы (при отсутствии
использования тепла отработавшего пара); применение
бессмазочных поршневых паровых питательных насосов,
позволяющих использовать отработавший пар в пита-
тельном баке и теплообменных аппаратах;
проведение продувки котлов в соответствии с опти-
мальным водным режимом; усовершенствование схем
продувки и использование тепла продувочной воды и
вторичного пара сепаратора непрерывной продувки; ис-
пользование продувочной воды в тепловой схеме котель-
ной; снижение расхода тепла на мазутное хозяйство;
автоматизация вспомогательного оборудования: деаэ-
раторов, водопитательной группы, химводоочистки;
составление и анализ балансов потоков пара и воды
для выявления и сокращения потерь.
21
Расход топлива определяется по заданной теп-
лопроизводительности котлоагрегата:
для выработки пара
В =DU* - 'п.в) + Gnp (/к в - 'п.в) , кг]ч или (2 13)
Qh "^к.а
для выработки горячей воды
g=~пр-бр ’ кг1ч или м*1*- С2'14)
4i ^к.а
Действительный часовой расход топлива на котлоаг-
регат, подсчитанный по формулам (2-13) и (2-14), будет
больше на величину потерь, связанных с пуском и оста-
новом котлоагрегата, приведенных к часовому расходу
топлива, а также вследствие неравномерности нагрузки
котлоагрегата, вызывающей изменение тепловых потерь
в общем балансе тепла установки и ухудшающей к. п. д.
Это следует учитывать при подсчете среднего за опреде-
О бр
ленный промежуток времени а» а также при норми-
ровании удельных расходов тепла. При относительно
небольшой степени неравномерности нагрузки и при не-
автоматизированных процессах горения увеличение рас-
хода топлива может быть оценено величиной 1—2%.
При оценке степени тепловой экономичности котло-
агрегата пользуются удельными расходами топлива,
представляющими собой расход условного топлива на
единицу выработанного тепла. Благодаря своей простоте
этот показатель на практике получил широкое распро-
странение, хотя он и менее нагляден, чем к. и. д.
Удельный расход условного топлива для выработки
1 Гкал тепла
^у == ~р.7 ООО ’ кг[ГкаЛ, (2-15)
где В — расход топлива на котлоагрегат, кг/ч\ Q — коли-
чество выработанного котлоагрегатом тепла в виде пара
или горячей воды, Гкал/ч-, 7000—теплота сгорания
условного топлива, ккал}кг.
Если в котельной осуществлены мероприятия, в ре-
зультате которых достигнуто повышение к. п. д., то эко-
номия топлива может быть определена по формуле
АВ=В, - Вг= (2-16)
'’-н Чк.у Чк.у'у
22
где Bi и В2 — расход топлива до и после осуществления
мероприятий, mfr', ч^ и ч^"— к. п. д. котельной до
и после осуществления мероприятий.
Поскольку расход топлива изменяется обратно про-
порционально значениям к. п. д., то можно записать, что
(2-17)
т<к.у
Процентное уменьшение расхода топлива
D __ D *--V)6p
ДВ = .100= ^к у бр,?<* 100%. (2-18)
У'к.у
Следует иметь в виду, что изменение расхода топ-
лива происходит быстрее, чем изменение к. п. д. котельной.
Так, при увеличении к. п. д. котельной с т^'у = 80° /0 до
ч^" = 83°/с, т. е. на Дтд = 3%, расход топлива умень-
шится на величину 3,6%.
В табл. 12-1 приведены значения удельных расходов
условного топлива в зависимости от величин к. п. д. кот-
лоагрегата брутто.
Удельный расход
условного топлива на
1 Гкал отпущенного по-
требителю тепла, т. е.
с учетом расхода тепла на
собственные нужды ко-
тельной, определяется по
формуле
JBQP
= (Q-Qc.H)-7 006“’
кг[Гкал,
где Qc.h—расход тепла
на собственные нужды,
Гкал!ч.
Для уменьшения удель-
ного расхода топлива не-
обходимо, чтобы средний
Рис. 2-1. Расчетные характеристи-
ки котла ДКВР-2,5-13 в зависимо:
сти от приведенной влажности
топлива.
23
Рис. 2-2. Расчетные характе-
ристики котла ДКВР-4-13
в зависимости от приведенной
влажности топлива.
Рис. 2-3. Расчетные характеристи-
ки котла ДКВР-6.5-13 в зависи-
мости от приведенной влажности
топлива.
коэффициент нагрузки котлоагрегата приближался к еди-
нице, т. е.
f —т 1
>ср — Qz
где SQ
ток времени; т
выработка тепла за определенный промежу-
число часов работы котлоагрегата за
этот же промежуток вре-
Рис. 2-4. Расчетные характеристи-
ки котла ДКВР-10-13 в зависимо-
сти от приведенной влажности
топлива.
24
мени.
В табл. 2-1. приведены
расчетные расходы топли-
ва котлами ДКВР, а на
рис. 2-1—2-4 приведены
кривые (по ЦКТИ) для
определения расчетных
характеристик котлов
ДКВР в зависимости от
приведенной влажности
(IP^W'P.IOOO/QPh, %х
Х103 кг/ккал) для донец-
кого угля марки Г с Wn=
=2,4% • 10s кг [ккал, хара-
норского угля марки Б с
Wn= 13,5% • Ю3 кг/ккал,
газа с №п=0,018 % • 103
Расчетный расход топлива котлами ДКВР
Наименование Единица измерения ДК.В Р-2,5-13
Донецкий ка- менный уголь лира норе кип бурый уголь Мазут Газ
Паропроизводи- т/ч кгс/см? •С </о
тельность . . . Давление .... Температура пита- тельной воды Продувка .... Низшая теплота 2,5 2,5 11 3,75 13 30 5 3,75
сгорания .... Коэффициент по- лезного действия ккал/кг, ккал/м3 5 760 2 980 9 040 8 480
котлоагрегата Расчетный расход °/о 83,69 80,7 88,82 90,15
топлива . . . . Сл кг/ч, м3/ч '284 565 265 280
Таблица 2-1
। ДКВР-4-13 ДКВР-6,5-13
1 =ж -° ex г* « А га r ГЛ 9g J
Донецкий менный уп Харанорск1 бурый угол Мазут Газ Донецкий ! менный угс Хараиорск( бурый угол .Мазут Газ
4 4 6 6 6,5 6,5 9,75 9,75
3 13
100 100
5 5
5 760 2 980 9 040 8 480 5 760 2 980 9 040 8 480
84,26 81,4 89,13 90,63 85,21 82,28 89,8 91,23
450 893 422 446 726 1 435 684 721
Наименование Единица Измерения ДКВР-Ю-13 (высокий вариант)
Донецкий ка- менный уголь Харан орский бурый уголь Мазут Газ
Паропроизводи- тельность . . . т/ч 10 10 15 15
Давление .... кгс/см2 13
Температура пита- тельной воды °C 100
Продувка .... °/о 5
Низшая теплота сгорания .... ккал/кг, ккал/м3 5 760 2 980 9 040 8 480
Коэффициент по- лезного действия котлоагрегата % 86,85 83,79 89,6 91,3
Расчетный расход топлива .... кг/ч, л?/ч 1 100 2 190 1 045 1 105
П родолэкение табл. 2-1
ДКВР-20-13 ДКВР-35-13
• л га р- sS jS S § Я *
Донецкий I менный угс W £ £Х>. С Газ Йе 5 § о Газ
Ха рай бурый га £ Денег менни Харан бурый Мазу'
20 20 28 28 35 35 50 50
13 13
100 100
5 5
5 760 2 980 9 040 8 480 5 760 2 980 9 040 8 480'
86,7 85,2 90,3 92,1 86,11 82,75 88 90,33
2 230 4 360 1 960 2 060 3 860 7 670 3 550 3 720
кг!ккал и мазута с Wn=0,33%-103 кг]ккал. (Буквенные
обозначения на рисунках: Кг—объем продуктов сгора-
ния; Zyx — температура уходящих газов; /к— температу-
ра газов за котлом; /т— температура в топке.) По этим
кривым можно определить к. п. д. и расчетные характе-
ристики для выбора вспомогательного оборудования ко-
тельных с котлами ДКВР при сжигании газа, мазута и
любого твердого топлива, не прибегая к тепловым рас-
четам.
2-2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ
В КОТЛОАГРЕГАТЕ
1. Определение потерь тепла с ухо-
дящими газами q%- В тепловом балансе котлоагре-
гата потеря ^2 является наибольшей. Эта потеря, пред-
ставляющая собой физическое тепло, удаляемое из кот-
лоагрегата с продуктами сгорания, иногда'доходит до
20% от всего тепла, выделившегося в топке при сгора-
нии топлива.
Подсчет потерь тепла с уходящими газами удобно*
производить по упрощенной методике теплотехнических
расчетов проф. М. Б. Равича [Л. 54]. По этой методике
ведется официальная техническая отчетность экономич-
ности котлоагрегатов электростанций.
В основу упрощенной методики теплотехнических рас-
четов положена калориметрическая температура горе-
ния, которая мало меняется с изменением состава топ-
лива и является более постоянной характеристикой, чем
теплота сгорания. Калориметрическая температура горе-
ния определяется из условия, что все выделяющееся тепло
топлива идет на подогрев продуктов сгорания при ко-
эффициенте избытка воздуха (а=1)
QP
Q. —_______Л1____ or
^макс-- 17г >
где V—объем продуктов сгорания при полном сгорании
1 кг твердого или жидкого или 1 м3 газообразного топ-
лива или коэффициент избытка воздуха а=1; с — сред-
няя теплоемкость продуктов сгорания в интервале тем-
ператур от 0 °C ДО Омакс-
Потеря тепла с уходящими газами по этой методике
определяется по формуле [Л. 54]
<7,= |С' + (/--1)ВД1(Ю0-9,), •/<,. (2-19)
‘макс
где /ух — температура уходящих газов, °C; /в — темпера-
27
Тура окружающего воздуха, °C; ZMflKC — жароПрОИзвоДй-
тельность топлива, т. е. максимально возможная темпе-
ратура, развиваемая при полном сгорании топлива
в теоретически необходимом для горения количестве воз-
духа, °C (см. табл. 2-2); С' — поправочный коэффициент,
показывающий отношение средневзвешенной теплоемко-
сти неразбавленных воздухом продуктов сгорания в тем-
пературном интервале от О °C до к их средневзвешен-
ной теплоемкости в температурном интервале от О °C до
Таблица 2-2
Некоторые теплотехнические характеристики топлива [Л. 55]
Топливо ор, 11 ^маже* °C Р, ккал/м3 МЖС ro2 в
Топливо высокой жаропроизводительно сти
Природный газ Мазут . 8 500* 9 500 2 040 2 130 1 000 970 11,8 16,5 0,8 0,88
Антрацит: донецкий АС 6400 2 190 910 20 0,95
„ АРШ 5650 2 180 910 20 0,95
Каменный уголь: донецкий длиннопламенный 4 900 2 080 940 19 0,89
„ газовый 5 900 2100 930 19 0,90
„ паровичный жир- ный 6 000 2 150 940 19 0,91
донецкий тощий . . . 6 320 2 150 930 ' 19 0,93
кузнецкий газовый .... 6 400 2 110 930 19 0,90
„ паровичный спе- кающийся 6 800 2 150 930 19 0,92
карагандинский паровичный 5930 2 130 940 19 0,91
кизеловский газовый . . . 4 970 2 ПО 930 18,5 0,91
воркутинский паровичный жррный 5530 2 150 930 -чЛ9 0,90
ткварчельский паровичный жирный 4 630 2 050 920 18,5 0,90
Бурый уголь челябинский . . . 3770 2 000 920 19,3 0,87
Торфяные брикеты 4 130 2 000 930 19,5 0,86
Топливо пониженной жаропроизводительности
Бурый уголь: .богословский подмосковный 2 700 2 300 1 820 1 740 830 870 20,0 19,5 0,83 0,80
Торф: feij кусковой 2 560 1 660 865 19,5 0,77
фрезерный 2 030 1 500 830 19,5 0,72
Дрова 2 440 1 640 875 20,5 0,75
• ккал/м3.
28
Таблица 2-5
Поправочные коэффициенты G' и К в формуле (2-19) [Л. 55]
'ух- °C Твердое топливо невысокой влажности (антрацит, каменные угли), жидкое топливо, газы с малым содержанием балласта Na и СОа (природный и др.) Твердое топливо высокой влаж- ности (бурые угли, торф и дрова) и газы с высоким содер- жанием балласта Na и СО2 (доменный и др.)
С К С К
100 0,82 0,77 1 0,83 0,79
200 0,83 0,78 0,84 0,79
300 0,84 0,79 0,86 0,80
400 0,86 0,80 0,87 0,81
500 0,87 0,81 0,88 0,82
fyx к их средневзвешенной теплоемкости в температур-
ном интервале от 0° °C до /мадс (см. табл. 2-3); h— коэф-
фициент, больший единицы, показывающий увеличение
объема продуктов сгорания от содержания в них избы-
точного воздуха по отношению к объему сухих продук-
тов сгорания в теоретических условиях, подсчитываемый
по данным газового анализа из соотношения
h= ro2 + co + ch4 ’
где RCf,£Kc —максимальное содержание RO2 в продук-
тах сгорания при а=1; величина RO2макс является ПОСТО-
ЯННОЙ для каждого топлива и зависит от его элементар-
ного состава (табл. 2-2); RO2 — сумма CO2+SOa, %;
СО и СН4 — содержание в продуктах сгорания окиси
углерода и метана, %; В — коэффициент, показывающий
отношение объема сухих продуктов к объему влажных
продуктов сгорания >в теоретических условиях (табл. 2-2);
К — поправочный коэффициент, показывающий отноше-
ние средней теплоемкости воздуха в температурном ин-
тервале от 0сС до /Ух и средневзвешенной теплоемкости
неразбавленных воздухом продуктов сгорания в темпе-
ратурном интервале от О °C до /макс (табл. 2-3).
Пример 2-2. Сжигается донецкий уголь марки Д, температура
уходящих газов (по замерам) /ух=170сС, потеря <74=3%, содержа-
ние СО2 в уходящих газах —11,3%; /в=30сС.
По табл. 2-2 КО2ыакс=19%; /макс =2 080 °C; £=0,89. По
табл. 2-3 С'=0,83; /(=0,78.
, 19,0
й— 113—1,68.
29
Потеря тепла с уходящими газами
170 — 30
<72 = -208Q— [0,834- (1,68— 1)0,89-0,78] (100 — 3) = 8,5%-
Для проектируемых котлоагрегатов с хвостовыми по-
верхностями нагрева в настоящее «время рекомендуется
принимать следующие температуры уходящих газов
(Л. 4]:
Для сухих углей (1ИП 3%Х
ХЮ3 кг/ккал) и газа..............
Для углей с 1ИП = 4—20% X
Х103 кг/ккал.....................
Для мазута.........................
Для торфа и древесных отходов (при
установке воздухоподогревателя)
От 120 до 130 °C
От 140 до-150 °C
От 150 до 160 °C
От 170 до 190 °C
(Верхние пределы указанных температур относятся
к котлам меньшей теплопроизводительности и к более
высоким температурам питательной воды.)
Потери тепла с уходящими газами во многих котель-
ных все еще недопустимо велики. Снижение температу-
ры уходящих газов развитием хвостовых поверхностей
нагрева в экономически оправданных размерах в соче-
тании с оптимальным режимом эксплуатации является
актуальной задачей. Достаточно указать, что увеличение
температуры уходящих газов на 12—15СС .приводит
к возрастанию потерь тепла примерно на 1%.
Основными направлениями уменьшения потерь тепла
с уходящими газами являются:
соблюдение оптимального коэффициента избытка
воздуха; с уменьшением его уменьшается предел допу-
стимого охлаждения газов; контроль за оптимальной
величиной избытка воздуха должен выполняться по
анализу химического состава продуктов сгорания с по-
мощью газоанализатора;
снижение присосов холодного воздуха в котлоагре-
гате;
предотвращение шлакования экранных и радиацион-
ных поверхностей нагрева (шлакование может быть ре-
зультатом неудовлетворительного воздушного режима,
тепловых перекосов, отсутствия регулярной обдувки зо-
лы и обивки шлака, сжигания топлива, имеющего пони-
женную против расчетной температуру плавления золы,
работы топочного объема с чрезмерными тепловыми на-
пряжениями) ;
30
предотвращение заноса золой газоходов котлоагрега-
та (занос золой является результатом недостаточного
осаждения золы в пределах топочной камеры по причи-
не чрезмерно больших избытков воздуха, большого раз-
режения в топке, перегрузки топки, образования кратер-
ного горения в слоевых топках, пониженных скоростей
газов —менее 4 м]сек, неравномерного распределения га-
зового потока по сечению газохода);
поддержание чистоты наружных поверхностей нагре-
ва от загрязнения их золой и сажей путем регулярной
обдувки; применение жидких присадок (например,
ВНИИНП) при сжигании сернистого мазута (Sn>
>0,5% • 103 кг/ккал), делающих отложения на поверх-
ности нагрева более сыпучими;
поддержание чистоты внутренних стенок поверхности
нагрева от отложений на них накипи и шлама (от-
ложения накипи и шлама являются результатом неудо-
влетворительной работы докотловой водоподготовки, не-
налаженности водного химического режима котлоагрега-
та, отсутствия строгого выполнения правильного режима
продувок для своевременного отвода шлама, отсутствия
химического контроля за качеством исходной, хими-
чески очищенной, питательной, котловой и продувочной
воды, а также за конденсатом, возвращаемым потреби-
телем) ;
поддержание в барабане котла номинального давле-
ния (номинальное давление допускает получение расчет-
ной степени охлаждения газов в экономайзере);
поддержание расчетной температуры питательной во-
ды из условия полноты использования теплового потока
газов, приходящегося на водяной экономайзер;
поддержание оптимального режима нагрузки котло-
агрегата (для котлов с возвратом уноса при уменьшении
нагрузки увеличивается доля вторичного дутья и, следо-
вательно, увеличивается избыток воздуха в топке; при
повышении нагрузки температура уходящих газов повы-
шается) ;
улучшение работы конвективных поверхностей нагре-
ва, заключающееся в правильном устройстве перегоро-
док, направляющих гаЗы;
обеспечение плотности и непроницаемости газовых
перегородок и их сопряжения с обмуровкой без проте-
кания газов мимо конвективных пучков котла;
31
обеспечение марки и качества сжигаемого топлива,
на которое 'было выбрано и рассчитано топочное устрой-
ство (изменение марки или качества топлива вызывает
перераспределение тепловой нагрузки радиационных и
конвективных поверхностей нагрева; в частности, при
повышении влажности топлива температура в топке па-
дает; это вызывает снижение доли лучистой теплопере-
дачи и увеличение тепловосприятия конвективными по-
верхностями нагрева; в результате этого температура
уходящих газов повышается); расчетные приближенные
зависимости к. п. д. котлов ДКВР от приведенной влаж-
ности твердого топлива, составленные по данным ЦКТИ,
приведены в табл. 2-4;
Таблица 2-4
Расчетные приближенные зависимости к. п. д. котлов ДКВР
%, от приведенной влажности топлива
Производитель- ность, т/ч Приведенная влажность топлива, W11, %-10» кг)ккал
От 0 до 6 от 6 до 14 от 14 до 24
2,5 4 6,5 10 20 35 84,5—0,51Гп 84,0—С 82,0—0,15 Ц7п i,22 U7” 85,5—0,18 Г" 87,0—0,33 86,5—0,18 Wn 85,6—0,29 Г“ 80,0 83,0—0,12117"
применение острого дутья, позволяющее сжигать
твердое топливо с меньшим избытком воздуха;’
перевод котлоагрегатов с твердого топлива на при-
родный газ (сжигание газа обеспечивает снижение тем-
пературы уходящих газов по сравнению с температу-
рой, получаемой при сжигании твердых топлив, за счет
уменьшения избытка воздуха, улучшения теплообмена
вследствие отсутствия загрязнения поверхностей нагре-
ва, значительного уменьшения скорости газов в котель-
ном пучке вследствие меньших избытков воздуха в топ-
ке и меньших приведенных объемов продуктов сгорания;
снижение скоростей газов и сопротивления котлоагрега-
та уменьшает в свою очередь присосы воздуха, дополни-
тельно снижающие к. п. д.);
установка хвостовых поверхностей нагрева за котла-
ми паропроизводительностью 2,5 т)ч и более при темпе-
ратуре уходящих газов выше 250 °C (эксплуатация кот-
лов без хвостовых поверхностей нагрева может быть
32
оправдана, если произведение стоимости I т условного
топлива в рублях на годовое число часов использования
установленной мощности котельной менее 10000); для
газифицированных котельных при наличии потребителей
горячей воды весьма целесообразна установка за кот-
лами или за экономайзерами контактных водяных эко-
номайзеров; применение теплофикационных экономай-
зеров, где имеется круглогодовой потребитель боль-
ших количеств горячей воды (при установке тепло-
фикационного экономайзера теплопроиззодительность
котлоагрегата возрастает на величину произведения рас-
хода воды на температурный перепад, а иаропроизводи-
тельность его принимается такой же, как 'без экономай-
зера); применение теплофикационных экономайзеров для
отопительных газифицированных котельных (из-за бо-
лее глубокого использования тепла уходящих газов
к. п. д. котлоагрегатов с теплофикационными экономай-
зерами возрастает в среднем на 2,5%);
применение для котельных, сжигающих природный
газ, вакуумных деаэраторов, позволяющих снизить тем-
пературу питательной воды до 65—70 °C по сравнению
с температурой 104°С при атмосферных деаэраторах,
что обеспечивает более глубокое охлаждение уходящих
газов.
2. Определение потерь тепла от хими-
ческой неполноты сгорания ^з- Потеря q$ воз-
никает при наличии в уходящих газах продуктов непол-
ного сгорания: окиси углерода СО, водорода Н2, метана
СН4 и др. Причиной неполного сгорания топлива может
быть недостаток воздуха в топке, низкая температура
в ней, неудовлетворительное смешение частиц топлива
с воздухом, неустойчивость процесса горения, малый
объем топки. Расчетные величины потерь q?, принимают-
ся для камерных топок при сжигании мазута и газа от
0,5 до 1%; для слоевых механизированных топок 0,5%;
для слоевых топок с неподвижной решеткой и ручным
забросом топлива от 1 до 2%.
По упрощенной методике теплотехнических расчетов
[Л. 54] потеря тепла от химической неполноты сгорания
определяется:
(2-21)
где Qup.crop — низшая теплота сгорания 1 At3 сухих про-
дуктов сгорания, подсчитывается по данным анализа
3-’ 33
продуктов сгорания, по содержанию в них окиси углеро-
да, водорода и метана; Р — низшая теплота сгорания ра-
бочей массы топлива, отнесенная к объему сухих продук-
тов сгорания, образующихся при сжигании топлива
в теоретических условиях, ккал'м3 (см. табл. 2-2).
Значение Qnp.crop подсчитывается по формуле
Qnp.crop=30,2CO+25,8H2+85,5CH4, ккал^. (2-22)
Потеря тепла Цз при сжигании топочного мазута мо-
жет быть подсчитана по формуле [Л. 54]
52СО 4- 45Н2 + 1 45CIV о ,
ъ — ro2+со реп;4 ’ /°-
Если содержание Н2 и СН4 не определено, то суммар-
ные потери тепла из-за химической неполноты сгорания
мазута можно приближенно оценить по формуле
8000 в
^““RO24-CO* '°'
Пример 2-3. Состав продуктов сгорания природного газа Ше-
белипского месторождения СО2=7,4%; СН4=0,03%; С0=0,04%;
Н2=0,03%; RO2Maitc=*ll,8%; Р=1 ООО ккал/м3. Величина Л по фор-
муле (2-20) равна:
__ 11,8
fl^ 7,4 4-0,04 4-0,03 = *’58'
Теплота сгорания уходящих газов по формуле (2-22)
Qnp.crop — 30,2 • 0,04 + 25,8 • 0,03+85,5 • 0,03= 4,54 ккал]м\
Потеря (7з по формуле (2-21):
4,54-1,58-100
= Гббб = 0.72 <>/<,.
Для снижения потерь тепла от химической неполно-
ты сгорания могут быть рекомендованы следующие ме-
роприятия:
обеспечение достаточного количества воздуха для го-
рения с устройством хорошего смешения его с топли-
вом;
применение острого дутья, особо рекомендуемое при
сжигании каменных углей с большим выходом летучих
и при недостаточном топочном объеме (эффект острого
34
дутья достигается за счет увеличения турбулентности
потока и связанного с этим улучшения сгорания;
механизированный непрерывный заброс топлива на
решетку;
обеспечение подвода всего воздуха, необходимого
для горения мазута, к корню факела; частицы мазута, не
получившие в начале факела необходимого количества
воздуха, образуют сажистые частицы, которые трудно
воспламеняются при любых количествах вторичного воз-
духа;
применение мазутных форсунок, обеспечивающих
тонкий распыл топлива и активное перемешивание его
с воздухом;
снижение вязкости мазута путем подогрева до необ-
ходимой температуры и фильтрации его;
модернизация газогорелочных устройств; правильно
выбранные и установленные газовые горелки практиче-
ски могут обеспечить полное отсутствие потерь тепла от
химической неполноты сгорания;
поддержание оптимального теплового напряжения
топочного объема Q/V? (повышенное против оптималь-
ного значения Q/VT может .привести к увеличению по-
терь q3);
забор воздуха на горение из наиболее горячих зон
котельного зала;
перевод котлоагрегатов на автоматическое регулиро-
вание процесса горения для поддержания в заданных
пределах соотношения «топливо—воздух».
3. Определение потерь тепла от механи-
ческой неполноты сгорания^ Потери об-
условлены наличием несгоревших частиц топлива в шла-
ке, провале и уносе. В зависимости от характеристик
топлива и топочного устройства потери колеблются
в широких пределах. Так, для механизированных топок
нормативные потери принимаются:
При сжигании:
3*
антрацита AC, AM.................... 13,5%
каменных углей.............. . . От 5,5 до 12%
бурых углей.......................От 5,5 до 10%
Для слоевых топок с неподвижной ре-
шеткой и ручным забросом топлива:
донецкого антрацита марок AC, AM
АК..................................11%
каменных углей...................... От 4 до 6%
бурых углей......................... От 6 до 8%
35
Для слоевых топок -величина рассчитывается по
формуле
?4 = (а1лп 100—+a"f 100-^ м + й1,и 1Ш Х
Х^-100’/., (2-23)
где ашл, йЕр, Пун — процент золы топлива в шлаке, про-
вале и уносе; эти величины определяются по эксплуата-
ционным или экспериментальным данным; Гшп, Гпр,
Гун— содержание горючих в шлаке, провале и уносе, %;
А13— зольность рабочей массы топлива, %; 78 — средняя
теплота сгорания 1% горючего, содержащегося в шлаке,
провале и уносе, ккал.
Содержание горючих в шлаке Гшл зависит от выхода
летучих Уг; чем больше Vr, тем меньше Гшл. Так, при
сжигании в топках с пневмомеханическими забрасыва-
телями и неподвижной решеткой донецких антрацитов
AM и АС, содержащих Vr=4%, потеря тепла со шлаком
составляет <7ШЛ4=5%, а для донецких каменных углей
Д и Г, имеющих Уг=43% и Гг=39%, (?шл4=3%. Мень-
шая величина во втором случае объясняется тем, что
при значительном выходе летучих более полно протекает
процесс горения топлива в слое и во взвешенном состоя-
нии; горючие элементы, оставшиеся в пористом коксе
после быстрого выгорания летучих, сгорают быстрее,
чем в плотном коксе топлива, имеющего малый выход
летучих. Горение топлива с малым выходом летучих
протекает при высокой температуре ,в слое с интенсив-
ным плавлением золы, вследствие этого ухудшаются
условия выгорания горючих остатков. Большое влияние
на величину ГШл оказывает фракционный состав топли-
ва. Неоднородность по размерам кусков ухудшает усло-
вия сжигания, так как скорость горения крупных и мел-
ких кусков топлива неодинакова. При чистке топки или
в конце движущейся решетки остаются куски топлива,
которые сбрасываются в шлаковый бункер. Опытное
сжигание подмосковного бурого угля на решетке нор-
мальной длины с видимым тепловым напряжением
в пределах 700—900 тыс. ккол/ж2 • ч показало содержание
горючих в шлаке Гшл: без предварительного дробления
от 9 до 12%; при установке маломощной дробилки от 6
до 8%; для дробленного угля до размера кусков 50 мм от
5 до 7%. [Л. 62].
36
Величина провала ГПр сильно зависит от конструкции
колосниковой решетки: при беспровальных колосниках
она будет меньше, чем при колосниках обычного типа.
Большое влияние на величину провала оказывает на-
грузка решетки: при тепловом напряжении решетки
сверх оптимальных величин провал увеличивается вслед-
ствие того, что более часто производится чистка решетки
или увеличивается скорость полотна.
Величина упоса Гун зависит от содержания в топли-
ве мелочи: чем ее больше, тем больше унос в камеру
топки. Процесс выноса из слоя мелких частиц проте-
кает следующим образом. Мелкие частицы топлива
в слое располагаются в свободных промежутках между
крупными частицами, которые образуют защитный и
фильтрующий слой. Защитное действие этого слоя изме-
няет фактическое начало уноса более мелких частиц.
При чрезмерном динамическом напоре воздуха устойчи-
вое залегание мелких частиц нарушается, и они прихо-
дят в движение, увлекаются газовоздушным потоком и
могут быть вынесены через защитный слой. Это явление
особенно интенсивно протекает при сжигании слабоспе-
кающихся углей. Если при этом и избыток воздуха бу-
дет больше необходимого для завершенности процесса
горения, то скорость газовоздушного потока в слое еще
более возрастет и вынос частиц усилится. Форсирование
топки также нарушает стабильность процесса горения и
приводит к бесконтрольному распределению воздуха
в слое с усиленным выносом мелких частиц. Для удер-
жания мелких частиц в слое необходимо, чтобы динами-
ческий напор воздуха был меньше их веса, т. е. вес ча-
стиц угля должен быть больше подъемной силы воздуш-
ного потока. Таким образом, важность обеспечения
налаженного воздушного режима топки и оптимального
режима загрузки очевидна.
Мероприятия для снижения потерь тепла от механи-
ческой неполноты сгорания:
предварительная подготовка топлива—дробление
крупных кусков угля и отсев мелочи (режим горе-
ния неотсортированного угля в слое протекает с по-
вышенными тепловыми потерями и трудно поддается ре-
гулированию);
сжигание топлива с ограничениями по зольности и
содержанию мелочи при стабильном гранулометриче-
ском составе; недопустимость сжигания в слоевых топ-
37
каХ существующих конструкций заштыбленных много-
зольных антрацитов марок АРШ и АСШ, рядовых тощих
углей, отсева промпродукта и шламов;
устройство возврата в топку провала и уноса для
дожигания при наличии в них значительного содержания
горючих (большое -влияние на дожигание уноса оказы-
вают температурные условия: при низкой температуре
не обеспечивается достаточное выгорание частиц);
применение острого дутья; при наличии его макси-
мальный размер частиц уноса уменьшается примерно
в 2,5 раза (происходит это за счет увеличения времени
пребывания частиц топлива в топочной камере вслед-
ствие удлинения траектории .потока и сепарации взве-
шенных частиц);
обеспечение правильного распределения воздуха и
равномерного горения топлива по площади решетки;
поддержание достаточной высоты шлакового слоя;
поддержание оптимального теплового напряжения
зеркала горения QIR (повышение против оптимального
значения Q/R может привести к увеличению потерь <74);
замена топок устаревших конструкций на более эко-
номичные; в первую очередь замена ручных топок меха-
ническими (топки с ручной загрузкой являются мало-
экономичными, так как периодичность загрузки нару-
шает стабильность процесса горения; согласно [Л. 1] все
котлы паропроизводительностью ^.т1ч и более должны
иметь механизированные топки; в дальнейшем необхо-
дима механизация топочных устройств и для котлов
меньшей мощности);
применение для сжигания древесных отходов топок
скоростного горения ЦКТИ системы Померанцева и для
сжигания фрезерного торфа пневматических топок
ЦКТИ системы Шершнева.
4. Определение потерь тепла в окру-
жающую среду #5- Потери q$ являются следствием
теплопроводности ограждающих конструкций — обмуров-
ки и металлических частей.
Ввиду крайне неравномерного распределения темпе-
ратур окружающего воздуха в различных частях обму-
ровки определение .потерь экспериментальным путем
представляет значительные трудности. Кроме того, опре-
деление потерь <75 измерительными приборами (тепло-
мер системы ОРГРЭС и др.) или по данным измерений
температур поверхности ограждения и окружающего
38
воздуха не обеспечивает достаточной точности; ошибка
при этом может равняться ±15—20%. Поэтому потери
^5 определяются расчетом или принимаются по норма-
тивным данным.
Потери #5 зависят от размера и температуры наруж-
ной поверхности котлоагрегата, а также от температуры
окружающего воздуха. Исходя из этого потери qs могут
определяться по формуле
Q F _L Q
где Qp — потеря тепла с 1 м2 поверхности котлоагрега-
та, величина ее обычно находится в пределах от 300 до
400 ккал'^(я2• ч); Qi— потеря тепла трубопроводами, ба-
рабаном и т. п.; величина ее составляет для котлоагре-
гатов небольшой мощности 30000 ккал/ч; F — поверх-
ность охлаждения по общему габариту котлоагрегата, я2.
Величина Qp более точно может быть определена по
формуле
Сг=ав(/р—/в), ккал} (я2-ч),
где «в — суммарный коэффициент теплоотдачи конвек-
цией и излучением в окружающую среду при свободном
движении воздуха:
ав = 2,2/5^ + .
ккал](м2-ч-°С),
где tp—-средняя температура поверхности ограждаю-
щих конструкций:
. t'rfi 4-+ ipfn о„
Здесь i'r, t"p... — температура -поверхности в цен-
тре площадки по замерам, °C; ft, f2...— поверхность
охлаждения участка ограждения, я2.
Средняя температура окружающего воздуха
t = ^4-^4 — 4-4» о с
39
В табл. 2-5 приведены нормативные потери тепла
в окружающую среду в зависимости от паропроизводи-
тельности котлоагрегата и его конструкции. Из таблицы
следует, что относительная потеря q$, т. е. отнесенная
к 1 кг топлива, уменьшается с ростом нагрузки котло-
агрегата.
Таблица 2-5
Потери тепла в окружающую среду СД, %
Котлоагрегат Номинальная паронггизводительность, т/ч
2 3 4 s 6 в о 20 30
Без хвостовых поверх- ностей нагрева .... С хвостовыми поверх- ностями нагрева . . . 3,6 2,6 3,4 ’2,1 2,9 1,8 2,5 1,5 2,3 jl.3 2.0 1,7? !1,3 1.1
При паропроизводительности котлоагрегата Dx, от-
личной от номинальной DH0M, величина пересчитывает-
ся по формуле
пХ __НОМ 0 г
?5---’ /«’.
где q*s, <7gOM — потери тепла в окружающую среду при
фактической и номинальной нагрузках,
Если на горение поступает нагретый воздух из поме-
щения котельной, то часть потерь q$ возвращается обрат-
но в котлоагрегат с воздухом, поступающим на всас
дутьевого вентилятора. Совместно с присосами тепло
этого воздуха составит:
Qb= Q,b4_ Qnpiic = VeCb (/в Ci) +
-ЬДат1/0{Св-—/п), ккал/кг,
где VB — количество воздуха, засасываемого вентилято-
ром, м31кг сожженного топлива:
Ев=У°(ат—ДоСт), м31кг,
где V0 — теоретическое количество воздуха, необходимое
для полного сгорания 1 кг топлива, м31кг-у п-^ — коэффи-
циент избытка воздуха в топке: Дат — присосы воздуха
в топке; св — теплоемкость воздуха, ккал! (кг • °C); /в —
температура воздуха на всасе вентилятора, °C; Ст— тем-
40
йература наружного воздуха, °C; t'B—температура воз-
духа в котельной вблизи обмуровки, °C; для упрощения
расчетов можно принять, что
Составляющая Сприс незначительна, поэтому погреш-
ность ее измерения не приводит к заметным ошибкам.
Исходя из этого, можно принять, что
0,'в+Qnpuc = Qb — (/в /н), ккал] кг,
где ад — коэффициент избытка воздуха перед дымосо-
сом.
Таким образом, величина является частичной ком-
пенсацией потерь <75, и с этой точки зрения абсолютная .
величина <75 еще не является прямой потерей. Норматив-
ные значения q$ (табл. 2-5) следовало бы уменьшить на
величину возвращаемого в котлоагрегат тепла с нагре-
тым в помещении котельной воздухом, если эта величи-
на существенно влияет на точность определения q$.
Мероприятия для снижения потерь тепла в окружаю-
щую среду:
тщательная тепловая изоляция котла и его вспомога-
тельного оборудования; для новых котлоагрегатов поте-
ря тепла с 1 м2 поверхности котлоагрегата не должна
превышать 300 ккал/(м2 • ч); температура на поверхно-
сти обмуровки не должна превышать 55 °C при темпера-
туре окружающего воздуха 25°C;
обеспечение разрежения в топке в пределах 1—2 мм
вод. ст. (при положительном давлении потеря <75 увели-
чивается из-за выбивания пламени и газов через неплот-
ности топочной гарнитуры);
использование тепловыделения от оборудования пу-
тем забора теплого воздуха из верхней зоны котельного
зала и подача его на всас дутьевого вентилятора.
Приведенная методика теплотехнических расчетов
позволяет достаточно быстро и с необходимой степенью
точности подсчитать потери в котлоагрегате, не прибе-
гая к громоздким расчетам и лабораторным определе-
ниям состава и теплоты сгорания топлива. При сжига-
нии газообразного и жидкого топлива, а также твердого
топлива с низкой потерей тепла от механической непол-
ноты сгорания (до 1 %) данные анализа уходящих газов
и их температуры могут заменить проведение балансо-
вых испытаний. При сжигании твердого топлива с qC>
>1% определение величин q%, qs и <74 также облегчает
41
выполнение подсчета для оценки экономичности работы
котлоагрегата.
На основании расчетов потерь тепла q%, q& <?4 и <75
устанавливаются зависимости отдельных потерь и их
суммы, а также к. и. д. котлоагрегата от нагрузки. По
этим зависимостям составляют режимные карты с ука-
занием оптимальных значений /ух, и или RO2 и других
параметров (см. § 3-1).
Ниже приводятся примеры расчета к. п. д. котло-
агрегата и расхода топлива.
Пример 2-4. Определить к. п. д. котлоагрегата брутто и расход
топлива при следующих условиях: нагрузка котлоагрегата
= 10 т/ч, давление в барабане р=13 кгс/слт2; энтальпия пара =
=666.2 ккал/кг; энтальпия котловой воды /и.в=197,3 ккал)кг-,
энтальпия питательной -воды in.B=86 ккал/кг; продувка котла —
2,5%; теплота сгорания природного газа <2=8 500 ккал/л?-, темпе-
ратура уходящих газов £ух=180°С; состав уходящих газов: СОа=
=96%; СО=0,5; £В=ЗО°С.
По упрощенной методике Б. М. Равича:
Коэффициент h по формуле (2-20):
, 11,8
Л —д,Б-рО,5 —1>18,
По табл. 2-2 ^макС=2 040 °C; В=0,8; по табл. 2-3 £7=0,830;
К=0,78.
Потеря тепла с уходящими газами по формуле (2-19)
180 — 30
<Д.= 2 04р [0,830 4- (1,18— 1)-0,8-0,78] -100 = 6,9 %.
Потеря тепла от химической неполноты сгорания [по фор-
муле (2-21)]
Qnp.crop=^30,2-0,5= 15,1 ккал{м2\
15,1-1,18
Чз — । qqq ЮО = 1,78 04-
Потеря тепла в окружающую среду q&= 1,7% (табл. 2-5).
Коэффициент полезного действия котлоагрегата по формуле
(2-9)
7j6₽a = 100 — (6,9 4- 1,78 + 1,7) = 89,62 %.
Расход ттлллза по формуле (2-13)
10-103 (666,2 — 86) 4- 0,025-10-103 (197,3 — 86)
8 500-0,896 — 765 м*!ч-
Пример 2-5. Определить к. п. д. котлоагрегата брутто и расход
топлива для условий примера 2-4 при сжигании топочного мазута
Ф’=9 500 ккал/кг-, температура уходящих газов £ух=200сС; в ре-
42
зультате анализа продуктов сгорания получены следующие данные:
RO2=11,6%.
Коэффициент h по формуле (2-20) равен:
16,5
Л==ТГб== 1>42'
По табл. 2-2 /макс—2 130 °C; В=0,88; по табл. 2-3 Cz=0,83;
К=0,78.
Потеря тепла с уходящими газами
qz = [0,83 + (1,42— 1)-0,88-0,78]-100 = 8,9 %.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата по формуле (2-9)
^=.100 —(8,9+ 1,78+ 1,7) = 87,6%.
Расход топлива по формуле (2-13)
10-103 (666,2 — 86) + 0,025-10- 10а (197,3 — 66)
9 500-0,876 ''70° KZ/¥*
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ТОПОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
3-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Влияние топочного процесса на экономичность
работы котельного агрегата весьма велико. Потери теп-
ла от химической неполноты сгорания и от механиче-
ского недожога при данных топливе и конструкции
топки зависят целиком от правильности ведения топоч-
ного процесса.
Прирост потери тепла с уходящими газами Л<?2 при
чистых поверхностях нагрева и плотных газоходах зави-
сит от увеличения коэффициента избытка воздуха пт
сверх оптимального, что также определяется правиль-
ностью соблюдения наивыгоднейшего топочного режима.
Известны случаи, когда только за счет регулировки га-
зогорелочных устройств и снижения избытка воздуха
удавалось повысить к. п. д. котлоагрегатов минимум на
5-—6%. Часто имеют место значительные потери топ-
лива из-за химической неполноты сгорания, вызванные
недостатком воздуха или неудовлетворительным смесе-
образованием.
43
*- Таблица 3-1
Рекомендуешь е типы слоевых механизированных топок
(по СН 350-66 Госстроя СССР)
Вид топлива Парэпроизводительность котла, т/ч
2,5—4 6,5 10 15—20 >20
Антрацит АС и AM Топки с пневмомеханическими забрасывателями ’ и неподвижной решеткой Топки с цепной решеткой прямого хода —
Каменные угли Топки с пневмомеханически- ми забрасывателями и непод- вижной решеткой Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной ре-иеткой об- ратного хода
Каменные угли Уг 20% Л" sg 5.7%. I03 кг/ккал Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвиж- ной решеткой’ Топки с пневматическими забрасыва. телями и цепной репегкой пртмого хо- да’
Бурые угли Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвиж- ной решеткой* Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой об- ратного хода1 ,
Топки с шурующей планкой’ Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвиж- ной ре веткой’ При №р 30% топки ’с пневматиче- скими забрасывателями и цепной ре- шеткой прямого хода’
Торф кусков-’й Шахтные топки Шахтно-цепные топки
Сланцы Топки с наклонно переталкивающей решеткой
Древесные отходы В'/Р 50—55% Скоростная топка ЦКГИ системы Померанцева* Шахтная тонка с наклонной решеткой’
1 Рекомендуемый тип топ-чирго устройства.
’ Заменяющий тип топочного устройства.
Как показали испытания котла ДКВ-4-13. работавшего на при-
родном газе, после наладки процесса горения [Л. 66] удалось устра-
нить потерю тепла от химической неполноты сгорания, составляв-
шую весьма большую величину — 27,5%. В результате наладки за
;чет регулирования работы инжекционных горелок, установки сопл
меньшего диаметра и полного открытия воздушно-регулировочных
шайб к. п. д. брутто котлоагрегата был увеличен с 66.6 до 88%.
Оказалось, что до наладки топка работала с значительным недо-
статком воздуха.
На котле СУ-20 с топкой ПМЗ-ЛЦР при сжигании каменных
углей марки Г было выявлено, что включение устройств возврата
уноса и острого дутья повышает к. п. д. котла на 3,9—5,2% [Л. 48].
Т а б л и ц а 3-2
Рекомендуемые типы горелок для сжигания природного газа
и мазута (по СН 350-66 Госстроя СССР)
Топливо Производи- тельность, котла, mfu Типы горелочных устройств
Рекомендуемые Заменяющие
Природ- ный газ 2,5—10 >ю Смесительные низкого давления Смесительные низкого давления Подовые низкого и среднего давления с принудительной по- дачей воздуха; вер- тикально-щелевые1 Вертикально-щелевые1
Мазут 2,5—10 >ю Горелки с паромеханиче- скими или с ротацион- ными форсунками® Горелки с паромехани- ческими иди ротацион- ными форсунками Горелки с низконапор- ными форсунками воздушного распи- ливания® Горелкн с механиче- скими форсунками2
1 Применяются .при необходимости сохранения работы котла из твердом топливе.
2 При небольшом диапазоне изменения нагрузок котла или при возможности вы-
ключения части горелок.
8 При попеременном сжигании газа и мазута применяются комбинированные газома
путные горелки.
При изучении возможностей и условий повышения
экономичности эксплуатируемого топочного -устройства
необходимо принимать во внимание рекомендации, вы-
работанные .практикой проектирования и эксплуатации
котельных за последние годы (табл. 3-1 и 3-2).
Различают следующие основные характеристики то-
почного процесса, сильно влияющие на экономичность
использования топлива.
45
А. Количественные характеристики:
1) видимое теплонапряжение зеркала горения, т. е.
удельный часовой съем тепла с I мг площади горящего
слоя BQ? IR, ккалЦм? -ч)-,
2) видимое теплонапряжение топочного объема, т. е.
форсировка топочного пространства BQP/VT, ккал/(мАч).
Видимые теплонапряжения в отличие от действитель-
ных подсчитывают без учета неполноты сгорания.
Б. Качественные характеристики:
1) сумма потерь от неполноты сгорания, отнесенная
к 1 кг введенного в топку топлива S (г/з-Ь^). Эта вели-
чина непосредственно влияет на основную качественную
характеристику топочного процесса — коэффициент пол-
ноты тепловыделения ф в следующей зависимости:
¥=&!.= 1-Е(91 + 9,),
где Овыд — тепло, выделенное 1 кг топлива.
Коэффициент полноты тепловыделения ф больше
к. п. д. топочного устройства на сумму потерь тепла
топкой за счет наружного охлаждения и тепла горячих
очаговых остатков, т. е. рт = ф—Х<7ПОТ;
2) коэффициент избытка воздуха.
Рекомендуемые нормативные значения расчетных ве-
личин BQ„ IR, BQ^ /Vt, q3, q4 и ат для характерных топ-
лив и распространенных топочных устройств приведены
в табл. 3-3 и приложении 6.
Таблица 3-3
Расчетные характеристики камерных топок [Л. 5]
Тип топки Топливо ai BQP/Щ, Н I тыс. ккал[(м3-ч)
Экранированные Неэкранирован- ные Мазут, при- родный газ Мазут, при- родный газ 1,15* 1 250** 200 0,5—1***
* Для автоматизированньж котлов при наличии регулятора давления газа перед
каждым котлом допустимо понижение до 1,1.
** При повышенных напорах дутья и применении специальных регистров тепло-
напряжения топок могут быть увеличены в несколько раз без снижения экономич-
ности топочного процесса.
•** Для природного газа с <?Р 9 С00 ккал/м3 значения ft принимаются на
„ и
0,5% выше.
•м* В неэкракироввнных топках допустимо для защиты обмуровки повышение a ,
46
Оптимальные значения указанных величин в усло-
виях эксплуатируемой котельной должны уточняться .при
наладочных испытаниях с учетом особенностей топлива
(выход летучих, приведенные зольность и влажность,
гранулометрический состав, спекаемость и т. п.) и ха-
рактера нагрузки. По результатам испытаний составля-
ют режимные карты и инструкции. При этом должно
быть учтено, что топочное устройство, спроектированное
с оптимальным к. п. д. для номинальной нагрузки котло-
агрегата, работает при низкой нагрузке с перерасходом
топлива из-за чрезмерно больших избытков воздуха.
Для котлоагрегатов небольшой производительности это
обстоятельство особенно _ ______________.
Рис. 3-1. Содержание О2 и Р.О2
в продуктах сгорания разных
топлив в зависимости от коэффи-
циента избытка воздуха а.
/ — фрезерный торф (RO2); 2~ подмос-
ковный уголь (RO2); 3 — тощий уголь
(RO2); 4 — мазут (ROs); 5 — природ-
ный газ (RO2); 6 — все топлива (О2).
важно (Потому, что эти
агрегаты часто и длитель-
но эксплуатируются с низ-
ким коэффициентом'
использования. Однако не
должна допускаться дли-
тельная чрезмерная фор-
сировка топочного устрой-
ства, вызывающая пере-
расход топлива из-за ро-
ста (потерь.
Правильность ведения
процесса горения необхо-
димо 'контролировать по
содержанию Ог или RO2
в дымовых газах. На
рис. 3-1 приведена зави-
симость содержания в га-
зах О2 и RO2 от коэффи-
циента избытка воздуха
а для некоторых топлив.
Содержание RO2 нахо-
дится в определенной за-
висимости от а только для
топлива постоянного состава. Поэтому для топлив е пере-
менным составом или при сжигании смеси топлив расчет
коэффициента избытка воздуха следует вести но содер-
жанию О2. Температура газов в месте отбора проб для
анализа не должна превышать 600сС. Рекомендуемые
значения содержания RO2 или Ог, зависящие от особен-
ностей топлива и оптимальной величины коэффициента
47
избытка воздуха, должны быть указаны в режимной кар-
те на основании результатов наладочных испытаний.
(Примерную форму режимной карты см. приложение 7).
Ориентировочная величина коэффициента избытка
воздуха при полном сгорании топлива может быть опре-
делена по «углекислотной» формуле
RO™KC
CL =------ -
ro2 •
где — максимально 'возможное содержание
в продуктах сгорания СОг и SO2 при п=1 (см. табл. 2-2);
RO2 — действительное содержание в продуктах сгора-
ния суммы СО2 и SO2 по данным анализа.
Если продукты сгорания содержат даже небольшое
количество СО, СН4 и H2j то определение коэффициента
избытка воздуха по «углекислотной» формуле дает боль-
шую ошибку. Поэтому при полном сгорании топлива
всегда рекомендуется контролировать величину избытка
воздуха по «кислородной» формуле
21
21—6Г’
где О2 — содержание кислорода в продуктах сгорания.
При .неполном сгорании топлива коэффициент избыт-
ка воздуха подсчитывается по более точной формуле,
основанной на полном анализе продуктов сгорания:
21
а 21— О2 — 0,b(CO-LH2) — 2СН4 — 3CJU ‘
Ввиду незначительного содержания тяжелых углево-
дородов в продуктах сгорания величиной 3CnHTO на
практике пренебрегают. Из формулы следует, что нали-
чие даже небольшой доли СО, Н2 и особенно СН4 зна-
чительно влияет на точность определения коэффициента
избытка воздуха. Особенно это относится к природным
газам, состоящим в основном из СН4.
Если в продуктах сгорания из числа горючих компо-
нентов содержится только СО, то количество окиси угле-
рода может быть определено по формуле
СО—100 (RO2aKC“ ROs) ~ 4,76 К°2акс-°2 с/
150 — 4,76-0,4RO"aKC ’
48
о/
/о-
Количество кислорода, содержащегося в продуктах
сгорания, подсчитывается по следующей формуле:
100(RO£aKC — RO2)
° 2 4,76RO^'aKC
Если полученная по газовому анализу величина Ог
значительно больше О'г, то такое несоответствие пред-
полагает неточность анализа, а если 0г<0'2, то это сви-
детельствует о наличии химической неполноты сгора--
ния.
3-2. ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ ТОПЛИВА НА ЭКОНОМИЧНОСТЬ*
РАБОТЫ ТОПОК
Каждый вид и марка топлива обладают теми
или иными свойствами и характеристиками, влияющими'
на экономичность процесса горения; разное топливо тре-
бует создания в топке различных условий, благоприятст-
вующих его сжиганию с минимальными потерями. До-
вольно часто причиной неэкономичного сжигания, а так-
же недостаточной производительности котла является
несоответствие типа и конструкции топки особенностям
используемого топлива. Для каждого вида топлива сле-
дует применять топку специальной конструкции, учиты-
вающей все его характерные свойства.
К основным характеристикам и свойствам твердого
топлива, определяющим условия экономичного горения и
конструктивное оформление топочных устройств, отно-
сятся влажность, зольность, плавкость золы, размеры
кусков, спекаемость, выход летучих, содержание серы
и теплота сгорания. Краткая характеристика некоторых
углей приведена в табл. 3-4, классификация каменных
углей по маркам в табл. 3-5, по размеру кусков
в табл. 3-6.
Влажность сильно колеблется даже для одного и
того же вида топлива; она влияет на экономичность про-
цесса горения. С увеличением влажности уменьшается
теплота сгорания рабочего топлива. Изменение низшей
теплоты сгорания топлива при увеличении содержания
влаги на 1% приведено в табл. 3-7.
С увеличением влажности топлива объем водяных па-
ров возрастает, а следовательно, возрастает и объем га-
зов, приходящихся на 1 000 ккал низшей теплоты сгора-
4—1 49
Таблица 3-4
Краткая характеристика некоторых углей
Бассейн, . месторождение Марка Приведенные Низшая теплота сгорания QP, ккал/кг Калорийный эквивалент 5» т
Влажность Ц7П, %-10s кг/ккал Зольность ап, %-103 кг1ккал
Донецкий АС, AM 1,15 1,90 6 535 0,933
АРШ 1,15 2,10 6 450 0,921
ДР 2,5 3,50 5 135 0,733
ГР 1,20 3,20 5700 0,814
Кузнецкий ГС 1,20 1,70 6 290 0,898
гр 1,20 1,60 6 445 0,920
Подмосковный БР 12,0 10,9 2755 0,393
Печорский др 2,5 6,3 41420 0,631
Киз еловское гр 1,0 4.5 5 445 0,777
Егоршинское гр 1,0 3,8 5>265 0.752
Богословское Бр 7,0 4,9 3715 0,530
Челябинское Бр 4,2 6,8 4*090 0,584
Ткварчельское ПГ 2,46 6,0 4’470 0,640
Экибастузское СС 1,98 9,1 4 050 0,578
Среднеазиатское ДР 2,8 3,4 5'350 0,765
БР 7,0 5,1 34600 0,514
Канское Б 9,0 2,85 3 570 0,510
Черемховское ДР 2,2 4,1 5 185 0,740
Черновское БР 8,8 3,2 3 780 0,540
Райчихинское БР 12,0 2,8 3 210 0,458
Артемовское БР 7,2 5,8 3 785 0,533
ния топлива. Увеличенный объем продуктов сгорания,
проходящих по газоходам, вызывает увеличение темпе-
ратуры уходящих газов, а следовательно, и большие
потери с ними. Одновременно повышается и расход элек-
троэнергии на тягу как в связи с возросшим объемом
газов, так и в связи с ростом сопротивлений из-за уве-
личения скоростей в газоходах.
Кроме того, затрата тепла на испарение влаги топ-
лива, а также увеличенный объем продуктов сгорания
при повышенной его влажности являются причиной сни-
жения температуры в топке, замедленного выделения
летучих; весь топочный процесс ухудшается, и поэтому
увеличиваются потери от химической неполноты сго-
рания.
50
Табл и ц а 3-5
Марки каменных углей
Наименование марок Обозна- чение Выход летучих веществ на горючую жгГ ®/ массу V • 'о Хара ктеристика нелетучего остатка
Длиннопламенный д 36 и более От порошкообразного до слабоспекшегося
Г азовый г 35 и более Спекшийся
Газовый жирный гж Более 31 До 37 rt
Жирный ж 24—37 я
Коксовый жирный кж 25—33 и
Коксовый к 17—33
Отощенный спекаю- щийся ОС 14—27 я
Тощий т 9—17* От порошкообразного до слабоспекшегося
Слабоспе ка ющийся сс 17—37 То же
• Для дальневосточных углей марки Т Vr =8—20%.
Классификация углей по размеру кусков
Таблица 3-6
Наименование к л асе а крупности Обозначение Размеры кусков, мм
Плита п Более 100
Крупный к 50—100
Орех о 25—50
Мелкий м 13—25
Семечко с 6—13
Штыб ш Менее 6
Рядовой р Не ограничены
П р им е ч а и и е к табл. 3-5 и 3-6. К условным обозначениям марки угля при-
писывают условное обозначение класса, например газовый орех—ГО, бурый (Б) круп-
ный—БК; смесь различных по крупности классов обозначают следующим способом:
БОМ—бурый, орех с мелочью; АСШ—антрацит (А), семечко со штыбом и т. д.
4* 51
Т а б л и ц а 3-7
Изменение низшей теплоты сгорания топлива при увеличении
содержания влаги на 1% ]Л. 55]
Топливо Содержа- ние влаги, % Низшая теп- лота сгорания (2^, ккал/кг Снижение Сп> кксиЦкг на каждый процент влаги вследствие увеличения
балласта расхода тепла на испарение влаги
Уголь каменный . . . 10 6 000 60 6
Торф фрезерный . . . 50 2 000 20 6
Дрова 40 2 400 24 6
Мазут 2 9 500 95 6
Зависимость к. п. д. котлоагрегата от приведенной
влажности топлива может быть выражена приближен-
ной формулой
1]',^—о№'п;
здесь т]"к.а — к. п. д. котлоагрегата при данной влажно-
сти топлива, %; ’/к-а — к. п. д. котлоагрегата при услов-
ной расчетной влажности, % (табл. 2-4); И?п — приве-
денная влажность рабочего топлива, % 103 кг/ккал (см.
§ 2-1 и табл/3-4); а — коэффициент, зависящий от типа
и конструктивных особенностей котлоагрегата (см. табл.
2-4).
Например, для котлоагрегата ДКВР-10-13 при рабо-
те на твердом топливе (§ 2-2) указанная выше зависи-
мость может быть представлена (по ЦКТИ):
i]Va=87-0,33rn %.
При влажности твердого топлива выше 60% сжига-
ние его в большинстве случаев становится невозможным,
так как количество выделенного топливом тепла не мо-
жет нагреть продукты горения даже до температуры
900 °C, при которой еще возможен устойчивый топочный
процесс.
Повышенная влажность топлива приводит к корро-
зии водяных экономайзеров и воздухоподогревателей и
к их засорению из-за прилипания к этим поверхностям
нагрева влажной золы, что увеличивает потери с уходя-
щими газами,
Б2
Зимой высоковлажное топливо смерзается, причем
из сравнительно небольших кусков и мелочи образуются
глыбы. Смерзание топлива усложняет эксплуатацию.
Приведенные недостатки использования влажного то-
плива относятся в первую очередь к твердому топливу,
однако опыты подтвердили [Л. 33], что при сжигании
обводненных мазутов также увеличиваются потери тепла
с уходящими газами, расход электроэнергии на собст-
венные нужды и коррозионная активность продуктов сго-
рания; возрастают и отложения золы на поверхностях
нагрева. При умеренном повышении влажности мазута
несколько уменьшается температура горения, что, одна-
ко. не отражается в такой.степени на топочном процессе,
как при сжигании влажных твердых топлив.
Зольность топлива также оказывает влияние на
экономичность процесса горения. При удалении из топки
и газоходов шлаков и золы безвозвратно теряются и не-
догоревшие частицы топлива. При этом чем больше золь-
ность топлива, тем значительней и эта потеря от меха-
нической неполноты сгорания. С увеличением количества
золы в топливе повышается и потеря с физическим те-
плом очаговых остатков.
Золовые отложения засоряют и загрязняют поверхно-
сти нагрева, что приводит к худшему охлаждению газов,
повышению их температуры и в связи с этим к увеличе-
нию потери с уходящими газами. Зольность топлива ма-
ло влияет на температуру горения, так как наличие ее
уменьшает как содержание горючей части, так и соот-
ветственно объем продуктов сгорания 1 кг топлива. Ко-
личество золы колеблется даже для одного и того же
вида топлива.
Значения приведенной зольности
=1 од.](р кг]ккал,
тс е. зольности рабочей массы топлива отнесенной
к 1 000 ккал теплоты сгорания, для некоторых углей да-
ны в табл. 3-4.
Плавкость золы, зависящая в основном от ее со-
става, является важной характеристикой топлива. Раз-
личают следующие температуры плавления золы: t\ —
начало деформации, начало размягчения и /а— на-
чало жидкоплавкого состояния. -
53
Плавкость золы имеет большое значение для эконо-
мичного сжигания топлива. Так, жидкий шлак заливает
колосники и тем самым затрудняет или вовсе прекращает
доступ воздуха в слой топлива, что ухудшает или при-
останавливает процесс горения.
Мелкие расплавленные частицы шлака и золы нали-
пают на трубы и, накапливаясь на них, уменьшают сече-
ние газохода, нарушают теплообмен, приводят к ограни-
чению мощности агрегата, повышенным потере топлива
и расходу электроэнергии на тягу. Во избежание шлако-
вания поверхностей нагрева температура газов на выхо-
де из топки не должна превышать температуры начала
деформации золы. Тепловое напряжение топочного объе-
ма должно быть не выше нормативных значений, реко-
мендуемых для данных топлива и топочного устройства.
Сильное шлакование поверхностей нагрева котлов сни-
жает экономичность и весьма усложняет эксплуатацию
котлоагрегатов.
Размер кусков топлива оказывает большое влия-
ние на процесс горения; чем крупнее куски, тем легче
и с меньшим сопротивлением воздух .проходит через слой,
однако при больших кусках топлива уменьшается актив-
ная поверхность горения и часть воздуха, проходя через
слой, не принимает участия в этом процессе. Для ослаб-
ления такого явления необходимо в топочных устройст-
вах при сжигании крупных кусков топлива поддерживать
несколько большую толщину слоя. Мелкое топливо со-
здает большое сопротивление проходу воздуха через
слой, кроме того, частицы такого топлива легко подни-
маются из слоя воздушно-газовыми струями, увеличивая
потерю от механической неполноты сгорания. Большое
сопротивление слоя и унос из него частиц топлива обу-
словливают неравномерность горения мелкого топлива;
в отдельных местах наблюдаются очаги с интенсивным
горением и выносом газовоздушным потоком 'большого
количества мелочи. При разрастании таких очагов в этих
местах выносится все топливо до самой решетки и через
образовавшийся прогар (кратер) устремляется струя
воздуха, не участвующего в горении; в то же время
в остальной части решетки процесс горения будет проис-
ходить с недостатком воздуха. Такое горение носит на-
звание кратерного. Оно особенно развивается при сов-
местном сжигании крупных кусков топлива с мелочью.
Кратерное горение характеризуется увеличением уноса
54
топлива, большими потерями с механической и химиче-
ской неполнотой сгорания.
При слоевом сжигании газовых, пламенных и бурых
углей максимальный размер кусков топлива не должен
превышать 40—50 мм, наиболее благоприятный мини-
мальный —10 мм. Нормально количество мелочи раз-
мером до 10 мм не должно превышать 15—20%, из ко-
торых кусочков величиной от 0 до 5 мм должно быть не
больше половины.
Для антрацита при сжигании в слое максимальный
размер кусков должен составлять 30—35 мм, а мини-
мальный— 5 мм. Нормально количество мелочи от 0 до
5 мм не должно превышать 10—15%-
При использовании топочных устройств с пневмоме-
ханическими забрасывателями (топки ПМЗ-РПК,
ПМЗ-ЛЦР и ПМЗ-ЧЦР), в которых сжигание топлива
происходит как в слое, так и во взвешенном состояний,
содержание в угле мелочи 0—6 мм допускается до 60%
и 0—3 мм — до 25% [Л. 48].
Как правило, в слоевых топках следует сжигать сор-
тированный уголь, особенно это важно для механиче-
ских топок, где затруднено даже частичное устранение
неравномерности распределения топлива и кратерного
горения, приводящих к значительным потерям.
Летучие. При нагревании и в результате возгонки
из топлива выделяются летучие, на решетке остается
нелетучий остаток — кокс, а также шлак и зола.
Выход летучих Vr определяется в процентах на горю-
чую '(т. е. безводную и беззольную) массу топлива;
у каменных углей выход летучих от 9 до 45—50%, в том
числе у тощих — до 20%, у бурых углей — больше 40%,
у антрацитов — менее 9%.
При прочих равных условиях чем больше выход ле-
тучих, тем меньше потери от механической неполноты
сгорания и тем меньшими могут быть выбраны коэффи-
циенты избытка воздуха в топке, что положительно ска-
зывается на экономичности котла.
Спекаем ость кокса топлива значительно влияет
на процесс горения в слоевых топках, на его экономич-
ность. Различают неспекающийся, слабоспекающийся и
сильноспекающийся нелетучий остаток топлива (кокс).
Неспекаемость, равно как и сильную спекаемость кок-
са, можно рассматривать при слоевом сжигании как от-
рицательный фактор по следующим причинам.
55
1) Сжигание неспекающихся углей, образующих по-
рошкообразный кокс, ограничивает форсировку топки,
особенно при большом содержании мелочи в топливе,
вследствие неизбежного роста потерь от механической
неполноты сгорания с уносом;
2) Сжигание сильноспекающихся углей, создающих
большое сопротивление проходу воздуха через слой, уве-
личивает недожог топлива и обусловливает кратерное
горение. Для разрушения сплавленных между собой ча-
стиц угля и кокса и ликвидации кратерного горения тре-
буется частая шуровка слоя. Обслуживание топок, не
имеющих механических шуровочных устройств, значи-
тельно усложняется.
При умеренно спекающемся топливе с образованием
пористого и легко проницаемого для воздуха слоя про-
цесс горения протекает благоприятно, парализуется
вредное влияние мелочи с уменьшением уноса из слоя
несгоревших частиц.
Содержание серы снижает теплоту сгорания то-
плив, особенно высококалорийных, так как при сгорании
1 кг серы выделяется в среднем только 2 600 ккал. Высо-
кое содержание серы приводит к сильному загрязнению
продуктов сгорания топлива сернистым ангидридом SO2.
При наличии избыточного воздуха происходит частичное
окисление SO2 до SO3 с образованием в соединении с во-
дяными парами серной кислоты H2SO4. Последняя вызы-
вает коррозию поверхностей нагрева. Содержание окис-
лов серы в продуктах сгорания значительно, повышает
температуру точки росы (иногда до 140—150°С), что
ограничивает возможную глубину их охлаждения по
условиям коррозии и тем самым снижает экономичность
котлоагрегатов. Наличие этих окислов в продуктах сго-
рания ухудшает санитарные условия окружающей мест-
ности и в котельной.
Низшая теплота сгорания топлива
QP ,ккал'кг, ккал!м? представляет собой количество тепла,
выделяющегося при полном сгорании 1 кг твердого или
жидкого или 1 лг3 (при нормальных условиях) газооб-
разного топлива за вычетом теплоты, идущей на испаре-
ние влаги топлива и образующейся при сжигании водо-
рода.
Чтобы сравнивать разные виды натуральных топлив по
отношению к условному, имеющему теплоту сгорания
56
С£=7 000 ккал!кг, вводят калорийный эквивалент Эт =
=Q°/7 000. Зная этот эквивалент, можно оппеделить
низшую теплоту сгорания натурального топлива из выра-
жения QpH=7 000-3T. Значения низшей теплоты сгорания
и калорийного эквивалента для некоторых углей даны
в табл. 3-4.
Сама по себе теплота сгорания топлива не влияет
на экономичность процесса горения, однако величина те-
плоты сгорания в значительной степени зависит от содер-
жания -в топливе балласта (влаги, золы), влияние кото-
рого на экономичность топочного процесса было рассмо-
трено выше. По этим причинам теплота сгорания топли-
ва и рассматривается как один из факторов, определяю-
щих экономичность горения.
Некоторые виды углей .при использовании их в от-
дельности не обеспечивают достаточно экономичной ра-
боты котлов. Поэтому в тех случаях, когда это возможно
по условиям снабжения, рекомендуется смешивать угли
разных марок, с тем чтобы недостатки одного компонен-
та компенсировались положительными свойствами дру-
гого. Так, нежелательные свойства слабого и сильного
спекания кокса удается ослабить смешением соответст-
вующих топлив. Путем смешения топлив разных марок
можно значительно повысить экономичность топочного
процесса.
Правильно подобранная смесь топлив должна обла-
дать необходимой спекаемостью, иметь достаточный вы-
ход л етучих (18—26 %)
тощие угли и антрациты, особенно с большим содер-
жанием мелочи, целесообразно смешивать со спекающи-
мися каменными углями, имеющими большой выход ле-
тучих, в примерной пропорции: 75—60% тощих углей
или антрацитов и 25—40% спекающихся углей;
неспекающиеся каменные и бурые угли, особенно не-
сортированные, рекомендуется смешивать с 15—20%
спекающихся углей, что заметно уменьшает потери с про-
валом и уносом;
антрациты целесообразно смешивать с бурыми угля-
ми; при этом получается рыхлый и пористый шлак, улуч-
шающий процесс горения; не следует смешивать мелкий
антрацит с бурым углем такого же размера кусков; не-
плохие результаты получаются при смешении мелкого
антрацита с крупным бурым углем.
57
Для экономичного сжигания топочных мазутов важ-
ным является их вязкость, от величины которой зависит
качество распыления форсунками и связанная с ним пол-
нота сгорания топлива. Существенное влияние на эконо-
мичное сжигание мазутов имеет содержание механиче-
ских примесей. Хорошая фильтрация мазута предотвра-
щает быстрый абразивный износ проточной части форсу-
нок и связанное с этим ухудшение распыления.
3 3. ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТОПОЧНЫХ
УСТРОЙСТВ ДЛЯ СЛОЕВОГО СЖИГАНИЯ
К настоящему времени у большинства котельных
агрегатов рассматриваемой производительности и рабо-
тающих на твердом топливе со слоевым сжиганием то-
почные процессы механизированы; освоено сжигание
различных топлив при удовлетворительных экономиче-
ских показателях.
Новые топочные устройства, заменившие топки с руч-
ным обслуживанием и во многих установках топки с цеп-
ными решетками старых конструкций, облегчили труд
обслуживающего персонала, сберегли немало топлива,
повысили общий технический уровень котельных устано-
вок небольшой производительности.
Однако нередки случаи, когда из-за недостаточных
' производственно-технической дисциплины и квалифика-
’ ции персонала, отсутствия наладки и систематического
инструктажа, контрольно-измерительных приборов, свое-
временного ремонта, а иногда и несоответствия топлива
имеющимся топочным устройствам последние эксплуати-
руются неудовлетворительно и с большими потерями
топлива.
Преимущественное распространение в котельных уста-
новках небольшой производительности получили такие
- топочные устройства для слоевого сжигания:
с пневмомеханическими забрасывателями и непод-
вижной решеткой из поворотных колосников —
ПМЗ-РПК;
с цепной решеткой прямого хода — БЦР, БЦРм, ЧЦР;
с пневмомеханическими забрасывателями и ленточ-
ной решеткой обратного хода — ПМЗ—ЛЦР;
с пневмомеханическими забрасывателями и чешуйча-
той цепной решеткой обратного хода — ПМЗ—ЧЦР;
с пневматическими забрасывателями и цепной решет-
кой прямого хода, системы ВТИ — Комега:
58
шахтные и шахтно-цепные топки для кускового торфа;
топки с шурующей планкой;
топки ЦКТИ системы Померанцева (скоростного го-
рения, для древесных отходов);
с наклонной переталкивающей решеткой (для слан-
цев).
Рекомендуемые в настоящее время [Л. 4] типы слое-
вых механизированных топок к котлам небольшой про-
изводительности для разных топлив приведены
в табл. 3-1.
Ниже приведены рекомендации по экономичной экс-
плуатации наиболее распространенных топочных
устройств для слоевого сжигания: ПМЗ-РПК, БЦРм
(ЧЦР) и ПМЗ-ЛЦР (ПМЗ-ЧЦР).
Топки с пневмомеханическим забросом
на неподвижный слой получили наибольшее рас-
пространение. Область применения их — котлы паропро-
изводительностью 2; 4; 6,5 т/ч.
В топках с пневмомеханическим забросом на непод-
вижный слой успешно сжигают разнообразные каменные
и бурые угли. Наилучшие результаты получают при сжи-
гании каменных углей с выходом, летучих Vr^25% ма-
рок Г, Д, Ж' и бурых углей с теплотой сгорания
Q^3000 ккал!кг
Рекомендуемые значения основных параметров топоч-
ного процесса — //?, BQ^/V,, ат, q3 и qA (см. при-
ложение 6). Потери </з и для этих топлив при правиль-
ной эксплуатации топочных устройств невелики.
При работе на грохоченых антрацитах марок AM и
АС, имеющих зольность Ас^14°/о, также достигаются
относительно приемлемые результаты: коэффициент из-
бытка воздуха в конце топки ат=1,6—1,7, потеря тепла
^4=8—11 % при возврате уноса и 12—16% при его отсут-
ствии. Теплонапряжение зеркала горения BQvH/R—
=800—1000 тыс. ккал/(м2 • ч), теплонапряжение топоч-
ного объема BQP/р’т = 200 — 300 тыс. ккал[(м?-ч).
Сжигание многозольных негрохоченых антрацитов
марок АРШ и АСШ (Ас=18—27%) и тощих углей
с Vr=9—17% в топках ПМЗ-РПК не должно допускать-
ся, так как оно приводит к весьма значительным поте-
рям топлива. Потеря при отсутствии эффективных
средств уменьшения уноса может достигнуть 20—25%
для тощих углей и 25—30% для АРШ и АСШ. Во избе-
59
Жанне шлакования слоя и угасания факела вынужденно
работают с весьма высоким ат= 1,8—2,2, что приводит
к большим потерям тепла с уходящими газами.
В отдельных случаях при умеренной зольности угля
топки ПМЗ-РПК могут работать п с более высокими
тепловыми напряжениями зеркала горения — до
1 200 тыс. ккал/(м2- ч). Допустимое тепловое напряжение
решетки проверяют по формуле [Л. 48]
В 7<-,А
. 103 ккал',(м? «/),
А л “-ч-Реш
где hПЛ максимально допустимая толщина шлака на
решетке, мм; А"— приведенная зольность топлива, %Х-
X 10s кг/ккал; тч.рещ — интервал между чистками непо-
движной решетки от шлака, ч.
Высота слоя шлака при сжигании каменных углей до-
пускается до 150 мм, для бурых углей до 200 мм. Нор-
мальные интервалы между чистками для каменных углей
и антрацитов — 4 ч, для бурых углей — 2—3 ч.
Для полной механизации сжигания угля под котлами’
паропроизводительностью до 10 т/ч в дальнейшем будут
применяться топки с пневмомеханическими забрасывате-
лями и плоской переталкивающей решеткой ПМЗ-ППР,
которые проходят эксплуатационную проверку. Эти топ-
ки рекомендуется применять в первую очередь для бу-
рых углей.
Основные требования экономичной эксплуатации то-
пок ПМЗ-РПК сводятся к следующему:
применение подготовленного — сортированного или
дробленого топлива с размером кусков 20—30 мм (но не
более 40 мм); содержание мелочи 0—6 мм допустимо до
60% и 0—3 мм — до 25%; при большем содержании ме-
лочи возможно резкое ухудшение экономичности топоч-
ного процесса; зольность каменных углей Ас не должна
превышать 20%, бурых углей Ап=6,6% • Ю3 кг/ккал;
поддержание тонкого слоя горящего’угля, в среднем
не более 25-—50 мм над шлаковой подушкой, для чего
необходима непрерывная подача топлива;
регулирование подачи топлива путем изменения ско-
рости вращения ротора, расхода вторичного воздуха и
положения регулирующей плиты;
равномерное распределение топлива по решеткё путем
регулирования дальности заброса;
60
поддержание разрежения в топке в пределах 2—*
3 мм вод. ст.;
поддержание давления воздуха под решеткой в зави-
симости от особенностей топлива и толщины шлаковой
подушки примерно в указанных ниже пределах с уточ-
нением, которое должно быть отражено в режимной кар-
те, мм вод. ст.
Период работы
После чистки топки .
Перед чисткой топки .
Каменные и бурые
угли
5—10
30—40
Антрациты
20—25
50—60
В период чистки одной из секций давление воздуха
под другими секциями -повышают до 80—100 мм вод. ст.;
регулирование подачи воздуха под решетку необходи-
мо вести, пользуясь показаниями газоанализатора; при
временном отсутствии газоанализатора, когда качество
горения оценивают визуально по цвету пламени, необхо-
димо учитывать особенность топки с пневмомеханиче-
ским забросом при сжигании углей, богатых летучими.
Над передней частью решетки наблюдается в этом слу-
чае красноватое мутное пламя, возникающее из-за
быстрого сгорания оседающей здесь мелочи, что, одна-
ко, не является признаком недостатка воздуха в топке
в целом;
обязательное использование устройств возврата уноса
и острого дутья, обеспечивающих при тщательном мон-
таже и правильном обслуживании повышение к. п. д.
котлоагрегата на 2—5% и более;
наладка и периодический регулярный контроль за
правильностью действия устройств автоматики горения;
рациональное смешение топлив разных марок (см.
§ 3-2), способствующее повышению экономичности топоч-
ного процесса.
Топки с цепной решеткой прямого хода
ранее применялись на котлах паропроизводительностью
10, 20, 35 т/ч (в отдельных случаях к котлам 6,5 и
50 т/ч) для сжигания широкой гаммы неспекающихся
или слабоспекающихся каменных углей, антрацитов и
умеренно влажных бурых углей. В настоящее время эти
топки рекомендуются к котлам паропроизводительностью
10—20 т/ч (табл. 3-1) только для сжигания грохоченых
антрацитов марок AM, АС (классы 13—25 и 6—13 мм,
приведенная зольность Ап=2% • Ю3 кг/ккал).
61
Для этих топлив топка с цепной решеткой прямого
хода является пока единственным полностью механизи-
рованным топочным устройство?.!. Нормативные тепловые
напряжения для грохоченых антрацитов марок ДМ, АС:
зеркала горения BQ? //? = 800 — 1 000 тыс. ккал!(мг-ч}, то-
почного объема /Ут = 250 — 400 тыс. ккал'(я?-ч), а^=
= 1,5—1,6. Суммарная потеря от механической неполно-
ты сгорания 10—13,5%.
При .сжигании негрохоченых многозольных антраци-
тов марок АРШ и АСШ, .применение которых для кот-
лов со слоевым сжиганием не рекомендуется, потери от
механической неполноты сгорания могут дойти до
= 20% (при отсутствии возврата уноса). При этом те-
пловые напряжения топки намного ограничиваются (см.
ниже), значительно увеличивается затрата труда на руч-
ные шуровки слоя. Добавка 20—30% высокореакцион-
иых каменных углей к негрохоченым антрацитам при хо-
рошем предварительном смешении этих топлив дает су-
щественное улучшение работы топок. Не рекомендуется
сжигание тощих углей из-за весьма больших потерь
с уносом.
По сравнению с применявшим1ися цепными решетка-
ми системы ЦККБ, ТИ, БЦР решетки новых кон-
струкций БЦРм и ЧЦР усовершенствованы и более на-
дежны.
Наиболее существенные требования к экономичной
эксплуатации цепных решеток прямого хода:
применение подготовленного дробленого топлива
6 размером кусков 30—40 мм и содержанием мелочи
размером 0—6 мм не более 50%; весьма целесообразно
использование сортированного топлива; высокая влаж-
ность топлива (1ГП>6,5) нежелательна из-за снижения
производительности котлоагрегата;
равномерное поступление топлива по всей ширине
решетки без завалов и прогаров во избежание увеличе-
ния потерь; начальная высота слоя, устанавливаемая
величиной подъема регулятора слоя, должна быть вы-
брана в соответствии с особенностями топлива;
поддержание слоя топлива на решетке примерно
100—150 мм для каменных углей, 150—350 мм для бурых
углей, 150—200 мм для антрацитов; большие значения
относятся к топливу с более крупными кусками, с мень-
шим содержанием мелочи; оптимальная толщина слоя
62
топлива должна быть уточнена при выполнении наладоч-
ных работ и указана в режимной карте (см. прилож. 8);
регулярная проверка состояния слоя и решетки,
устранение прогаров и завалов ручной шуровкой, под-
резка участков, заплавленных шлаком;
назначение режимов нагрузки котлоагрегатов, при
которых средние тепловые напряжения решетки и топоч-
ного объема близки к рекомендуемым нормативным. Пре-
вышение BQp/7?>8ОО—1 000 тыс. ккал [ (м? • у) и
BQP/V» >• 250 — 400 тыс. ккал!(м&‘Ч) идя. антрацитов
марок AM, АС вызывает значительный рост потерь. Для
антрацитов АСШ и АРШ эти границы соответственно
равны 600—800 и 150—250 тыс. ккалЦм?- ч)\
особенно важно для сокращения потерь топлива пра-
вильное распределение дутьевого воздуха по зонам ре-
шетки (число их 4—5). Основное количество воздуха
подается в средние зоны активного горения; в -первую—
подготовительную зону и в последнюю зону дожигания
должно подаваться лишь небольшое количество возду-
ха. Наибольшее давление воздуха под решеткой около
80 мм вод. ст. для углей, 100 мм вод. ст. для антрацитов,
разрежение в верху топки 2—3 мм вод. ст. Весьма целе-
сообразна подача подогретого воздуха — до 200 °C для ка-
менных и до 250 °C для бурых углей; правильное, опти-
мальное распределение воздуха по зонам устанавли-
вается при наладке и вносится в режимную карту;
обязательно проверяется плотность междузонных пере-
городок;
регулирование теплопроизводительности котлоагрега-
та производится изменением тяги, подачи воздуха и ско-
рости движения решетки; при небольших по величине и
недлительных по времени изменениях нагрузки котло-
агрегата регулирование может быть осуществлено изме-
нением только тяги и подачи воздуха. При стабильном
качестве топлива и нормальном горении регулируется
подача общего количества воздуха на агрегат; изменение
позонной подачи воздуха производится только для кор-
ректировки режима горения и при изменении качества
топлива. Горение должно начинаться примерно на рас-
стоянии 0,3 м от регулятора слоя и заканчиваться па
расстоянии 0,5—0,8 м от шлакоснимателя или шлако-
вого подпора; хвостовая часть решетки должна быть по-
крыта прогоревшим шлаком;
63
контроль режима горения должен осуществляться по
’показаниям газоанализатора и дополнительно по цвету
пламени и продуктов сгорания на выходе из дымовой
трубы. При правильном режиме горения цвет продуктов
угорания должен быть светло-серым. Увеличение содер-
жания RO2 в продуктах сгорания сверх нормы, установ-
-ленной в режимной карте для данного агрегата, топлива
и величины нагрузки, указывает на недостаточную пода-
чу воздуха. Это контролируется наблюдением за пламе-
нем, которое при указанных условиях темнеет, появляют-
ся коптящие участки, а продукты сгорания чернеют; при
этом следует уменьшить скорость решетки и толщину
слоя. Снижение содержания RO2, ослепительно белый
цвет пламени и прозрачные продукты сгорания указы-
вают на чрезмерную подачу воздуха. Нормальный режим
горения устанавливают при этцм увеличением скорости
решетки со смещением горения к концу ее, но не ближе
указанного выше расстояния. При необходимости увели-
чивают слои топлива на, решетке;
обязательное использование устройств возврата уно-
са и острого дутья, учитывая высокое содержание горю-
чих в уносе и шлаке при сжигании даже сортированных
антрацитов марок AM, АС (Гун~75%, Гшл~25%).
Повышению экономичности работы топок с цепными
решетками прямого хода могут способствовать такие
реконструктивные мероприятия, как частичная автомати-
зация горения (автоматическое регулирование подачи
воздуха и тяги), увеличение количества возвращаемых
в топку несгоревших частиц путем устройства двухсту-
пенчатых золоуловителей, установка пневмомеханических
забрасывателей ПМЗ или пневматических забрасывате-
лей ВТИ-Комега, удлинение заднего свода в тех случаях,
когда он меньше 0,6—0,65 активной длины решетки,
включение охлаждающих топочных панелей в циркуля-
ционную систему котла и др.
Топки с пневмомеханическими забрасы-
вателями и цепной решеткой обратного хо-
д а. Особенностью топок с пневмомеханическим забросом
топлива на цепную решетку, движущуюся в сторону
фронта, ПМЗ-ЛЦР, ПМЗ-ЧЦР является распределение
топлива на решетке по размеру кусков, при котором са-
мые крупные из них, попадая к началу решетки имеют
наибольшее время для лучшего выгорания. Сочетание
механического и пневмозаброса с движением колоснико-
64
вого полотна в сторону фронта создает весьма благо-
приятные условия для экономичного сжигания топлива.
Топки ПМЗ-ЛЦР с ленточной решеткой обратно-
го хода, разработанные ЦКТИ первоначально для кот-
лоагрегатов энергопоездов, хорошо себя зарекомендо-
вали.
В настоящее время эти топки рекомендуются для
сжигания различных каменных и бурых углей к стацио-
нарным котлам паропроизводительностью 10 т!ч, а в от-
дельных случаях при высокой зольности каменных углей
(Лс>20%) или низкой теплоте сгорания бурых углей
(Q₽h<3000 ккал!кг)—и к котлам паропроизводитель-
ностью 6,5 т/ч.
Для котлов паропроизводительностью 20 и 35 т/ч при
сжигании каменных и бурых углей должны применяться
топки более тяжелой конструкции — ПМЗ-ЧЦР. Золь-
ность каменных углей не должна превышать Лс=30%»
бурых углей Лп=9,4% • 103 кг/ккал. Влажность бурых
углей для топок с пневмомеханическими забрасывателя-
ми должна быть не выше И7р=45%. В топках ПМЗ-ЛЦР
и ПМЗ-ЧЦР может удовлетворительно сжигаться также
сланец (включая III сорт) [Л. 48].
Нормативные тепловые напряжения зеркала горения
для этих решеток при сжигании каменных и бурых углей
BQ^ fR = 1 200—1 500 тыс. ккал!(м2-ч), за исключением
подмосковного угля, для которого BQ^/R = 1000—
— 1200 тыс. ккал!(м2-ч). Высоковлажные, но мало-
зольные бурые угли типа райчихинского (W=37—45%,
Лс=15%) или многозольные, но умеренно влажные типа
челябинского (1Гр=17—24%, Лс = 30%) сжигаются при
тех же тепловых напряжениях решетки, что и каменные
угли. Для влажных бурых углей (1^п>=8,5% 103 кг!ккал)
рекомендуется подогрев воздуха до 150—250 °C.
Тепловые напряжения топочного объема BQP/VT —
=250—400 тыс. ккалЦм?- ч), коэффициент избытка воз-
духа в конце топки «т= 1,3—1,4. Потеря от механиче-
ской неполноты сгорания <д=3—5,5% при наличии воз-
врата уноса и острого дутья.
В отдельных случаях топки с пневмомеханическими
-забрасывателями и цепными решетками обратного хода
могут работать с более высокими тепловыми напряже-
ниями зеркала горения, до BQvK/R=l 600—1 800 тыс.
5—1 65
ккал/ (м2 • ч). Допустимое теплонапряжение решетки
должно быть проверено по формуле [Л. 48]
ДЯ” 75W^ j0з ккая!^.
где vpein — скорость цепной решетки, м/ч\ La — активная
длина решетки, м (остальные обозначения см. выше).
Допускается высота слоя шлака на решетке до 100мм
при сжигании каменных углей и до 120 мм при сжигании
бурых углей. При легкоплавкой золе (температура плав-
ления ниже 1 050—1070 °C) толщина шлаковой подушки
должна составлять 50—75 мм. Скорость движения ко-
лосникового полотна решеток обратного хода (нормаль-
но 2—5 м/ч) устанавливается в зависимости от зольно-
сти топлива и нагрузки котлоагрегата. Максимальная
скорость решетки 7 м/ч. Условия горения топлива в слое
в топках ПМЗ-ЛЦР и ПМЗ-ЧЦР при относительно не-
большой скорости движения колосникового полотна при-
ближается к условиям горения при забросе на непод-
вижную решетку.
Тонкий слой горящего топлива обусловливает отно-
сительно-малую тепловую инерцию топки. В связи с этим
в отличие от топок с цепными решетками прямого хо-
да требуется изменение подачи топлива даже при не-
больших и кратковременных изменениях нагрузки
котла.
Экономичность работы топки в значительной степе-
ни зависит от правильности распределения подачи дутье-
вого воздуха по зонам решетки. В зоны активного го-
рения должно поступать 70—80% общей подачи воздуха.
Потери от механической неполноты сгорания (более все-
го со шлаком) возрастают при недостаточной подаче
воздуха в эти зоны и при излишне большой скорости
движения решетки. Оптимальное распределение воздуха
необходимо установить при наладке и указать в режим-
ной карте. При сжигании каменных углей целесообраз-
на подача подогретого воздуха с температурой 150 —
200 °C, при сжигании бурых углей под котлами паропро-
изводительностью более 10 т/ч необходима подача под
решетки воздуха, подогретого до 150—250 °C.
Весьма сказывается на экономичности работы топки
использование устройств возврата уноса и острого
дутья.
66
Опытами, проведенными ЦКТИ на котле СУ-20, оборудованном
топкой ПМЗ-ЛЦР, при сжигании каменного угля марки Г [Л. 48]
выявлено, что при отсутствии средств уменьшения уноса потери
с уносом составляли 5,9—7,5%. Введение ^строго дутья снизило
эти потери до 3,8—4,8% и увеличило к. п. Д- котла на 2,1—2,7%.
Включение возврата уноса и острого дутья снизило потерн с уносом
до 1,8—2,3% и повысило к. п. д. котла на 3,9—5,2% (рис. 3-2).
Рис. 3-2. Зависимость потери
с уносом от теплового
напряжения решетки BQV/R,
ккал/ (м2 ч); котел СУ-20,
топка ПМЗ-ЛЦР, топливо
каменный уголь марки Г
(данные ЦКТИ им. Ползу-
нова) .
1 — без острого дутья и возвра-
та уноса; 2 — с острым дутьем;
3 — с острым дутьем и возвра-
том уноса.
По опытам США на котле паропроизрьдатеусьтосгью 27 т]ч
с забрасывателями и цепной решеткой обратного хода оказалось,
что включение средств уменьшения уноса прП тепловом напряжении
зеркала горения 1 500 тыс. ккад/(л(2 • ч) снизило потерн с уносом
от 11 до 2%.
Из этого следует, как важно использование устройств возврата
уноса и острого дутья.
3-4. ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТОПОЧНЫХ
УСТРОЙСТВ ДЛЯ СЖИГАНИЯ ГАЗА И МАЗУТА
Для экономичного сжигания газа и мазута не-
обходимо соблюдение оптимальных условий работы все-
го комплекса топочного устройства, т. е. горелок и то-
почной камеры при разных нагрузках котлоагрегата.
Не только мазут, но и газообразное топлива в исход-
ном состоянии по существу не являются «истинным»
топливом. Они становятся им только после прохождения
подготовительных стадий — преобразования до простей-
ших составляющих в виде смеси молекул, атомов и уце-
левших или образовавшихся молекул окиси углерода и
водорода. Это объясняется тем, что химической реак-
ции горения должны предшествовать непосредственные
контакты молекул топлива и окислителя.
Правильная организация подготовительных стадий
диктуется тем, что скорость протекания этих стадий,
предшествующих процессу горения, несравненно ниже
скорости химической реакции горения.
5* 67
При неполном сгорании природного газа с высоким
содержанием метана в большинстве случаев не наблю-
дается самообразования, однако, как показали испыта-
ния [Л. 55], значительные потери тепла от химической
неполноты сгорания могут быть и при прозрачных про-
дуктах горения. Содержание в продуктах горения 1%
метана обусловливает поте-
Рис. 3-3. Типичные кривые за-
висимости потерь тепла q%, Цъ,
Qt и к. п. д. котлоагрегата от
коэффициента избытка возду-
ха в топке ат, топливо — ма-
зут.
ри тепла из-за химической
неполноты сгорания около
10% (при !а=1,2).
При сжигании мазута для
доведения его до состояния
«истинного» топлива, подго-
товленного для высокотем-
пературного действительно-
го процесса горения, необ-
ходимы еще до газификации
подготовительные стадии
механического дробления —
распыления и испарения.
Неудовлетворит е л ь и а я
организация подготовитель-
ных стадий при сжигании ма-
зута приводит к выделению
тяжелых высокомолекуляр-
ных углеводородов и сажи-
стого углерода, вызывающих увеличенные потери от хими-
ческой и отчасти механической неполноты сгорания. В нор-
мальных условиях ведения топочного процесса потери от
механической неполноты сгорания мазута, т, е. потери
гепла с твердыми горючими остатками и жидкими части-
цами, не прошедшими газификацию и не вступившими
в процесс горения, невелики — около 0,2%.
Наряду с этим решающим для экономичного сжи-
гания газа и мазута фактором является количество воз-
духа, вводимого через амбразуры горелок в топочную
камеру, характеризуемое оптимальным избытком возду-
ха — аопт.
т
Как известно, избыток воздуха необходим из-за
несовершенства смесеобразовательных процессов.
Чем совершеннее перемешивание подготовленного топ-
лива с воздухом, тем меньше может быть ат. Оптималь-
ным в отношении экономичности будет такое ведение то-
почного процесса, при котором избыток воздуха в топке
68
минимален, но достаточен для полного сгорания. Потери
тепла дз и щ должны практически отсутствовать (укла-
дываться в пределах от 0 до 0,5—1с/о)- Характер зависи-
мости потерь тепла и к. п. д. котлоагрегата от избытка
воздуха на выходе из топки ат представлен типичными
кривыми па рис. 3-3.
Характерными точками на кривых являются а°пт, со-
ответствующие оптимальному значению избытка воздуха,
при котором сумма потерь gz-\-Qs^r Qi минимальна, а
к. п. д. котла максимален и а*р— точки, соответствую-
щие четко выраженному перегибу кривых (y3 = f(aT) и
Оптимальный и критический избытки воздуха
а°пт и а*р отличаются незначительно и могут считаться
практически равными. Кривая g4=f(aO, относящаяся
только к мазуту, показана условно, так как при ат^
2*а°пт и хорошем смесеобразовании потеря д^ незначи-
тельна (см. выше), величина ее лежит в пределах точ-
ности подсчета к. п. д. и при выполнении этих подсчетов
не учитывается. Как видно из рис. 3-3, крутизна кривых,
характеризующих зависимость д3 и Qt от ат на участке
между ат=1 и аоптт, значительно превышает крутизну
линии, отражающей зависимость потери тепла с уходя-
щими газами q3 от ат. Это значит, что при уменьшении
избытка воздуха ниже п0Птт потери дз И д^ возрастают
гораздо быстрее, чем снижается потеря д2.
Рекомендуемые расчетные величины основных пара-
метров топочного процесса при сжигании газа и мазута
схт, gs и BQP/VT (см. табл. 3-3). Выбор оптимальной по
экономичности величины /Ут в пределах рекомендуе-
мых значений зависит от годового числа использования
установки и конструктивных особенностей топки.
Топки для газа. Природные газы важнейших место-
рождений состоят в основном из метана (93—98%) и со-
держат небольшое количество тяжелых углеводородов,
преимущественно этана, и небольшое количество балла-
ста, главным образом азота.
Процесс полного сгорания метана характеризуется
следующей реакцией: CIl4+2O2+7,52N2=2H2O+CO2-b
4-7,52N2 с образованием 10,52 м3 продуктов сгорания на
1 л/3 сгоревшего метана. Эта реакция сопровождается
выделением 8 558 ккал!м3 тепла.
69
Природный газ подготовлен к образованию смеси
с воздухом для горения; однако при сжигании и такого
топлива должна произойти предварительная высокотем-
пературная обработка сложных углеводородных моле-
кул, приводящая к их разложению. Так, молекулы ме-
тана начинают разрушаться при температуре, превы-
шающей 600 °C, распадаясь на углерод и водород по
схеме: ClU-e^C-I^I 12.
Для полного сгорания газа необходимо:
обеспечить тщательное смешение газа с воздухом;
осуществлять процесс горения с коэффициентом из-
бытка воздуха ат=1,10—1,15;
поддерживать в зоне горения высокую температуру.
Нарушение этих условий может явиться причиной
значительных потерь тепла от химической неполноты сго-
рания.
Экономичное сжигание газа зависит от совершенства
топочного устройства — конструкции горелок и топочной
камеры, а также от режимных факторов.
Для котлов небольшой производительности с ограни-
ченным топочным объемом применяются главным обра-
зом короткопламенные горелки, к числу которых отно-
сятся:
смесительные (или двухпроводные) го-
релки с принудительной подачей воздуха, составляю-
щие основную группу горелок, применяемых в котлах;
конструкция этих горелок обеспечивает хорошее смеше-
ние газа с воздухом благодаря закрутке потока специ-
альным лопаточным устройством; горелки характеризу-
ются экономичностью, высокой производительностью,
малыми габаритами, бесшумностью, возможностью регу-
лирования производительности в широких пределах,
удобством сочетания с мазутной форсункой, что позво-
ляет обеспечить быстрый перевод с одного вида топлива
на другой; горелки работают с незначительными потеря-
ми от химической неполноты сгорания при коэффициен-
те избытка воздуха ат=1,05—1,1 (Л. 47] и создают ко-
роткий факел;
подовые и вертикально-щелевые горел-
к и, получившие значительное распространение, особенно
при переводе топок с твердого топлива на газообразное,
благодаря простоте устройства (см. гл. 4); они обеспе-
чивают удовлетворительную полноту сгорания газа при
ат= 1,1—1,15;
70
инжекционные горелки среднего дав-
лен и я; работа их протекает без принудительной подачи
воздуха на горение; к их недостаткам относят трудность
регулирования производительности в широких пределах,
относительно высокий коэффициент избытка воздуха ат,
особенно при нагрузках меньше номинальной, что сни-
жает их экономичность, наличие шума, большие разме-
ры при производительности более 100 м3/ч газа.
Характерной особенностью топок для сжигания газа
является способ подвода воздуха для обеспечения хоро-
шего смешения его с газом. Если газовая горелка пра-
вильно подобрана и ее конструкция отвечает требовани-
ям высокой экономичности сжигания, то роль топочного
объема сводится к завершению дожигания воспламенен-
ного, хорошо перемешанного с воздухом газа.
Одним из важнейших режимных факторов, обеспечи-
вающих экономичное сгорание газа, является налажен-
ность воздушного режима топки. При недостатке воздуха
или неудовлетворительном смесеобразовании продукты
сгорания метана могут содержать горючие газы, а имен-
но окись углерода (реакция горения: СН4+1,5О2+
+7,52N2=2H2O + CO+7,52N2), чистый углерод (СН4+
+ O2+7,52N2=2H2O+C+7,52N2) и часть несгоревшего
метана. Эти явления неполноты сгорания могут происхо-
дить одновременно. При чрезмерном избытке воздуха
часть тепла продуктов сгорания бесполезно расходуется
на подогрев излишнего воздуха и вызывает рост потерь
тепла с уходящими газами. При совершенстве топочного
устройства и квалифицированном ведении процесса го-
рения на разных нагрузках потери тепла от химической
неполноты сгорания невелики: #3= 0—0,5%.
При нарушении режимных факторов (соотношения
газ — воздух, неоднородность газовоздушной смеси) газ
начинает выделять углерод, придающий пламени мут-
ный, желтоватый оттенок. Иногда потери тепла от хими-
ческой неполноты сгорания в большей степени обуслов-
лены содержанием в продуктах сгорания водорода и ме-
тана, чем окиси углерода. Поэтому контроль процесса
горения газа визуально за прозрачностью продуктов
сгорания является неполным.
Для экономичного сжигания газа необходимо:
поддерживать содержание СО2 в продуктах сгорания
за котлом в соответствии с указаниями режимной карты
в зависимости от нагрузки котла: нормальное содержа-
71
ние СО2 за котлом должно быть около 9,5% (СС>2акс=
= 11,8%);
обеспечивать хорошее смесеобразование газа с воз-
духом для создания такого процесса горения, при кото-
ром факел получается коротким, прозрачным и несветя-
щимся, а топка заполнена раскаленными, прозрачными
газами;
•поддерживать в зоне горения высокую температуру
для получения устойчивого и полного сгорания; для
экранированных котлов с этой целью иногда уменьша-
ют прямую отдачу тепла путем закладки огнеупорным
кирпичом нижней части экранной поверхности на-
грева:
производить регулирование производительности горе-
лок изменением давления газа и воздуха (качественное
регулирование) на основе режимных характеристик го-
релок; такие характеристики должны быть построены
при выполнении наладочных работ и приложены к ре-
жимной карте;
не допускать работы горелок с большим или мень-
шим давлением газа и воздуха, чем это предусмотрено
режимной картой;
производить регулярно контроль.горения при помо-
щи газоанализатора на СО2, О2 и СО, учитывая невоз-
можность визуально обнаружить неполноту сгорания
газа; при пусковой наладке, а также при периодическом
контроле эксплуатации целесообразно проводить полный
анализ газов с применением газоанализаторов с дожига-
нием для определения также Н2 и СН*;
поддерживать разрежение в верхней части топки
в пределах 1—2 мм вод. ст.;
следить за уплотнением мест возможных присосов
воздуха в топку и своевременно устранять эти присосы;
контролировать регулярно исправность действия
устройств автоматики горения.
Топки для мазута. Для экономичного сжигания мазута
прежде всего должны быть обеспечены его тонкое рас-
пыление, быстрый прогрев и интенсивное смесеобразо-
вание подготовленного топлива с воздухом.
Горение мазута является очень сложным комплек-
сом физических и химических процессов. В составе го-
рючей массы топочных мазутов содержится 85—87%
углерода и 10—12% водорода, химически связанных
в виде углеводородов.
72
В мазутной горелке и топочной камере протекают ста-
дии распыления, подогрева и испарения, образования га-
зовой фазы, смешения ее с воздухом, воспламенения и
сгорания продуктов газовой фазы.
Началом образования горючей смеси является мо-
мент, когда отдельные молекулы жидкости после пере-
хода в парообразное состояние, претерпев термическое
разложение, начинают смешиваться с кислором
воздуха. Однако для зажигания уже готовой горючей
смеси необходимо еще одно важнейшее условие—про-
грев ее до температуры, достаточной для воспламе-
нения.
В процессе подогрева и термического разложения
выделяются как простейшие, относительно легко сгораю-
щие углеводороды, так и тяжелые высокомолекулярные
углеводороды и твердый сажистый углерод. При небла-
гоприятных условиях — недостаточно тонкое распыление,
неудовлетворительное смесеобразование из-за недостатка
воздуха или неудачной организации его ввода, низкая
температура, недостаточный объем топочной камеры —
трудно сжигаемые тяжелые углеводороды уходят из топ-
ки несгоревшими, вызывая потери тепла от химической
неполноты сгорания, а образующийся сажистый углерод,
обусловливающий потери от механической неполноты
сгорания, уносится из топочной камеры или остается
в ней в виде коксовых наростов.
При надлежащем подборе и хорошем состоянии ма-
зутных форсунок и регистров, правильном ведении то-
почного процесса на разных нагрузках, поддержании
температуры (вязкости) мазута в рекомендуемых пре-
делах мазутные топки эксплуатируют с малым избытком
воздуха (ат= 1,10—1,15) и при небольшой потере от хи-
мической неполноты сгорания (^з^0,5%)-
Работа с малым избытком воздуха повышает эконо-
мичность котельного агрегата и за счет уменьшения по-
тери тепла с уходящими газами, однако при этом необ-
ходимо учитывать различную степень влияния изменения
ат на потери 72 и о чем говорилось выше.
Особенно важно достигнуть экономичного сжигания
при малом избытке воздуха высокосернистых мазутов.
Отсутствие в продуктах сгорания избыточного кислорода
препятствует окислению SO2 в SO3 и образованию серной
кислоты, корродирующей металл поверхностей нагрева
котла.
73
Быстрота и полнота сгорания мазута находятся в прямой зави-
симости от размера капель, т. е. от тонкости распыления. Так, при
диаметре капли 60—80 moi длительность выгорания мазута состав-
ляет около 0,01 сек, при увеличении диаметра капли до 300—400 мкм
длительность выгорания возрастает в 10 раз [Л. 30]. Это объясня-
ется тем,, что скорость протекания всего процесса горения жидкого
топлива в наибольшей степени зависит от скорости испарения, так
как эта стадия самая медленная из всех стадий процесса. Поэтому
прежде всего необходимо стремиться к увеличению скорости испа-
рения, что достигается развитием поверхности испарения, т. е.
улучшением тонкости распыления, которая улучшается при сниже-
нии вязкости мазута путем его подогрева и зависит также от кон-
структивного совершенства, точности изготовления, сборки и уста-
новки форсунки, а также ее эксплуатационного состояния в отно-
шении износа.
По расчетным данным механическое распыление при давлении
мазута 20 кгс/смг позволяет получить капли диаметром 400 мкм,
при давлении 10 кгс/см2— диаметром 800 мкм. Распыление возду-
хом при давлении 300—400 мм вод. ст. — диаметром 120 мкм. Рас-
пыление насыщенным паром при давлении 10 кгс/см2 позволяет
получить капли диаметром до 2 мкм. Однако паровые форсунки,
несмотря на наилучшие показатели распыления мазута, применяют-
ся все реже из-за недостатков, не компенсирующих преимущество
хорошего распыления. К числу этих недостатков относятся большой
расход пара на распыление, достигающий 0,3—0,5 массы сжигае-
мого мазута, потеря конденсата, повышение влажности продуктов
сгорания, вызывающее коррозию хвостовых поверхностей нагрева,
а также сильный шум, ухудшающий условия труда. Для котлов
небольшой производительности дополнительным недостатком этих
форсунок является то, что они дают длину факела в 4—5 м, не
вписывающуюся в оптимальные размеры топочных камер.
Замена мазутных форсунок парового распыления на экономич-
ные паромеханические, низконапорпые воздушные распыления, ро-
тационные или механические форсунки (см. табл. 3-2) является
одним из важных мероприятий по экономии топлива.
Рекомендуемые величины условной вязкости мазута
(ГОСТ 6258-62) для форсунок: механического или паро-
механического распыления — 3—3,5° ВУ, низконапорных
воздушного распыления — 5° ВУ парового распыления и
ротационных — 6° ВУ.
Необходимая для снижения вязкости температура по-
догрева мазута, зависящая от его марки и типа форсун-
ки, может быть определена по номограмме (рис. 10-6).
На этой номограмме указаны также величины предель-
ной вязкости мазута для форсунок разных типов. Сжи-
гание мазута при вязкости выше рекомендуемой не
должно допускаться из-за снижения экономичности.
Наряду с высокой вязкостью мазута причиной не-
удовлетворительной работы форсунок механического и
паромеханического распыления могут быть также чрез-
74
мерный износ проточной части, низкое качество изготов-
ления, неточная сборка и установка форсунки. Большие
скорости мазута в проточной части перечисленных фор-
сунок вызывают довольно быстрый эрозионный износ,
увеличение проходных сечений, иногда асимметричное,
что приводит к ухудшению распыления.
Условиями нормальной работы форсунок наряду
с точностью изготовления, сборки и установки является
их своевременный ремонт. Распределительную шайбу и
завихритель изготовляют из легированной стали марки
ХВГ (ГОСТ 5950-63), поверхности контакта шайбы и
завихрителя шлифуют, качество распыления отремонти-
рованной форсунки проверяют водой на стенде, который
должен быть установлен в ремонтной мастерской. В ко-
тельной всегда должен находиться запасной комплект
форсунок для возможности их быстрой замены.
При всем разнообразии типов горелок для сжигания
мазута, отличающихся видом и параметрами энергоноси-
теля для распыления, а также конструктивными особен-
ностями, все горелки состоят из двух основных узлов —
форсунки и воздухонаправляющего аппарата — регистра.
Форсунки должны обеспечивать возможно более тонкое
дробление и равномерное распределение частиц топлива
в зоне горения. Регистры служат для создания завихрен-
ного потока воздуха, подводимого с большой .скоростью
к корню факела, способствующего интенсивному смеше-
нию с частицами топлива и подогреву образовавшейся
смеси топочными газами, которые подсасываются вра-
щающимся полым конусом потока к корню факела и
ускоряют подготовку и сгорание топлива (рис. 3-4). За-
крутка потока воздуха осуществляется при помощи ко-
сых (поворотных или неподвижных) лопаток, размещае-
мых в кольцевом канале регистра. В результате подсоса
топочных газов в центральную часть вращающегося по-
лого конуса в центральной части потока возникает цир-
куляция высоконагретых продуктов сгорания, обеспечи-
вающих устойчивое поджигание вновь образующейся
горючей смеси вблизи устья горелки. Количество продук-
тов сгорания, возвращаемых к устью горелки, возрастает
с усилением закрутки. Это дает возможность получить
устойчивое и полное сгорание мазута в широком
диапазоне изменения нагрузок горелки путем при-
менения сильной закрутки воздушных потоков в ре-
гистрах.
75
В котельных установках небольшой производительно-
сти получили преимущественное распространение мазут-
ные горелки: с механическими мазутными форсунками
конструкции ЦККБ; газомазутные типа ГМГ с пароме-
ханическими мазутными форсунками конструкции
ЦКТИ; низконапорные типа НГМГ с воздушным распы-
лением конструкции ЦКТИ; низконапорные типа ОЭН
Рис. 3-4. Схема закрутки факела двухзонной мазутной горелки воз-
душным потоком.
1 — мазут; 2 — пар; 3—воздух для турбулизации факела; 4— газ; 5 — паро-
механическая мазутная форсунка; 6 — лопатки воздушного регистра; 7 — воз-
дух для горения; 8 —зона рециркуляций продуктов сгорания.
конструкции Оргэнергонефти; с паровыми форсунками
конструкции ЦККБ и др.
В последнее время начинают применять также горел-
ки с ротационными мазутными форсунками.
Наиболее экономичными в условиях работы под кот-
лами небольшой производительности являются горелки
с паромеханическими форсунками ЦКТИ (типов ГМГМ,
ГМГБ) и с ротационными форсунками, обладающие тре-
буемой в этих условиях глубиной регулирования в широ-
ком диапазоне изменения нагрузок при малой длине
факела. Для котлов теплопроизводительностью более
6 Гкал(ч при небольшом диапазоне изменения нагрузок
или при возможности выключения части горелок эконо-
мичными могут быть горелки с механическими форсун-
ками (количественное регулирование).
76
Для правильного ведения топочного процесса, отве-
чающего высокой экономичности сжигания мазута, не-
обходимо:
поддерживать температуру и давление мазута после
регулирующего клапана, давление воздуха и содержание
RO2 в продуктах сгорания за котлом в соответствии
с указаниями режимной
карты в зависимости от
нагрузки котла; нормаль-
ное содержание RO2 за
котлом должно быть око-
ло 13% (RO™c==i6,5%
СМ. рис. 3-1);
наблюдать системати-
чески за процессом горе-
ния, обеспечивая светло-
соломенно-желтый цвет и
прозрачность факела при
нормальной его длине, от-
сутствии темных полос
в корне, «мушек» -и дым-
ных концов, слабо-се-
рый цвет продуктов сго-
рания в устье дымовой
трубы; недостаток возду-
ха проявляется в появле-
нии темно-желтой окрас-
ки и удлинении факела
с образованием дымных
Рис. 3-5. Режимные характери-
стики горелок ГМГ-2 (кривые I, 2
и 3), горелок ГМГ-4 (кривые 4,
5 и 6).
Условные обозначения: -----— мазут;
---. - — . — воздух------— газ.
языков на его конце и по-
темнением продуктов сгорания в устье трубы, что явля-
ется признаками химической неполноты сгорания; не до-
пускать ослепляюще белого цвета факела и его чрезмер-
ного укорачивания, свидетельствующих об избыточном
количестве воздуха и возрастании потерь тепла с уходя-
щими газами;
добиваться равномерного заполнения всей топочной
камеры факелом, не допуская при этом касания его кра-
ев амбразур, ударного действия факела на экранные
трубы и обмуровку, вылета в трубный пучок; удалять
наросты кокса с амбразур;
поддерживать разрежение в верхней части топки
в пределах 1—2 мм вод. ст.\
П
производить регулирование производительности горе-
лок изменением давления мазута и воздуха (качествен-
ное регулирование), пользуясь режимными характери-
стиками горелок, которые должны быть построены при
выполнении наладочных работ и приложены к режимной
карте. (Пример выполнения режимных характеристик
для горелок ГМГ-2 и ГМГ-4 — см. рис. 3-5). При на-
грузках менее 70% номинальной для улучшения распы-
ления мазута в паромеханических форсунках подается
пар с избыточным давлением 0,7—2 кгс/сл/2. Изменение
нагрузки котлоагрегата рекомендуется производить ре-
гулированием производительности всех работающих го-
релок; необходимо осуществлять регулярный контроль
за исправностью и правильностью действия устройств
автоматики горения;
прочищать и своевременно заменять изношенные де-
тали форсунок и регистров исправными, соблюдая точ-
ность их сборки и установки;
следить тщательно за уплотнением мест возможного
присоса избыточного воздуха в топку и устранять эти
присосы; проверять после монтажа и ремонта направ-
ление закрутки потоков первичного и вторичного возду-
ха, которое должно быть одинаковым; в рядом установ-
ленных горелках закрутка потока должна быть проти-
воположной.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
МЕРОПРИЯТИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ
КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ
КОТЛОАГРЕГАТА
4-1. ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ
В принципах технического совершенствования
крупных и небольших котлоагрегатов существенных раз-
личий .нет. Между тем установленные на крупных элек-
тростанциях котлоагрегаты, как правило, имеют к. п. д.
не ниже 90—92%, а котлоагрегаты небольшой мощности
при сжигании твердого топлива нередко работают
с к. п. д. порядка 60—65%. При современном уровне
развития малой энергетики такие значения к. п. д. явля-
ются низкими. Расчеты, выполненные по существующим
78
Таблица 4-1
Расчетные значения к. п. д. котлоагрегата для разных «т и tn яри нормативных величинах
тепловых потерь
Наименование топочных устройств и топлив ат Я1 Чз ?< Чз /7—5 п=2 бр ’Зк.а
Топкие пневмомеханическими забрасывателями и цепной ] решеткой обратно го хода-
Каменные угли:
типа кузнецких Д и Г, 160 8,0 13,2 86,8
Дп=1,4°/о- 10е кг/ккал .......... 1,3—1,4 170 8,6 0,5 3,0 1.7 13,8 86,2
180 9,2 14,4 85,6
типа донецких Д и Г, 160 8,45 14,15 85,85-
Дп=3,2</о- 10е кг/кксл 1,3—1,4 170 9,1 0.5 3,5 1,7 14,8 85,2
180 9,8 15,5 84,5
Бурые угли:
типа харанорского, 180 10,7 16,9 83,1
Й7П=13,6; Лп=2.9°/о-103 кг!ккал ...... 1,3—1.4 190 11,4 0,5 4,0 1,7 17,6 82,4
200 12,1 18,3 81,7
типа подмосковного, 180 10,7 18,4 81,6
№"=12,8; Дп=8,9°/е- 10е кг/ккал . ... . 1,3—1,4 190 11,3 0,5 5,5 1,7 19,0 81,0
200 12,0 19,7 80,3
Топки с цепной решеткой
Донецкий антрацит АС и AM, J4n=2%-10® кг/ккал Э 1,5—1,6 160 170 180 7,95 8,52 9,10 0,5 10,0 1,7* 20,15 20,72 21,3 79,85 79,28 78,7
Продолжение табл. 4-1
Наяненовамве топочных устройств к топлив “т *» 4» ф «?5 я к. 3 бр Чк.а
Ш а х т я о-ц е п н ы е т on к н
Торф кусковой, W'»=45-s-50; 1 1 1SO I 13.1 I 1 17,8 I 82,2
j4“=3%. 10" KZjKKOJL ... 1.3 200 13.9 1 1 2 1.7 18,6 82.4
1 1 210 1 И .7 1 1 80,0
Топки с пневматическими забрасывателями и цепной решеткой прямого хода
Каменные угли: типа кузнецких Д и Г, Лп=1,4%-1О кг/ккал типа донецких Д и Г, Л°=:3,2%- 1<И кг/ккал Бурые утли: типа артемовского, ^7,4; Лп=4,2й/в-10s кг/ккал . - . . . типа веселовского, ^“=8,4; Лп=6,5о/>- 10* кг/ккал Топки с пневмомеханическими Донецкий антрацит АС и AM, Л"=2%-](Н кг/ккал 1,3—1,4 1.3—1.4 1.3—1.4 1,3—1.4 з а бр я сь 1 130 170 180 160 170 180 180 190 200 180 190 200 вате 160 170 180 8,0 8.4 9,2 8.45 9,1 9,8 10,1 10.8 11,4 9.9 10,6 11.2 ляни 8.8 9,42 10.10 0,5 0,5 0,5 0.5 и .к ei 0,5 3.0 3,5 4.0 5.5 1ОДВИ ,» 1,7 1,7 1,7 1.7 w я ой 2,2** 13.2 13,6 14.4 14.15 14.8 15.5 16,3 17.0 17.6 17.6 18.3 18.9 решети 21,5 22.12 22.8 86,8 86.4 85.6 85.85 85,2 84.5 аз,7 83.0 82.4 82.4 81.7 81,1 о й 78.5 77,88 77,2
П родолжение табл. 4-1
Наймеясваняе топочных устройств я топлив ат *Ух «3 7* ф и Мй бр Чк.а
Каменные угли:
типа кузнецких Д м Г, 160 8.4 14.1 85,9
Л“—1,4%-10* кг/ккал 1,4—1,5 170 9,05 0,5 3 2,2 14,75 85.25
180 9,66 15,36 84.64
типа донецкого Я и Г, 160 8,8 16 84.0
Л*'—3,2%.10* кг/ккал .......... 1.4—1,5 170 9,45 0.5 4,5 2,2 16,65 83.35
180 10.1 17.3 82,7
Бурые угли:
типа харанорского. 180 10,65 18.35 81.65
П7”=13,6; Лв=2.9%-10« kzIkicoji 1.4—1.5 190 п.з 0,5 5 2,2 19,0 81,0
200 12.0 19,7 80,3
типа подмосковного, 180 10,4 20.6 79,4
«7-=12,8; Л'=8,9%.10» куккал 1,4—1,5 190 11.1 0,5 7,5 2,2 21,3 78,7
200 11,8 22,0 78,0
Ка мерные топки
Маяут 160 ’ 7,6 9.8 90,23
1.1—1.15 170 8.15 0,5 — 1.7* 10,35 89.65
180 8,7 10,9 89.1";
Газ 160 7,3 9.5 90.5,
1,1—1,15 170 7.8 0.5 -— 1.7 10.0 90,0
180 8,35 10,55 89,45
• Для КОТ ЛИ /72/V.
** Для кстла D—6.5 гп{ч.
Методикам и нормативным данным, показывают, что при
сжигании твердого топлива в малой энергетике могут
быть достигнуты к. п. д. котлоагрегатов в пределах от
80,0 до 86,0% (табл. 4-1). Результаты испытаний котло-
агрегатов ДКВ и ДКВР подтвердили возможность до-
стижения расчетных значений к. п. д. и показали, что
в ряде случаев могут быть получены более высокие зна-
чения. Так, по данным ЦКТИ при испытании котлов
ДКВ-6,5-13 и ДКВР-6,5-13, ДКВ-10-13 и ДКВР-10-13 на
твердом топливе получены к. п. д. от 84,0 до 88,0%, а при
сжигании газа и мазута от 91 до 93%.
Расчетные величины к. п. д. котлоагрегатов для раз-
личных топочных устройств и топлив приведены
в табл. 4-1. Типы топочных устройств и марки топлив
в этой таблице приняты по СН 350-66. Потери дз, q& и дз
приняты по нормативным данным. Потери определены
по упрощенной методике [Л. 54] для ряда величин тем-
пературы уходящих газов.
Основными мероприятиями по повышению к. -п. д.
котлоагрегатов являются экономичная нагрузка котло-
агрегата (см. гл. 7); поддержание оптимального коэф-
фициента избытка воздуха в топке; снижение присосов
воздуха в котлоагрегате; поддержание номинального
давления в барабане котла и наиболее экономичной тем-
пературы питательной воды; обеспечение безнакипного
режима котлоагрегата; поддержание чистоты наружных
поверхностей нагрева; устройство и увеличение хвосто-
вых поверхностей нагрева.
4-2. ВЛИЯНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗБЫТКА ВОЗДУХА
В ТОПКЕ НА ЭКОНОМИЧНОСТЬ КОТЛОАГРЕГАТА
Оптимальность коэффициента избытка воздуха
в топке является главным условием полноты сгорания
топлива и сильно влияет на основные потери тепла qz,
Q3 и qt (см. гл. 2 и 3).
На рис. 4-1 приведены кривые зависимости потерь
тепла в котлоагрегате от величины избытка воздуха
в топке. С уменьшением ат заметно растут qa и дь, осо-
бенно при нижних пределах величин ат, но снижается
qz, и наоборот, с увеличением ат величины q3 и q^ умень-
шаются, но резко возрастает потеря qz. Оптимальная ве-
личина ат будет соответствовать случаю, когда суммар-
ные потери qz4-#з4-#4 будут минимальными.
82
На рис. 4-2 приведены кривые теплообмена в топке и
газоходе котла ТВГ-8, работающего на газовом топливе,
в зависимости от коэффициента избытка воздуха на вы-
ходе из топки при нагрузке котла от 8,38 до 8,55 Гкал{ч
(по данным испыта-
ний харьковского ин-
Рис. 4-2. Зависимость теплообмена
в топке и газоходе котла ТВГ-8 от
коэффициента избытка воздуха на
терь тепла в котлоагрегате
от коэффициента избытка
воздуха в топке.
выходе из топки.
статута Сантехпроект). С увеличением количество
тепла, переданное в топке лучеиспусканием фтл и
конвекцией QTK, уменьшается, а количество тепла, пе-
реданное в конвективном газоходе QK, увеличивается.
На рис. 4-3 приведе-
ны кривые зависимости
к. п. д. т)н, темпе-
ратуры уходящих га-
зов /ух, потерь тепла
с уходящими газами q2
и удельного расхода
топлива b от коэффи-
циента избытка возду-
да а"т за котлом ТВГ-8
Рис. 4-3. Зависимость
к. п. д„ температуры ухо-
дящих газов, потерь тепла
с уходящими газами и
удельного расхода топлива
от коэффициента избытка
воздуха за котлом ТВГ-8.
6*
при нагрузках Q=8,38—8,55 Гкал/ч. Как видно, с увели-
чением а"т возрастают температура уходящих газов /ухи
потеря тепла и снижается к. п. д. т]к; одновременно
возрастает расход топлива b на 1 Гкал отпущенного
тепла.
4-3. УСТРАНЕНИЕ ПРИСОСОВ ВОЗДУХА ПО ГАЗОВОМУ
ТРАКТУ
Избыточный воздух, поступающий в газовый
тракт котлоагрегатов, вызывает увеличенные потери те-
пла с уходящими газами, рост сопротивления тракта,
перегрузку дымососов и вследствие этого ограничение
теплопроизводительности агрегатов. Нормами [Л. 5] ре-
гламентированы допустимые присосы воздуха по газо-
ходам (табл. 4-2).
Таблица 4-2
Допустимые присосы воздуха по газоходам
Место присоса воздуха
Камерные топки без металлической обшивки и слое-
вые, механические и полумеханические.............
Камерные топки с металлической обшивкой.........
Ручные топки....................................
Первый котельный пучок котлов В<150 т/ч.........
Второй и последующие котельные пучки в сумме
для котлов jDsJ50 т/ч...........................
Пароперегреватель ..............................
Стальные змеевиковые экономайзеры котлов £)^50 т/ч
Чугунные экономайзеры с обшивкой для котлов
ЛгС50 т/ч.......................................
То же без обшивки...............................
Циклонные и жалюзийные золоуловители............
Газоходы стальные...............................
Борова кирпичные (на 10 м длины)................
Величина
присоса
0,1
0,05
0,30
0.05
0,1
0,05
0,08
0,1
0.2
0,05
0,01
0,05
При стабильном составе топлива и постоянной на-
грузке котлоагрегата увеличение присосов воздуха по
тракту обнаруживается по разбавлению уходящих газов
воздухом — снижению содержания углекислоты, а также
по возрастанию сопротивления тракта. Величина присо-
сов воздуха определяется по газовому анализу проб,
взятых одновременно в соответствующих местах газо-
ходов при нагрузке, близкой к номинальной.
Присосы воздуха в топку существенно влия-
ют на тепловую работу котлоагрегата. Количество тепла,
84
переданного поверхностям нагрева посредством излуче-
ния, подчиняется зависимости
ккал/(м2-ч),
где С — коэффициент излучения, ккал/(м2~ ч*°К4); Т—
абсолютная температура излучающего тела, °К.
Снижение температуры газов в топке вследствие по-
ступления холодного воздуха уменьшает количество те-
пла, передаваемого излучением. Подсчитано, что увели-
чение присоса воздуха в топку на 0,1 снижает количест-
во тепла, передаваемого излучением, до 5%. Уменьше-
ние тепловосприятия радиационной поверхностью нагре-
ва вызывает перегрузку последующих конвективных по-
верхностей и приводит -к увеличению температуры ухо-
дящих газов. Например, присос в топку Аат=0,1—0,^.по-
вышает температуру уходящих газов на 3—8 °C. Для
снижения присосов в топке необходимо поддерживать
минимальное разрежение в пределах 1—2 мм вод. ст.,
что обеспечивает отсутствие дымления через топочную
гарнитуру; при большем разрежении присосы воздуха
возрастают.
Присосы воздуха в газоходы котлоагрега-
та понижают температуру газов в зоне присосов и умень-
шают количество тепла, переданного поверхностям на-
грева, расположенным за местом присоса. В результате
этого в последующих по ходу газов поверхностях нагре-
ва увеличивается температура уходящих газов. Чем бли-
же присосы воздуха к топке и чем больше их величина,
тем выше температура уходящих газов.
Присосы воздуха в хвостовых поверхностях снижают
температуру уходящих газов. Так, присосы Да = 0,1-0,2
снижают температуру уходящих газов соответственно на
8—14 °C.
Присосы воздуха в газоходы, где температура газов
более 600 °C, способствуют дожиганию не сгоревших
в топке горючих газов (водород, температура воспламе-
нения которого 600 °C, окись углерода — 700 °C, метан —
650—750°C). Однако это обстоятельство ни в какой мере
не оправдывает наличия присосов воздуха в газоходы
с высокой температурой, так как и без этого при пра-
вильно налаженном топочном режиме потеря q$ может
быть сведена к минимальной нормативной величине.
85
Дополнительные потери тепла с продуктами сгорания
за счет присосов воздуха в газоходы котла подсчитыва-
ются по формуле
(4-1)
где а"к — коэффициент избытка воздуха за котлом;
а"к.а — коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом;
ti — замеренная температура уходящих газов за котло-
агрегатом; /2— температура газов за котлоагрегатом при
нормативных величинах присосов.
Первый член правой части выражения (4-1) опреде-
ляет приблизительный прирост потерь тепла за счет уве-
личения объемов газов из-за присосов, второй член — за
счет снижения температуры газов. Величина присосов
воздуха определяется измерением содержания RO2 в со-
ответствующих точках газохода. Разность содержания
RO2 до и после замеряемого участка газового тракта
показывает величину присоса воздуха:
д _ __лл „I____ R6)2MaKC КС)2маис
—а ~а — ~ RO'a ’ * }
где RO"2 и R0'2—содержание трехатомных газов в про-
дуктах сгорания соответственно после замеряемого уча-
стка и до него, определяемое по газовому анализу. Бо-
лее точно для устранения влияния изменяющегося эле-
ментарного состава топлива коэффициенты избытка воз-
духа могут быть определены по формуле
N2-3,76Oa’
(4-3)
где N2 — содержание азота в дымовых газах, в процен-
тах.
При полном сгорании N2=100—(RO2+O2); при не-
полном сгорании N2= 100—(RO2+O2-f-CO + ... + C™Hn).
Пример 4-1. Среднее содержание углекислого газа в продуктах
сгорания по результатам анализов оказалось за котлом RO'2=12,7%,
за экономайзером RO"2=10,5%. Величина ИО2Макс (топливо —
донецкий каменный уголь марки Д) равна 19%. Температура ухо-
дящих газов по замерам —162 °C. Величина присоса по формуле
(4-2)
19 19
Да = КГБ—Т^-7 ~ Б8 1,5 = 0,3.
86
Дополнительный присос воздуха в экономайзер сверх допусти-
мого (табл. 4-2) составил Да'=0,3—0,1=0,2. Для определения до-
полнительной потери тепла с уходящими газами за счет присоса
воздуха принято, что снижение температуры газов при Ли'=0,2
равно 14 СС. Потеря тепла из-за присоса воздуха в экономайзер
по формуле (4-1)
(02 J4 X
Т“8+ 162 + 14 J ^2^°-•На-
пример 4-2. Произвести расчет дымососной установки при сле-
дующих условиях: расход донецкого угля марки Г В=750 кг/ч;
объем продуктов сгорания на 1 кг топлива v'fj=7,01 м3]кг, а коли-
чество воздуха на 1 кг топлива Уо=6,5 мл!кг\ температура уходя-
щих газов ГУх=170°С; расчетный коэффициент избытка воздуха
перед дымососом а/дым = 1,6. Дополнительный присос воздуха из-за
неплотностей хвостовых поверхностей нагрева составил Да=0,2;
снижение температуры уходящих газов вследствие присосов при-
нято Л/ух = 14°С.
Объем газов перед дымососом при а'Кым=1.6
V'r — В V'q 4- (а — 1) VD j ^2732~=
170 4- 273
= 750 [7,01 4- (1,6 — 1) 6,5] —273” ' = 13 300 м»/ч-
Потребляемая мощность при газовом сопротивлении
= 110 мм вод. ст. и к. п. д. дымососа т)КЫм=0,65 составит:
V'vH' __ 13 300-110
Л«Ым = 3 600.102TJ дым — 3 600 -102 -0,65 = 6’1 кв,п‘
Объем газов перед дымососом при_а"кым = 1,64-0,2= 1,8
273 4-(170 — 14)
V"r --750 [7,0! 4- (1,8—1) 6,5]--Цу™-------- = 14 400 м»/ч,
Ха О
т. е. объем газов увеличился в 1,08 раза.
Газовое сопротивление, возрастающее пропорционально квад-
рату скорости газовоздушной смеси, составит:
//"=1,082 • 110=128 мм вод. ст.,
т. е. увеличится в 1,16 раза.
Мощность электродвигателя дымососа, возрастающая пропор-
ционально кубу увеличения расхода, составит:
М"д ы м=1,08э • 6,1=7,7 кет,
т. е. увеличится в 1,26 раза, соответственно возрастет и расход
электроэнергии.
Причинами присосов воздуха в газоходы котельных
агрегатов могут быть эксплуатационные упущения, де-
фекты заводского изготовления оборудования и дефекты
монтажа.
87
К первой группе причин, вызывающих присосы воз-
духа в газоходы, могут быть отнесены:
открытые патрубки для измерительных приборов;
неплотное (из-за деформации или отсутствия прокла-
док) прилегание топочной и котельной гарнитуры;
неполное закрытие отключающих заслонок или мига-
лок на течках золоуловителей;
разрыв компенсаторов на газоходах из-за термиче-
ских деформаций;
отсутствие или недостаточный слой уплотняющего пе-
ска в песочных затворах;
неудовлетворительное состояние уплотнения мест про-
хода коллекторов и труб через обшивку и обмуровку
котла и др.
Ко второй группе причин относятся:
низкое качество изготовления топочной и котельной
гарнитуры, не обеспечивающей необходимую плотность
крышек лазов, лючков, гляделок;
недоброкачественная заводская сварка обшивки кот-
лов и экономайзеров;
большие зазоры (до 10—20 мм) в местах прохода
вала через улитку дымососов;
неудовлетворительное качество сварки труб с трубны-
ми досками воздухоподогревателей;
сброс воздуха, охлаждающего опорные балки, в газо-
ходы и др.
К третьей группе причин могут быть отнесены:
отсутствие или неудовлетворительное выполнение
уплотнений крышек гарнитуры, мест заделки стальных
газоходов в кирпичную обмуровку, прокладок между
фланцами газоходов, прокладок между фланцами эко-
номайзерных труб, между опорной рамой экономайзера
и фундаментом;
дефекты сварки газопроводов, компенсаторов и т. п.;
отсутствие штукатурки стен тяжелой обмуровки при
толщине кладки менее 500 мм (например, задняя стенка
обмуровки котлов ДКВР) и ряд других.
Контрольные анализы газов по тракту следует вы-
полнять регулярно не реже 1 раза в месяц, а также до
и после ремонта агрегата.
Повседневный контроль состояния плотности тракта
должен производиться непосредственным осмотром и
с проверкой плотности «на свечу». Плотность газоходов
агрегата, находящегося в холодном резерве, например
88
Рнс. 4-4. Уплотнение лаза
обмуровки котла.
Рис. 4-5. Конструкции уплотне-
ний прохода труб через обшив-
ку котлов.
1 — песочный затвор; 2 — изоляция
мннераловатныын матрацами; 3 —
съемный стальной щит; 4 — за-
сыпка сухнй песком; 5 — засыпка
V.tF.YAVA (цдаТЛЖЪТОЛ btCttT’dV..
Рис. 4-6. Конструкции уплотнении прохода труб через обшивку
котлов.
1 — шлаковая вата; 2 — засыпка сухим песком; 3 — асбестовый шнур; 4 — ком-
пенсатор; 5 — манжета из асбестовой ткани; 6 — хомуты.
после ремонта, проверяют также «на свечу» созданием
в топке разрежения около 7—8 мм вод. ст. Возможна
проверка плотности холодного котла созданием давления
воздуха в газоходах около 10 мм вод. ст. Пыление и
шум выходящего воздуха указывают на места неплот-
ностей.
На рис. 4-4—4-8 приведены некоторые рекомендуемые
конструкции узлов уплотнения гарнитуры и газоходов.
Рис. 4-7. Конструкция песоч-
ного уплотнения.
/ — шлаковая вата: 2—сухой про-
сеянный песок; 3 — мелкий (щипа-
ный) асбест; 4 — асбестовый шнур.
Рис. 4-8. Эскиз уплотне-
ния вала дымососа.
I — первый вариант; 2 —
второй вариант.
Для уплотнения применяют шнуровой и листовой
асбест, распушенный асбест, песок (в затворах) и спе-
циальную газоуплотнительную обмазку. Состав обмаз-
ки— шамота молотого (с размером зерен, проходящих
через сито с 900 отв/см2, — 84%), кремнефтористого на-
трия— 1%, жидкого стекла (из расчета на сухое веще-
ство) — 5%.
4-4. ПОДДЕРЖАНИЕ НОМИНАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ
В КОТЛЕ
На практике большое число котельных агрега-
тов работает с давлением пара не выше 5—6 кгс/см2, что
< бусловлпвается преобладанием отопительно-вентиляцп-
90
онной нагрузки и отсутствием потребителей пара более
высокого давления на технологические нужды.
Работа котла в режиме пониженного давления при-
водит к снижению к. п. д. из-за ограничения подогрева
питательной воды в экономайзере и меньшей возмож-
ности использования тепла уходящих газов. Предельная
температура воды после чугунных отключаемых эконо-
майзеров должна быть [Л. 1] не менее чем на 40°С ниже
температуры насыщенного пара в котле, а при наличии
автоматических устройств, регулирующих температуру
подогрева воды, не менее чем на 20 °C.
Это ограничение вызвано недопустимостью парообра-
зования в чугунном экономайзере: при соприкосновении
пузырьков пара с холодной водой может возникнуть их
конденсация с гидравлическими ударами (на стальные
экономайзеры кипящего типа ограничение температур не
распространяется).
Предположим, что при номинальном давлении в кот-
ле 13 кгс/см2 (tu= 194,1 °C) котел работает с давлением
5 кгс/см2 (tK—158,1 °C). В этом случае питательная вода
в экономайзере может быть подогрета при отсутствии
автоматического регулирования температуры воды толь-
ко до температуры
k= 158,1—40= 118,1 °C
вместо оптимальной
t2= 194,1—40= 154,1 °C.
Следовательно, при работе котла в режиме понижен-
ного давления на экономайзер будет приходиться тепло-
восприятие меньше расчетного, в результате чего воз-
растает температура уходящих газов; перегрузка котла
из-за недоиспользования поверхности нагрева водяного
экономайзера еще больше увеличит потерю тепла с ухо-
дящими газами.
Чтобы обеспечить работу котлоагрегата в режиме
номинального давления, является целесообразным вклю-
чение в тепловую схему котельной редукционной уста-
новки, в которой пар дросселируется до требуемого по-
требителем давления (с учетом потерь в сетях). При
средних и низких давлениях дросселирование насыщеч-
ного пара сопровождается его подсушкой. Например,
при дросселировании лара с параметрами р= 13 кгс/см?
91
и *1=0,97 до £2=5 кгс]см2 сухость пара увеличится до
*2=0,99. При более глубоком дросселировании пар мо-
жет стать сухим насыщенным и даже слегка перегре-
тым, но температура его все же будет снижаться, а эн-
тальпия пара перед дросселированием будет равна эн-
тальпии после дросселирования.
Редукционные установки выпускаются БКЗ произво-
дительностью на 2,5; 5; 10; 20; 30; 40; 60 и более т/ч\
абсолютное давление острого пара—7; 13; 16 кгс!см2\
давление редуцированного пара —1,2; 3; 6 кгс/см2.
В тепловых схемах котельных установок, сооружае.-
мых по типовым проектам, предусматривается примене-
ние редукционных установок. Однако большое число ко-
тельных агрегатов все еще работает с пониженным дав-
лением пара, что вызывает перерасход топлива.
4-5. ПОДДЕРЖАНИЕ ЭКОНОМИЧНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ
ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
Температура питательной воды является одним
из важных параметров, определяющих экономичность
эксплуатации котлоагрегата. Из формулы (2-13) следу-
ет, что расход топлива может быть снижен за счет 'по-
вышения температуры питательной воды, что обеспечи-
Расход условного топлива, кг
Рис. 4-9. Зависимость расхода услов-
ного топлива от температуры пита-
тельной воды.
вается в первую оче-
редь увеличением воз-
врата конденсата. На
рис. 4-9 приведена за-
висимость расхода ус-
ловного топлива от
температуры питатель-
ной воды для выра-
ботки 1 т насыщен-
ного пара при р=
= 13 кгс1см2.
Для пересчета
расхода условного топ-
лива на 1 Т пара при
других его параметрах
применяют коэффици-
енты К=0,995 для
р = 10 kzcIcm2^ /<=0,99
для р=8 кгс/см2', К=
0,985 для р = 6 кгс/см2.
92
Питание котла излишне нагретой водой вызывает
уменьшение теплового потока, приходящегося на водя-
ной экономайзер, и приводит к увеличению температуры
уходящих газов.
При сжигании природного газа температура уходящих газов
котлоагрегата ДКВР-6,5-13-250 при температуре питательной воды
/п.в=Ю0°С составляет /ух=150°С, а при Гп.в=50°С снижается
до /уХ=125°С, т. е. в последнем случае имеет место более глубокое
использование тепла уходящих газов.
Вместе с тем недопустимо питание котла и холодной
водой. Если питательная вода, входящая в экономайзер,
будет иметь слишком низкую температуру (следует иметь
в виду, что температура наружной поверхности металла
труб экономайзера мало отличается от температуры во-
ды), то водяные пары, -находящиеся в продуктах сгора-
ния в перегретом состоянии, начнут конденсироваться
на холодных участках труб. При сжигании сернистых
топлив конденсат будет насыщаться серной кислотой
H2SO4, образующейся из серного ангидрида SOs; а хо-
лодные участки труб, оказавшиеся в контакте с раство-
ром серной кислоты, — подвергаться коррозии. Появле-
ние на наружной поверхности труб росы водяных паров
может вызвать образование плотных золовых отложений
с нарушением тяги и снижением теплопроизводительно-
сти котлоагрегата.
Применение холодной питательной воды для котлов,
не имеющих водяных экономайзеров, может вызвать
вредные термические напряжения в барабанах и при-
вести к нарушению плотности вальцовочных соединений.
О характере распределения температур питательной
воды в -котле можно судить по результатам следующего
эксперимента.
В котел поступала питательная вода с температурой около 80 °C
при абсолютном давлении -в котле 11 кгс/смг. Замеры, выполненные
с помощью термопар в верхнем и нижнем слоях котловой воды за
время питания котла водой, показали, что температура верхнего
слоя воды снизилась всего на 9 °C, а нижнего—на 55 °C. Длитель-
ность процесса выравнивания температур обусловлена различными
плотностями питательной и котловой воды: плотность воды на ли-
нии насыщения при температуре 80 °C равна 971,8 кг/м3, а при тем-
пературе 183,2 °C составляет 886,9 кг/м3.
Учитывая все вышеизложенное, нижним пределом
температуры питательной воды следует считать темпера-
туру точки росы продуктов сгорания, т. е. температу-
93
ру, при которой начинаются конденсация водяных паров
и образование раствора серной кислоты. Исходя из это-
го принимают, что температура питательной воды долж-
на удовлетворять условию йхв = ^ + ЮсС.
Для твердых топлив с приведенной сернистостью
•Sn^0,5% • 103 кг}ккал температура питательной воды
на входе в экономайзер принимается fn.B=4i+25cC, где
/н — температура точки росы чистых водяных паров.
Температуру питательной воды на входе в водяной
экономайзер можно снизить применением вакуумногоде-
аэратора, принцип действия которого, равно как и атмо-
сферного деаэратора, заключается в следующем: при
подогреве воды парциальное давление водяных паров
над поверхностью испарения увеличивается, а .парциаль-
ное давление растворимых в воде кислорода (Ог) и угле-
кислоты (СО2) падает, вследствие чего растворимость их
уменьшается; при дальнейшем подогреве воды до тем-
пературы кипения, равной для вакуумного деаэратора
65—70 °C (абсолютное давление 0,3—0,32 кгс/см2, обес-
печивается это пароструйным или водоструйным эжекто-
ром), а для атмосферного—104°C (абсолютное давле-
ние 1,2 кгс/см2}, парциальное давление О2 и СО2 и их
растворимость падают почти до нуля. Вследствие полу-
чения в вакуумном деаэраторе более низкой температу-
ры питательной воды экономия топлива от дополнитель-
ной утилизации тепла отходящих газов составляет 1—
1,5%.
Вакуумные деаэраторы целесообразны для котель-
ных с паровыми котлами при малом возврате конден-
сата, когда средневзвешенная температура конденсата
и химически очищенной воды не превышает 50—55 °C,
и при работе на природном тазе. Для других видов
топлив эффективность применения вакуумного деаэрато-
ра должна определяться с учетом состава топлива и тем-
пературы точки росы, являющейся контрольным показа-
телем предотвращения коррозии хвостовых поверхно-
стей нагрева.
Температура точки росы чистых водяных паров (fH) равна тем-
пературе насыщения пара при парциальном давлении его в продук-
тах сгорания; эта температура определяется по величине парциаль-
ного давления водяных паров
VHO
^HaO=-pF-’ кгс/сл!в,
’94
где Vj j o и l'r — объемы соответственно водяных паров и продуктов
сгорания, определяемые по средним характеристикам продуктов
сгорания в хвостовых поверхностях нагрева, м?/кг или л«3/л<3;
исходя из величин рнго по таблице насыщенного пара определя-
ется температура насыщения tB.
Например, при У1[О -0,76 м*/кг и Vr = 5,4 м*1кг P^q =
= 0,141 кгс/см? и 52,4 °C.
Для природного газа из-за отсутствия в нем серы
температура точки росы будет равна температуре кон-
денсации чистых водяных паров, т. е. tp=tn, и составляет
при а= 1,3—1,5 соответственно 55—53 °C.
Таким образом, для повышения к. п. д. котлоагрега-
та целесообразно применять температуру питательной
воды перед водяным экономайзером исходя из темпера-
туры точки росы дымовых газов. При термических де-
аэраторах атмосферного типа, в которых питательная
вода .подогревается до 104°C, целесообразно осуществ-
лять снижение ее в водоводяных теплообменниках для
нагрева сырой и химически очищенной воды.
4-6. БЕЗНЛКИПНЫЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЛОАГРЕГАТА
Высокое качество питательной воды является
одним из главных факторов, определяющих надежность
и экономичность котлоагрегата.
Некоторые вещества, которые могут в ней содержать-
ся, образуют накипь на поверхностях нагрева, ухуд-
шают отвод от них тепла и приводят к повышению тем-
пературы стенок. При значительном отложении накипи
температура стенок резко повышается.
Так, при толщине накипи 1 мм и коэффициенте ее теплопро-
водности >.=0,2 ккал/(м- ч • °C) температура стенки’топочных по-
верхностей нагрева составляет 600 °C, а при слое накипи 2,5 мм
эта температура повышается до 800 °C.
Недопустимо высокое локальное повышение темпера-
туры металла приводит к пережогу его и может стать
причиной аварии котла. По материалам котлонадзора
аварии из-за неудовлетворительного качества питатель-
ной воды составляют до 30% всех зарегистрированных
аварий паровых котлов.
Отложения накипи на стенках поверхностей нагрева
сильно влияют и на экономичность котла. Так, при тол-
щине накипи 2 мм перерасход топлива составляет 4%
(рис. 4-10).
Исследования показали, что ка скорость образования
накипи существенно влияет тепловое напряжение по-
верхности нагрева. Практика подтвердила, что при пере-
воде котлов с твердого топлива на природный газ или
мазут при резком возрастании теплонапряжений поверх-
Рис. 4-10. Зависимость
перерасхода топлива от
толщины слоя накипи
для водотрубных кот-
лов.
ности нагрева (для котлов ДКВР
до 50%) стали наблюдаться ава-
рии из-за разрыва экранных и ки-
пятильных труб. До перевода кот-
лов на высококалорийное топливо
эти котлы годами надежно рабо-
тали при том же качестве пита-
тельной воды.
Согласно правилам Котлонад-
зора водный режим должен обе-
спечить работу котла без повре-
ждения его элементов вследствие
отложений накипи и шлама, пре-
вышения щелочности котловой
воды до опасных пределов и обе-
спечить получение пара надлежа-
щего качества.
Для поддержания оптимального .водного режима кот-
ла должны быть разработаны режимные карты с указа-
нием порядка производства анализов котловой и -пита-
тельной воды, норм качества питательной и котловой
воды, режима непрерывной и периодической продувок,
порядка обслуживания оборудования водоподготовки,
сроков остановки котла на чистку и промывку.
Общая жесткость питательной воды (т. е. смеси кон-
денсата и добавочной химически очищенной воды) для
котлов с естественной циркуляцией .'паропроизводитель-
ностью 0,7 т/ч и выше с избыточным давлением до
39 кгс/см2 должна отвечать нормам, приведенным
в табл. 4-3.
Содержание масла в питательной воде не должно
превышать 5 мг[кг при избыточном давлении в котле до
13 кгс/см2, а для котлов с избыточным давлением выше
13 кгс/см2 до 39 кгс/см2 — не более 3 мг/кг.
Содержание кислорода в питательной воде паровых
котлов производительностью 2 т/ч и более не должно
превышать норм, приведенных в табл. 4-4.
96
Таблица 4-3
Нормы жесткости питательной воды для котлов с естественной
циркуляцией (Л. 1]
Тип котлов Общая жест- " кость. *шг-&кв|кв
Котлы с дымогарными трубами, жаротрубные: 500
при работе на твердом топливе
при работе на газообразном или жидком топливе 30
Водотрубные котлы:
с избыточным давлением до 13 кгс/см* .... 20
с избыточным давлением от 13 до 39 кгс]см* . . 15
Таблица 4-4
Нормы содержания растворенного кислорода в питательной
воде для котлов с естественной циркуляцией [JI. 1]
Тип котлов Содержание растворенного кислорода, мкг/кг
Котлы с избыточным давлением до 39 кгс/слР паро- производительностью 2 т/ч и более: не имеющие экономайзеров и с чугунными эко- номайзерами при наличии стальных экономайзеров 100 30
В журнале по водоподготовке должны вестись запи-
си результатов анализа воды, выполнения режима про-
дувки котлов и операций по обслуживанию оборудова-
ния водоподготовки. При каждом останове котла для
очистки внутренних поверхностей его элементов в жур-
нал должны быть записаны вид и толщина накипи и
шлама, наличие коррозии, признаки неплотностей в валь-
цовочных соединениях.
4-7. СНИЖЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ ПУТЕМ
ПОДДЕРЖАНИЯ ЧИСТОТЫ НАРУЖНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ
НАГРЕВА
Влияние золовых отложений на экономичность
котлоагрегата. Эксплуатационная экономичность рабо-
ты котлоагрегата в значительной мере определяется чи-
стотой наружных поверхностей нагрева. Загрязнение
7—1 97
золовыми отложениями резко снижает их тепловосприя-
тие и повышает температуру газов в последующих газо-
ходах, увеличивает сопротивление газовых трактов, огра-
ничивает нагрузку котла и сокращает его кампанию,
т. е. расстраивает тепловой режим котлоагрегата. Не-
редки случаи, когда образующиеся на трубах отложения
до такой степени уменьшают живое сечение для прохода
газов, что дальнейшая работа котла становится невоз-
можной. Особо тяжелые последствия золовых отложений
возникают в небольших котлах с естественной тягой; при
нерегулярной обдувке .поверхностей нагрева кампания
таких котлов сокращается в несколько раз.
Проведенными опытами1 установлено, что золовые
отложения уменьшают тепловосприятие экранных труб
на 15—20% при слое толщиной примерно 0,1 мм и на
40% при слое около 0,4 мм. Причиной столь значитель-
ного влияния золовых отложений на тепловосприятие
является очень низкая теплопроводность этих отложе-
ний. Так, слой толщиной от 0,1 до 0,15 мм, непо-
средственно прилегающий к трубам и состоящий из
сконденсированных на них щелочно-силикатных соеди-
нений с размерами основной доли частиц от 0,2 до
0,5 мкм, имел теплопроводность порядка 0,015—
0,025 ккал/(м‘Ч'СС), т. е. меньшую, чем теплопровод-
ность воздуха. Для слоя отложений толщиной
1 мм и более теплопроводность оказалась от 0,05 до
0,08 ккал/(М'Ч-°С). Таким образом, результаты опытов
показали, что золовые отложения на экранных трубах
являются важнейшим фактором, определяющим условия
теплопередачи.
На рис. 4-11 показано влияние загрязнений поверх-
ностей нагрева на экономичность крупного котлоагрега-
та, сжигающего мазут. Регулярная обдувка поверхно-
стей нагрева обеспечивает повышение экономичности от
2 до 4%. Для небольших котлоагрегатов влияние загряз-
нений будет еще более значительным.
Золовые отложения твердого топлива и их преду-
преждение. Зола твердого топлива представляет собой
смесь компонентов минеральных веществ, в том или ином
количестве входящих в состав любого сорта топлива.
Вещества эти негорючи и после выгорания горючей мас-
1 Гурвич А. М., Прасолов Р. С. Некоторые свойства золовых
отложений на экранных трубах топок паровых котлов. — «Тепло-
энергетика», 1970, К? 7.
93
СЫ остаются В твердом виде. Содержание золы в твер-
дом топливе колеблется в широких пределах. Дрова
содержат золу в количестве, отнесенном на сухую мас-
су, до 1%; торф — до 11%; донецкий каменный уголь —
17^22%; а высокозольные -сорта —до 34%; подмосков-
ный уголь — до 35%.
Рис. 4-11. Влияние загрязнений на потерю тепла с ухо-
дящими газами.
Распространенное мнение, что малозольные топлива
приводят к меньшему загрязнению поверхностей нагре-
ва, чем многозольные, опытами <не подтверждено: При
сжигании малозольного топлива толщина слоя загряз-
нений поверхности нагрева сыпучими отложениями не
снижается и обдувка их так же необходима, как и при
сжигании многозольного топлива. Лишь интервал между
очистками этих поверхностей для малозольного топлива
может быть увеличен.
Отложение золы на трубах протекает следующим образом.
В первую очередь оседают мелкие частицы сыпучей золы, форми-
рующие под влиянием сил молекулярного сцепления слой отложе-
ний. При небольших скоростях газового потока слой этот быстро
увеличивается. Затем рост слоя прекращается (рис. 4-12,а), так как
он подвергается разрушающему механнческому действию со сто-
роны более крупных частиц запыленного газового потока; крупные
7* 99
частицы разрушают слой мелких частиц. Эффект самоочистки воз-
растает с увеличением скорости газового потока. Однако увеличение
скорости газов сверх допустимых величии связано с ростом аэро-
динамического сопротивления газового тракта и перерасходом
электроэнергии на тягу.
Процентное содержание золы в топливе или количе-
ственное содержание летучей золы в продуктах сгора-
ния еще не определяют возможной степени загрязнения
поверхности .нагрева, так как большую роль в процессе
Рис. 4-12. Влияние конструктивных и эксплуатационных факто-
- ров на Е — коэффициент загрязнения труб.
образования отложений играют физико-химические свой-
ства неорганической части топлива. С увеличением туго-
плавкости и абразивности золы максимально возможная
толщина слоя загрязнений уменьшается.
Степень загрязнения труб, характеризуемая коэффи-
циентом загрязнения е, зависит также от конструктивных
особенностей и компоновки поверхностей нагрева. С уве-
личением диаметра труб загрязнения увеличиваются
(рис. 4-12,6) нз-за ухудшения аэродинамических условий
для процесса самоочистки. Коридорные пучки труб за-
грязняются больше, чем шахматные (рис. 4-12,в), и тре-
буют более частой, очистки. Это обстоятельство необхо-
димо учитывать обслуживающему персоналу при состав-
лении графиков обдувки.
Одной из эффективных мер ограничения золовых от-
ложений является правильная отладка температурного
режима топки в зависимости от температурной характе-
ристики золы сжигаемого топлива. Зола твердого топли-
ва, кроме дров, характеризуется степенью ее тугоплав-
кости в зависимости от температуры. Различают золу
тугоплавкую с температурой плавления выше 1 425 °C,
среднеплавкую с температурой .плавления 1 200—1 425°C
100
и легкоплавкую с температурой плавления ниже I 200 °C.
При сжигании топлива с тугоплавкой золой на поверх-
ности нагрева отлагается сыпучая, легковесная масса,
удаление которой не .представляет -затруднений. Наи-
большие трудности возникают при сжигании топлива
с легкоплавкой золой. Если температура в топке выше
температуры жидкоплавкого состояния золы, находящие-
ся в газовом дотоке расплавленные частицы осаждают-
ся на конвективных поверхностях нагрева, быстро ими
охлаждаются и прилипают, образуя плотные отложения.
Удалить их не удается не только увеличением скорости
газов (т. е. с увеличением нагрузки котла), но даже
обдувочными средствами. Для предупреждения образо-
вания таких отложений необходимо, чтобы температур-
ный режим топки соответствовал температурным свой-
ствам золы сжигаемого топлива. Во всех случаях тем-
пература газов на выходе из топки должна быть ниже
температуры начала деформации золы и не выше
1 150 СС. Тепловые напряжения топочного объема не дол-
жны превышать нормативных величин для данной кон-
струкции топочного устройства и марки сжигаемого то-
плива.
Надежным средством ограничения влияния золовых
отложений является создание условий для самообдувки
поверхностей нагрева потоком дымовых газов. Эффект
самообдувки заключается в том, что при высокой скоро-
сти газов и при продольном обтекании поверхности на-
грева значительная часть летучей золы уносится с про-
дуктами сгорания. Чтобы обеспечить самообдувку, на-
пример, водяного экономайзера, скорость газов при
максимально длительной нагрузке должна составлять от
6 до 8 м!сек, а для озоленных топлив — от 7 до 9 м[сек
(верхний предел скорости для последних ограничивает-
ся условиями эолового износа металла). Для непрерыв-
ности осуществления процесса самообдувки котла ско-
рость .газов должна быть не менее 3 м}сек. Исходя из
условий самообдувки и для достижения общей эконо-
мичности невыгодно распределять поровну общую сни-
женную нагрузку котельной между работающими котла-
ми, а целесообразно выделить один котел для корректи-
ровки нагрузки.
Золовые отложения мазута и их предупреждение.
Зола мазута резко отличается от золы твердого топлива
как по составу, так и по процентному содержанию в то-
101
пл иве (содержание золы в мазуте колеблется в пределах
0,1—0,3% на рабочую массу).
При сжигании мазута значительная часть золы воз-
гоняется до газообразного состояния, входит в соедине-
ния с кислородом и образует различные ©кислы. При
соприкосновении со сравнительно холодными поверхно-
стями нагрева пары этих окислов конденсируются и от-
лагаются в виде трудноудаляемых наростов.
Большое влияние на интенсивность образования за-
грязнений оказывает топочный -процесс. При снижении
температуры в топке выжиг горючих веществ ухудшает-
ся и образуется сажа, являющаяся продуктом распада
тяжелых углеводородов. Возможность образования са-
жистых отложений зависит от налаженности топочного
устройства (см. гл. 3).
Сернистые и вязкие мазуты должны сжигаться при
добавлении к ним присадок. Применение присадок про-
длевает рабочую кампанию котлоагрегата по условию
заноса золой, понижает температуру точки росы на
холодном конце водяного экономайзера, а сами отложе-
ния делаются рыхлыми, сыпучими и легко удаляются
с поверхности нагрева; скорость коррозии труб при этом
также уменьшается. В качестве присадок находят широ-
кое применение жидкие присадки, разработанные
ВНИИНП. Практика показала, что применение жидких
присадок сокращает скорость образования отложений
примерно вдвое.
Действие жидких присадок на изменение структуры золовых
отложений заключается в следующем: вещества присадки входят
в прочные соединения с асфальтово-смолистыми веществами мазута
и значительно снижают склонность их к конденсации и к образо-
ванию плотных коксообразных отложений. Одновременно значи-
тельно снижается вязкость мазута, улучшается процесс горения,
снижается интенсивность коррозии.
Очистка наружных поверхностей нагрева. Регуляр-
ная очистка является надежным средством защиты на-
ружных поверхностей нагрева от загрязнений; она не
только повышает экономичность котлоагрегата, но удли-
няет рабочую кампанию и уменьшает потребление элек-
троэнергии на дымососную установку, обеспечивает
устойчивую работу котлоагрегата при оптимальных его
параметрах, снимает ограничения с теплопроизводитель-
ности в пределах гарантий завода-изготовителя.
102
Применяются следующие методы очистки наружных
поверхностей нагрева.
Обдувка. Обдувочные устройства работают по
принципу механического воздействия струи сжатого воз-
духа или пара на слой отложений. Струя воздуха -или
пара, истекая из обдувочного сопла с большой скоро-
стью, разрушает отложения, которые увлекаются пото-
ком дымовых газов и уносятся в золоуловитель или осе-
дают в золовых камерах и бункерах. Скорость истечения
обдувочного агента очень высока. Так, при давлении
воздуха перед обдувочным устройством 7 кгс!см2 ско-
рость истечения из сопла диаметром в узком сечении
10 мм составляет свыше 500 м!сек, а скорость истечения
пара из обдувочного сопла при давлении пара 22 кгс)см2
составляет свыше 1 000 м)сек.
Очистка экранов, конвективных поверхностей нагре-
ва и пароперегревателя производится перегретым или
насыщенным паром и воздухом, а водяного экономайзе-
ра и воздухоподогревателя — воздухом или перегретым
паром. Обдувка насыщенным паром применяется в слу-
чае отсутствия сжатого воздуха или -перегретого пара.
Большим недостатком обдувки паром является балла-
стирование газоходов водяными парами, что отрицатель-
но влияет на температуру точки росы газа. При сжига-
нии влажных топлив и обдувке паром возникает допол-
нительная опасность образования плотных отложений .на
хвостовых поверхностях нагрева.
Эффективность обдувки во многом зависит от давле-
ния обдувочного агента. Для воздуха давление должно
быть не ниже 6 кгс!см\ для пара не ниже 7 кгс/см2. При
низком давлении, например 2—3 кгс!см\ резко снижает-
ся дальнобойность струи и теряется эффективность об-
дувки.
Для облегчения оседания золы в золовых камерах
и бункерах нагрузка котла во время обдувки должна
быть минимальной, чтобы уменьшить скорость газов
в газоходах.
Расход пара на обдувку котлоагрегата составляет
примерно 0,4% при сжигании Малозольного и 0,9% при
высокозольном твердом топливе от паропроизводитель-
носги котла.
Число устанавливаемых на котел обдувочных
устройств зависит от типа котла и вида сжигаемого то-
плива. Котлы с небольшим наклоном и густым располо-
103
жением труб могут заноситься отложениями быстро и
сильно. В горизонтально-водотрубных котлах должна
предусматриваться возможность обдувки стационарными
или переносными обдувочными устройствами по всем
газоходам кипятильной системы труб, отделенных друг
от друга газовыми перегородками. В вертикально-водо-
трубных котлах, где слой отложений сравнительно не-
велик и легко удаляется, применяется ограниченное чи-
сло обдувочных устройств. Например, в котлах ДКВ и
ДКВР установлен только один обдувочный аппарат.
Конвективные поверхности нагрева должны иметь
устройства для удаления осевшей после обдувки золы.
Из мест сбора зола должна удаляться свободно и без
перегрузок. Все места, где скапливается осевшая зола,
должны быть достаточных размеров и доступны для чи-
стки. Глухие мешки, где может скапливаться зола, дол-
жны быть уменьшены до минимума.
Химическая очистка. Эффективным средством
устранения нагарообразований является метод непре-
рывной химической очистки с помощью порошка «Эко-
топ», вдуваемого в топку с острым дутьем или примеши-
ваемого к топливу перед загрузкой в топку.
Состав порошка: 70% хлористого натрия, 20%' хлористого
аммония, 3% сернокислой меди, 2,5% элементарной серы, до 3%
влаги и 1—2% посторонних примесей. Степень размола порошка
характеризуется остатком на сите № 15, равным 10%. Порошок,
попадая в топку, под действием высоких температур возгоняется
и затем конденсируется в виде очень тонкого налета на трубах,
разрушая имевшийся нагар и препятствуя образованию новых
слоев. Для небольших котлоагрегатов в зависимости от степени
загрязнения расход порошка составляет 2—4 кг] сутки.
Применение порошка «Экотоп» обеспечило в некото-
рых случаях до 5% экономии топлива.
Обмывка водой. При наличии плотных отложе-
ний нагара, не поддающихся механической очистке, при-
меняют метод отпаривания горячей водой.
Этот метод основан на термическом и механическом воздей-
ствии водяных струй, разрушающих отложения. Обмывка поверх-
ностей нагрева производится водой с температурой 80—90 °C при
давлении 4—5 кгс]смг. В тех случаях, когда в золовых отложениях
содержится много серы, обмывка производится подщелоченной до
рП=10-х11 водой. Подщелачивание воды производится для нейтра-
лизации серной кислоты и кислых солеи, содержащихся в отложе-
ниях, с иелью уменьшения коррозии. Для этих целей особенно
пригодна вода из линии непрерывной продувки, имеющая заметную
104
щелочность. Вскипание нагретой воды за счет .падения давления
при истечении из обмывочных устройств увеличивает кинетическую
энергию потока.
Недостатком способа обмывки водой является балластирование
газоходов водяными ларами» что отрицательно влияет на точку
росы дымовых газов.
Рис. 4-13. Схема эжек-
ционной дробеочистки.
1 — эжектор; 2 — линия
сброса в атмосферу; 3 —
дробеуловитель; 4 — дробе-
провод; 5 — бункер дроби;
6 — питатель дроби; 7 —
приемная воронка; в — се-
паратор с мигалкой; 9 — га-
зовый короб с бункером;
10 — разбрасыватель.
Дробевая очистка. При сжигании топлив, об-
разующих в хвостовой части котла наиболее плотные и
прочные отложения, для удаления которых требуются
более эффективные средства, чем обдувка или обмывка
водой, эффективным методом является очистка металли-
ческой дробью. На рис. 4-13 приведена эжекционная схе-
ма дробеочистки.
Очистка ручным инструментом. Для очи-
стки загрязненных труб, недоступных или весьма огра-
1Г)Ч
ничейных по их'компоновке для применения механиче-
ской очистки, используют различные ручные инструмен-
ты: шаберы, ножи, ерши. Для очистки от шлака при-
меняют пики, ломы, резаки. Ручная очистка должна
проводиться с соблюдением соответствующих инструк-
ций.
Не следует чрезмерно затягивать кампанию котло-
агрегата даже при регулярной очистке. Некоторые виды
золовых отложений после продолжительного времени
превращаются в твердые наросты, которые потом трудно
удалить даже механическим путем. Оптимальная дли-
тельность кампании может быть определена только экс-
плуатационным опытом в зависимости от характеристи-
ки сжигаемого топлива и режима работы котлоагрегата.
4-8. ХВОСТОВЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА
КОТЛОАГРЕГАТОВ
Развитие и рациональное .устройство водяных
экономайзеров и воздухоподогревателей являются эф-
фективным способом снижения потерь тепла с уходящи-
ми газами. Дополнительные затраты, связанные с уве-
личением хвостовых поверхностей нагрева, окупаются
в короткие сроки, поскольку экономия топлива при этом
составляет не менее 4—7%.
Хвостовые поверхности нагрева следует устанавли-
вать за всеми котлами паропроизводительностью 2,5 т/ч
и более при температуре газов за котлами 250 °C и выше
(см. гл. 2).
В табл. 4-5 приведены температуры газов перед хво-
стовыми поверхностями нагрева котлов ДКВР. Верхний
предел температур относится к котлам с пароперегрева-
телями.
Таблица 4-5
Температура газов за котлами ДКВР, *С (по данным ЦКТИ)
Производите л ьность котлов, т/ч Твердое топливо Газ Мазут
От 2,5 ДО 10 20 и 35 310—345 365—385 300—325 330—360 350—400 410—440
Примечание. Увеличение паропроизводительности котлов при работе на газе
и мазуте принято для котлов с паропроизводительностью от 2,Б до 10 m/ч на 50%
для котлов с паропроизводительностью 20 и 35 т/ч на 40%.
106
На основании технико-экономических расчетов [Л. 4]
получены оптимальные значения температурных напоров
на холодной стороне водяного экономайзера Д^'х.п и на
горячей стороне воздухоподогревателя ДГг.к.
При противоточной схеме водяного экономайзера пи-
тательной воды оптимальные значения составляют
[Л. 4]:
Для котельных с произведением годового
числа часов использования на стоимость
1 т условного топлива в рублях бо-
лее 25 С00 .............................. 30—50 °C
Для котельных с величиной этого произве-
дения от 25 000 до 10 000................50—80 °C
Оптимальные значения Д/'г.к для воздухоподогревате-
ля в зависимости от величины рассмотренного показа-
теля соответственно составляют ДГг.к=35-^70 °C и
ЛГг.к=70-Н40оС [Л. 4]. При указанных величинах Д/"х.к
и Д^'г-к окупаемость затрат на реконструкцию хвостовых
поверхностей нагрева не превышает нормативного срока.
В общем случае температура уходящих газов являет-
ся функцией температуры питательной воды или темпе-
ратуры воздуха. Исходя из этого размеры поверхностей
нагрева водяного экономайзера и воздухоподогревателя
выбирают экономически наиболее выгодными в зависи-
мости от значения температуры питательной воды и. воз-
духа.
Оптимальная температура уходящих тазов за водя-
ным экономайзером определяется по уравнению
/ух=*п.в+ДГх.к, °C, (4-4)
где /п.в — температура питательной воды, °C; Д£"х.к —
минимально допустимый температурный напор на хо-
лодном конце водяного экономайзера, т. е. разность меж-
ду температурой газов на выходе и воды на.входе в эко-
номайзер, °C.
В условиях эксплуатации при отклонении нагрузки
котлоагрегата от номинальной температура уходящих
газов может быть определена по эмпирической форму-
ле [Л. 24]
/ух~^+80^, 'С,
где Da—номинальная паропроизводительность, т/ч;
&D — отклонение нагрузки от номинальной, т/ч, вводит-
107
ся с соответствующим знаком; Й'ух— температура уходя-
щих газов при нагрузке котлоагрегата £)н, °C; /ух— тем-
пература уходящих газов при нагрузке Dn+ \D, °C; 80 —
величина нагрузки котла в процентах от номинальной.
Оптимальная температура уходящих газов за возду-
хоподогревателем определяется по уравнению
/ух=^в+ЛГг.к, °с, (4-5)
где Г'в — температура воздуха на выходе из воздухопо-
догревателя, СС; Л('г.к — температурный напор на горя-
чем конце воздухоподогревателя, т. е. разность между
температурой газов на входе и воздуха на выходе из
воздухоподогревателя, °C.
В небольших котельных применяются, как правило,
водяные экономайзеры из чугунных ребристых труб кон-
струкции ВТИ. Стальные экономайзеры применяют при
сжигании топлива, не вызывающего опасность коррозии.
Наиболее целесообразно применение блочных водяных
экономайзеров с изоляцией и обшивкой, которые ком-
пактны, малогабаритны и обеспечивают хорошую плот-
ность газового тракта. Применяют индивидуальные во-
дяные экономайзеры для каждого котла независимо от
его теплопроизводительности. Опыт эксплуатации под-
твердил нецелесообразность применения обводных газо-
ходов, еще нередко встречающихся в старых котельных
и являющихся источниками больших протечек газа и
потерь тепла.
В современных типовых проектах котельных устано-
вок обводные газоходы, позволяющие выключить чугун-
ные водяные экономайзеры из тока газов, не применяют.
Это продиктовано требованиями повышения экономично-
сти установок.
Как показало обследование, в некоторых котельных обслужи-
вающий персонал «исправляет ошибки» проекта, устраивая обвод-
ные газоходы у индивидуальных чугунных водяных экономайзеров.
_ По данным ЦКТИ величина постоянной протечки газов из-за не-
плотности отключающих заслонок составляет 20—40% и выше от
общего расхода газов, что приводит к увеличению потерь тепла
с уходящими газами на 2.2—4.4% и более.
К тому же «Правила устройства и безопасной экс-
плуатации паровых и водогрейных котлов» не требуют
обязательного устройства обводных газоходов у инди-
видуальных отключаемых экономайзеров при наличии
сгонных линий, позволяющих прокачивать воду через
108
экономайзер помимо котла, что и предусматривается в со-
временных типовых проектах котельных.
Экономию топлива от уменьшения температуры ухо-
дящих газов можно определить из выражения
ДВ = Q 10* * V^r G'yx - f \х) .
0-6)
где Q — теплопроизводительность котлоагрегата, Гкал/ч\
14 — объем продуктов сгорания на 1 кг топлива для
соответствующего коэффициента избытка воздуха, м3/кг
или м3/м3\ сГ — средняя теплоемкость продуктов сгора-
ния, ккал) (м3 - °C); t'yx, t"yx—температур а уходящих газов
соответственно до их уменьшения и после уменьше-
ния, °C.
При сжигании газа или мазута ^УгсД/'ух—^"Ух)=0.
Количество воды, которое может быть подогрето в во-
дяном экономайзере, находится из теплового баланса
__Кгстсг (^ух ^,Zyx)
(^ ^1) св
кг/ч,
где 14— средний объем продуктов сгорания, м3/ч; рг —
средняя плотность. продуктов сгорания, кг/л/3; сг—сред-
няя массовая теплоемкость продуктов сгорания,
ккал/(кг-°C)-, t'yx, t"yx— температура продуктов сгора-
ния на входе и выходе из экономайзера, °C; tif t2 — на-
чальная и конечная температуры воды, °C; св—- средняя
теплоемкость воды при температурах ii и t2, ккал/(кг>°С);
для температур до 100 °C можно принять св=
= 1 ккал/(кг-сС).
Пример 4-3. Определить экономию топлива от уменьшения тсп-
пературы уходящих газов со 180 до 140 °C при следующих условиях:
£>=10 т/ч; /п=666,2 ккал!кг\ /п.в = 100°С; qt=4%-, аух=1,8;
=0.32 ккал/(кг • °C); топливо — донецкий уголь марки Г;
= 5900 ккал/кг-, г]к.а=0,78; К=12,31 лР/кг [Л. 63].
Экономия топлива по формуле (4-6):
10 000 (666,2 — 100) 12,31 0,32 (180—140) — 0,04-12,31
LB~ 5900-0,78.
• 0,32(180-— 140) 1
Х 5 900 =32 кг/«ь
или в процентах
32.5 900-0,78-100
ДВ _ q .100— 10000(666,2— 100)” 2,6 %*
109
Водяные экономайзеры применяют для нагрева как
питательной воды, так и сетевой; выбор типа экономай-
зера решается 'На основании технико-экономических рас-
четов.
В табл. 4-6 приведены типы серийно изготавливаемых
блочных экономайзеров питательной воды.
Таблица 4-6
Экономайзеры для питательной воды
Тип экономай- зера . нагрева, Число труб в гори- зонтальном ряду, тит. Число труб по верти- кали, шт. Число труб в’паке- тах, шт. Число колонок, шт. Длина труб, ММ Количество обдувоч- ных аппаратов, шт. Примечание
с J 1
ВЭ-1-16П 94,4 2 16 4+4 2 2 000 2 Для котлов
ВЭ-П-16П 141,6 3 16 4+4 4+4 2 2 000 2 ДКВР-2,5 Для котлов
ВЭ-ХП-16П 236 5 16 4+4 4+4 2 2000 2 ДКВР-4 Для котлов
ВЭ-ХШ-16П 236 5 16 4+4 4+8+4 1 2 000 2 ДКВР-6,5 То же
ВЭ-УП-16П 330,4 7 16 4+8+4 1 2 000 2 Для котлов
ВЭ-1Х-16П ( 546 9 16 4-f-8~f-4 1 3 000 4 ДКВР-10 Для котлов
ВЭ-1Х-20П 1 508 9 20 8+8+4 1 3 000 6 ДКВР-20 То же
При установке экономайзера для подогрева сетевой
воды необходимо предусматривать ее рециркуляцию для
обеспечения температуры воды на входе в экономайзер
по условию точки росы.
Применение комбинированных экономайзеров для по-
догрева питательной и сетевой воды не рекомендуется
ввиду сложности схемы.
Комбинированные хвостовые .поверхности нагрева, со-
стоящие из водяного экономайзера и воздухоподогрева-
теля, находят применение при сжигании углей для кот-
лов паропроизводительностью 20 т/ч и выше.
В существующих котельных, где еще сохранились
групповые экономайзеры, целесообразно рассмотреть во-
прос о замене их на индивидуальные. Выбор и расчет
водяного экономайзера производится по [Л. 5].
по
Поверхностные водяные экономайзеры имеют ограни-
чения по температуре уходящих газов. По эксплуата-
ционным и экономическим соображениям нижний пре-
дел температуры уходящих газов за водяным экономай-
зером при сжигании газа составляет 120—130 °C. Потери
тепла Цъ даже при оптимальном коэффициенте избытка
воздуха составляют в этом случае более 5%.
Эффективным средством снижения тепловых потерь
с уходящими газами для котлов, работающих на газе,
является установка за котлом или за хвостовыми поверх-
ностями нагрева контактных водяных экономайзеров,
предназначенных для подогрева воды на производствен-
ные нужды.
В контактном экономайзере .наибольшая доля тепла
от уходящих газов к воде передается не через метал-
лические стенки, как в поверхностном экономайзере, а при
непосредственном контакте нагреваемой воды с дымовы-
ми газами. При этом газы могут быть охлаждены до
температуры порядка 30—35 °C, т. е. ниже точки росы,
а теплота конденсации водяных паров используется для
нагрева воды. Температура нагрева воды в контактных
экономайзерах, устанавливаемых после хвостовых по-
верхностей нагрева, при температуре газов на входе
в контактный экономайзер в пределах 120—180 °C со-
ставляет 55—65 °C.
Установка контактного экономайзера особенно целе-
сообразна с увеличением количества подогреваемой во-
ды и со снижением ее температуры, так как при этом
снижаются температура и влагосодержание уходящих
газов. Контактный экономайзер малоэффективен для.по-
догрева питательной воды и циркуляционной воды в си-
стеме теплоснабжения водяного отопления. Поэто-
му главной областью применения контактных эконо-
майзеров является нагрев воды для производственных
нужд.
Для бытового горячего водоснабжения подогрев
воды в контактном экономайзере может быть допущен
только по согласованию с санитарными органами. Поте-
ря тепла с уходящими газами при установке контактно-
го экономайзера может быть снижена до 2%. Срок оку-
паемости первоначальных затрат обычно не превышает
1 года.
Экономия топлива при температуре исходной воды
до 15—20 °C и количестве ее, в 2—3 раза превышающем
111
паропроизводигельность подключенного к экономайзеру
котла, составляет:
Температура газов на
в экономайзер, СС .
Экономия топлива, %
входе
... 100
... 10
150 20U 300
12 15 20
На рис. 4-14 приведен блок контактного экономайзе-
ра конструкции НИИСТ (РСН 183-70).
Экономайзер
стальную обечайку
Рис. 4-14. Блок контактного эко-
номайзера ЭК-Б.
состоит из корпуса 1, представляющего
толщиной 4—6
собой
мм, к нижнему плоскому днищу
которой привариваются опор-
ная рама 2 и четыре опоры 3.
В корпусе имеются две опор-
ные решетки 4 и 6. На нижней
помещается рабочий слой на-
садки 5 из керамических колец
50x50x5 мм высотой
1200 мм, а на верхней — слой
каплеулавливающей насадки 7
из тех же колец высотой 200 мм.
Кольца рабочей насадки укла-
дывают послойно через загру-
зочный люк; керамические
кольца каплеулавливающей на-
садки загружают через люк —
взрывной клапан. Дымовые .га-
зы поступают в экономайзер че-
рез патрубок 8 и выходят из
экономайзера через патрубок 9.
Холодная вода поступает
в экономайзер через водорас-
пределитель 10, который состо-
ит из -подводящей трубы и вось-
ми радиально расположенных
горизонтальных перфорирован-
ных труб с отверстиями диа-
метром 5 мм; шаг отверстия —
50 мм. Отбор горячей воды про-
изводится через штуцер 11.
Штуцер 12 служит для продув-
ки и дренажа водяного объ-
ема. Корпус экономайзера со-
стоит из верхней секции 13,
средней 14 и нижней 15. Сек-
ции сваривают между собой
при изготовлении экономайзера
по различным схемам расположения патрубков отводов газов и го-
рячей воды.
В табл. 4-7 приведено количество блоков контактных
экономайзеров, устанавливаемых к котлам ДКВР. Уста-
новка контактных водяных экономайзеров может быть
112
Таблица 4-?
Количество блоков Контактных водяных экономайзеров,
устанавливаемых к котлам ДКВР (по^РСН 183-70)
Тип экономай- зера Теплопроизводи- тельпость, Гкал/ч Количество нагре- ваемой воды, гл/ч Тип котла
ДКВР-2,5 ДКВР-4 1Г2 cL CQ ДКВР-10 ДКВР-20
ЭК-Б-1 ДО 0,3 5—10 1 2 3
ЭК-Б-2 ДО 1 ,2 20—40 — — 1 1 2
Примечание. Количество блоков учитывает возможность работы котла при
нагрузке 150% номинальной.
осуществлена только для -коглов, постоянно работающих
на газообразном топливе.
4-9. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ
ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ
КОТЛОАГРЕГАТОВ
Методы повышения экономичности котлоагрега-
тов отличаются большим разнообразием, и правильная
оценка эффективности выбранного метода "Применитель-
но к конкретным условиям имеет большое значение.
В табл. 4-8 приведены ориентировочные данные для пред-
варительной оценки эффективности ряда мероприятий по
повышению экономичности котлоагрегатов.
Таблица 4-8
Ориентировочные данные о’б эффективности мероприятий
по повышению экономичности котлоагрегатов
Наименование мероприятий Экономия топ- лива, % Перерасход топлива, %
Снижение присосов воздуха по газовому тракту котлоагрегата на 0,1 0,5
Увеличение коэффициента избытка воз- духа в топке на 0,1 —- 0,7
У величение температуры питательной воды на входе в барабан котла на 10 °C, /2=13 кгс)^ и Т}ИеЯ=0,8 . . 2,0 —
У величение температуры питательной воды на входе в водяной экономайзер на 10 ®С — 0,23—0,24
8—1
113
hродолжение табл. 4-8
Наименование мероприятий Экономия топ- лива, % Перерасход топлива, %
Подогрев питательной воды в водяном экономайзере на 6 °C 1.0
Уменьшение температуры уходящих га- зов на 10 °C: для сухих топлив 0,6
для влажных топлив 0,7 ——
Установка водяного поверхностного эко- номайзера 4—7
Установка контактного водяного эконо- майзера при температуре газов на вхо- де в экономайзер: 200 °C 15,0
150 °C 12,0 —
Применение вакуумного деаэратора дня .котельных на газообразном топливе 1—1,5
Отклонение содержания СО2 от опти- мальной величины на 1% 0,6
Снижение горючих в уносе на 1% . . . 0,3—0,7 —
Содержание 1% горючих в золе подмос- ковного бурого угля вызывает пере- расход топлива 0,7
Возврат уноса н топку 2—3 —
Применение острого дутья 2,1—2,7 —
Замена ручной топки на топку с забра- сывателями и неподвижной решеткой (для каменных углей) 4
Повышение зольности топлива на 1%: каменный уголь . . . . 0,08—0,14
бурый уголь типа подмосковного . . — 0,04
Перевод котла с каменного и бурого угля на природный газ 6—10 —
Отклонение нагрузки котла в сторону уменьшения от номинальной на 10% изменяет потерю тепла в окружающую среду (для котла £>=10 т/ч) .... 0,2
Отклонение нагрузки котлоагрегата в сторону увеличения от номинальной на 10% увеличивает потерю тепла с уходящими газами 0,5—0,6
Огложения накипи на внутренних по- верхностях нагрева котла 1 мм . . . — 2
Расход пара на распыление мазута в ма- зутных форсунках 2.5—4
Замещение 1 т невозврашенного с про- изводства конденсата химически очи- щенной водой (только по количеству физически теряемого тепла) 0,02 т
условного топлива
114
Продолжение табл. 4-8
Наименование мероприятий Экономия топ- лива, % Перерасход топлива, %
Наличие 1 м2 неизолированного паре- 0,4 кг!ч условного топлива
провода с давлением пара 5 кгс/см? Парение через отверстие в 1 мм2 при
абсолютном давлении 7 кгс/сл? . . . Забор теплого воздуха из верхней зоны 3,6 кг,'ч условного топлива
котельного зала на каждые 10 тыс. м* 0,013 т условного —
Уменьшение размера продувки на 1% (при отсутствии использования тепла топлива
продувочной воды) Установка обдувочного устройства для очистки наружных поверхностей на- 0,30 —
грева Работа котлоагрегата в режиме пони- 2—3
женного давления (с 13 до 5 кгс/сл«2) Автоматизация процессов горения и пи- б
тания котлов Автоматизация работы вспомогательного оборудования — водоподготовки, водо- питательной установки, различных на- сосов, деаэратора и т. п. — обеспечи- 1—4
вает экономию наладка и эксплуатация котлоагрегата по контрольно-измерительным приборам 0,2—0,3
не менее 3-—5 —-
ГЛАВА ПЯТАЯ
ПЕРЕВОД КОТЛОВ НА ГАЗООБРАЗНОЕ
И ЖИДКОЕ ТОПЛИВО
5-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Перевод котлов на газообразное и жидкое то-
пливо вызывает существенные изменения в работе -кот-
лов: резко увеличивается теоретическая температура
горения, а следовательно, и температура факела, кото-
рая прямо пропорциональна теоретической температуре
горения. Увеличение температуры факела приводит
8* 115
к увеличению теплоотдачи в топке, так как она пропор-
циональна температуре в четвертой степени. Для экра-
нированных топок -перевод -на сжигание газообразного и
жидкого топлива позволяет уменьшить коэффициент из-
бытка воздуха и приводит к увеличению теплоотдачи,
уменьшению температуры продуктов сгорания на выходе
из топки, снижению температуры уходящих газов и по-
вышению к. -п. д.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата, пе-
реведенного на газообразное и жидкое топливо, больше
к. п. д. котлоагрегата на твердом топливе на величину
потерь от механической неполноты сгорания. Увеличение
к. -п. д. составляет не менее 8- 10%, а нередко и значи-
тельно более.
Особенно существенно повышение к. п. д. в случаях
перевода на газо-образное и жидкое топливо старых кот-
лов, работающих .на твердом топливе с большими избыт-
ками воздуха. Перевод котлов с цепными решетками
паропроизводительностью 10—20 т/ч на газообразное
топливо обеспечивает повышение средних значений к.п. д.
от г]6₽=58—64% до 78—83%, т. е. в среднем на 20%-
По данным ЦКТИ и БиКЗ паропроизводительность кот-
лов ДКВР при работе на газообразном и жидком топли-
ве увеличивается по сравнению с номинальной на 50%
для котлов ДКВР-2,5-13, ДКВР-4-13, ДКВР-6,5-13,
ДКВР-10-13 и -на 40% для котлов ДКВР-20-13 и
ДКВР-35-13.
При этом появляется ряд эксплуатационных преиму-
ществ: возможность работы котлов в большом диапазоне
изменения нагрузок, уменьшение расхода электро-
энергии на собственные нужды, удлинение межремонт-
ного периода, возможность широкого внедрения автома-
тизации процесса горения, улучшение условий труда и
уменьшение числа обслуживающего персонала, снижение
себестоимости выработки тепла, повышение культуры и
санитарно-гигиенических условий эксплуатации котель-
ных установок.
Экономия условного топлива в результате повышения
к. п. д. котлоагрегата, переводимого на газообразное и
жидкое топливо, может быть определена по формуле
1
(тбР )
Ifca 'хв*т
1
ДВ=
(in in.в)
7000
, т/ч,
(5-1)
116
где (ч^₽е)тв.т~ к- н- Д- котлоагрегата брутто на твердом
топливе; (тд®₽ )г.м—к- п. Д- котлоагрегата брутто на газооб-
разном и жидком топливе:
С5-2)
где — потери тепла от механической неполноты сгора-
ния, %.
При переводе действующих котлов с твердого на га-
зообразное и жидкое топливо должны быть выполнены:
тщательная очистка внутренних поверхностей нагрева
от накипи и шлама, а наружных от золовых отложений;
футеровка топки должна быть очищена от шлака, кото-
рый при работе на высококалорийном топливе оплав-
ляется и может залить амбразуры горелок; газоходы
очищаются от золы и сажи;
устройство в топке и газоходах котла взрывных кла-
панов, .предназначенных для предохранения его от раз-
рушительного воздействия взрывов газовоздушной смеси;
надежная изоляция нижней половины верхнего бара-
бана, обращенного к топке и к камере догорания (котлы
всех типов ДКВ и ДКВР, кроме ДКВР-20-13);
применение только короткофакельных горелок, чтобы
факел .не соприкасался со стенками топочной камеры;
проверка пропускной способности установленных на
котле предохранительных клапанов на максимально воз-
можную паропроизводительность и в случае необходимо-
сти замена их или установка дополнительных;
обязательное применение докотловой обработки пи-
тательной воды и устранение возможностей отложения
накипи на поверхностях нагрева; независимо от давле-
ния в котле питательная вода должна отвечать требова-
ниям норм;
замена кипятильных труб, износившихся на 30% и
более;
сверление в шибере газохода для котлов, предназна-
ченных к переводу на газообразное топливо, отверстия
диаметром не менее 50 мм для предупреждения возмож-
ного скопления газовоздушной смеси в топке неработаю-
щего котла;
обязательное оборудование котлов автоматикой без-
опасности.
При переводе котлов на газообразное и жидкое то-
пливо топочная камера часто оставляется почти без
117
изменения. В то же время не все топки одинаково приспо-
соблены к эффективному сжиганию любого вида топли-
ва. Поэтому следует производить проверку размеров топ-
ки и в случае «необходимости приводить их в соответст-
вие с новыми требованиями.
При переводе котла на сжигание газообразного и
жидкого топлива без увеличения теплопроизводительно-
сти относительные количества подаваемого в топку воз-
духа и продуктов сгорания за котлом уменьшаются.
Благодаря этому во многих случаях при связанном с пе-
реводом на газ или мазут повышении паропроизводи-
тель'Ности котлов в пределах до 135% существующие
тягодутьевые машины и хвостовые поверхности нагрева
могут быть сохранены.
%
5-2. ПЕРЕВОД КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ
ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА
Для варианта сохранения слоевых топочных
устройств широкое применение получили схемы с подо-
выми и с вертикально-щелевыми горелка-
м и. Преимуществом подовых горелок являются просто-
та устройства, дешевизна, надежность и бесшумность
работы, возможность перевода слоевых топок на сжига-
ние газообразного топлива без значительных переделок.
Подовые горелки обеспечивают равномерное поле тем-
ператур в горизонтальном сечении топки и более низкую
температуру стенок футеровки. Эти особенности подовых
(щелевых) горелок позволяют удобно применять их не
только для небольших котлов, но и для более крупных,
паропроизводительностью до 35 т/ч. Горелки работают
на газе среднего давления с принудительной подачей воз-
духа. Давление воздуха перед горелкой 60—
100 мм вод. ст. При коэффициенте избытка воздуха ат~
= 1,15 обеспечивается устойчивое сжигание газа без су-
щественных потерь qs.
В последнее время широкое применение получили по-
довые двухтрубные горелки. Достоинством их по срав-
нению с однотрубными горелками является более актив-
ное участие воздуха в начальной стадии горения. На
рис. 5-1 показана схема расположения газовых струй
в двухтрубной горелке, а в табл. 5-1 приведены основные
размеры их для котлов ДКВР (по данным Укргипроинж-
проекта), паропроизводительность которых принята рав-
ной 135% номинальной.
118
Подовые горелки устанавливают над колосниковой
решеткой. Для котлов с короткими решетками подовые
горелки устанавливают параллельно оси котла; для
длинных колосниковых или цепных решеток— перпенди-
кулярно оси котла.
Рис. 5-1. Схема расположения газовых струй
в двухтрубной подовой горелке.
Смесителем горелки является кирпичная щель. Ино-
гда над щелью устанавливают различные .насадки, чтобы
уменьшить высоту факела, стабилизировать горение и
улучшить теплоотдачу в топке.
Таблица 5-1
Основные размеры подовых двухтрубных горелок
IS . У ей ES 6 SS к *
Давление газа перед горелкам мм вод, ст. Тип котла Расчетная паро- производитель- ность котла, т Число горелок котел, шт. Диаметр газора пре делительных труб, мм Диаметр газовь пускных отвер- стий, мм Число газовы- пускных отверст одной горелки, шт. Длина щели, л Длина огневой части горелки,,
ДКВР-2,5-13 3,40 2 1,5» 128 1 300 1 260
ДКВР-4-13 5,40 2 Ц7 158 1 600 1560
3 030 ЩКВР-6.5-13 8,80 2/3« 57X3,5 1.9/1,6 202 2 050 2 000
ДКВР-10-13 13,50 3 2,0 196 2 000 1 940
* При давлении газа 2 503 мм код. ст. диаметры газовыпускных отверстий
соответственно составляют 1,6; 1,8; 2,0/1.6 и 2.0 лл; при давлении газа 2 000 мм
вод. ст,—1,6; 1,0; 2,1/1,7 и 2,2 мм.
** Для котла ДКВР-6,5-13 в числителе указано число горелок при 2 шт. за-
грузочных дверок, а в знаменателе—число горелок при 3 шт. загрузочных дверок.
119
Рис. 5-2. Топочное устройство с цепной решеткой, приспособленное для сжигания природного газа.
Рис. 5-3.
горелка.
Вертикально-щелевая
На рис. 5-2 показан вариант переоборудования топки с цепной
решеткой на сжигание газа с установкой подовых горелок с пере-
крытыми амбразурами. Колосниковая механическая решетка пере-
крывается несколькими рядами шамотных кирпичей для предотвра-
щения пережога колосников с уплотнением для устранения присоса
воздуха в топку. Горелочная щель образуется кладкой из шамот-
ного кирпича класса А первого сорта. Продукты сгорания выходят
из горелочного устройства в горизонтальной плоскости, омывая под
топки. В камере перекрытой
амбразуры обеспечивается хо-
рошее перемешивание воздуха
и газа при высокой температу-
ре, что способствует быстрому
выгоранию горючих элементов.
Воздушные короба секционного
дутья и решетка используются
без переделок [Л. 72].
Недостатком подовых
горелок является невоз-
можность быстрого пере-
хода с сжигания газооб-
разного на твердое топли-
во без демонтажа горе-
лочных устройств.
Ленгипроинж п р о е к т
разработал вертикально-
щелевую горелку, приме-
няемую для экранирован-
ных водотрубных котлов,
которая по своей конст-
рукции близка к подовой, но устанавливается на боко-
вых стенах топки, что обеспечивает быстрый переход на
сжигание резервного твердого топлива.
•Вертикально-щелевая горелка (рис. 5-3) представля-
ет собой металлический короб 1, в который вмонтирова-
ны две газораспределительные трубки 2 с газовыпуск-
ными отверстиями. Трубки размещены вблизи канала
смесителя, представляющего собой вертикальную щель,
прорезанную в обмуровке боковой стены. Ширина щели
принимается равной 80 мм, высота ее в зависимости от
паропроизводительности котла составляет 600, 700 или
1 000 мм. Патрубок воздушного короба 1 присоединяет-
ся к воздуховодам от дутьевого вентилятора. На патруб-
ке устанавливается ручная заслонка.
Горелка работает следующим образом: струйки газа,
вытекающие из газовыпускных отверстий, поступают
в поток воздуха, направляющегося в щель от дутьевого
121
Рис. 5-4. Компоновка котла ДКВР-6,5-13
Таблица Б- 2
Основные размеры вертикально-щелевых горелок (рис. 5-3)
Псказатели Обоз- начение Тип котла
ГО io сч ci CQ ьг tl ДКВР-4-13 ДКВР-6,5-13 ДКВР-10-13 ДКВР-20-13
Ширина боковой стен- ки короба, мм - . А 600 700 700 750 600
Ширина фронтовой стенки, лш Б 400 400 400 400 400
Высота боковой стенки, мм . В 670 670 770 1 090 I 090
Высота короба горел- ки, мм Г 920 920 1 020 I 340 1 340
Размеры патрубка, мм ДУ.Е 200x400 200x400 200x400 2S0X400 250X400
Д иаметр газораспреде- лительных труб, мм — 42X3 42X3 42x3 48X3 57X3,5
Число газовыпускных отверстий, шт. . . . — 41 41 48 70 66
Диаметр газовыпуск- ных отверстий, мм — 2,2 2,0 2.3 2,4 2,7
Шаг газогорелочных отверстий, мм.... — 14 14 14 14 15
Масса горелки, мм . . — 76.23 74,15 69,25 79,15 109,74
вентилятора. Смесь газа и воздуха поджигается рас-
каленными стенками щели. Горение происходит в преде-
лах топочного .пространства при длине факела около
800 мм. Горелки работают устойчиво без отрыва пламени
от щели при давлении газа в диапазоне от 140 до
с вертикально-щелевыми горелками.
123
2 250 мм вод. ст. и при давлении воздуха от 100 до
130 мм вод. ст. При коэффициенте избытка роздуха ат =
= 1,1 потеря Цз отсутствует.
В табл. 5-2 приведены основные размеры вертикаль-
но-щелевых горелок (по данным Ленгипроинжпроекта).
На котлах ДКВР-2,5-13 устанавливают по одной го-
релке на каждую сторону топки; на котлах ДКВР-443,
Рис. 5-5. Компоновка котла ДКВР-Ю-13 с вертикально-щелевыми
горелками.
124
ДКВР-6,5-13 и ДКВР-10-13— по две горелки на каждую
сторону топки; на котлах ДКВР-20-13— по три горелки.
Горелки располагают против имеющихся просветов
экранных труб. Только на котлах ДКВР-4-13 и
ДКВ-6,5-13 требуется демонтаж двух экранных труб
для одной пары горелок. На котлах ДКВР-20-13 горел-
ки устанавливают против просветов, образующихся при
разводке восьми экранных труб и переносе шести рецир-
куляционных труб.
Для защиты конструкций котлов ДКВР-2,5-13,
ДКВР-4-13 и ДКВР-6,5-13 от перегрева окна пневмо-
механических забрасывателей и шуровочные отверстия
закладывают огнеупорным кирпичом; на котлах
ДКВР-10-13 и ДКВР-20-13 закладывают только окна
пневмомеханических забрасывателей. Колосниковую ре-
шетку покрывают асбестовым картоном толщиной Ъмм,
поверх которого засыпается бой огнеупорного кирпича
размером кусков не более 100 мм при высоте засыпки
200 мм. В конце предтопка котлов ДКВР-10-13 и
ДКВР-20-13 по всей ширине колосниковой решетки вы-
кладывают стенку из огнеупорного кирпича.
На рис. 5-4 показана компоновка вертикально-щеле-
вых горелок в котле ДКВР-6,5-13 с сохранением топки
ПМЗ-РПК, а на рис. 5-5 компоновка горелок в котле
ДКВР-10-13 с сохранением топки ПМЗ-ЧЦР. -
5-3. ПЕРЕВОД КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ
ЖИДКОГО ТОПЛИВА
В большинстве случаев перевод котлов на сжи-
гание мазута сопровождается демонтажем топочного
устройства для твердого топлива, а освобождающийся
объем нижней части топки используется для снижения
теплового напряжения топочного объема (это снижение
обычно .не .выходит за пределы, рекомендуемые норма-
ми) .
Основным методом сжигания жидкого топлива явля-
ется распыление его с помощью форсунок. От эффектив-
ности работы форсунок зависит качество перемешивания
топлива с воздухом, своевременный прогрев и его вос-
пламенение, дальнейший процесс -горения в топке. Весь
необходимый для горения воздух должен быть подведен
к корню факела.
Форсунки устанавливают на фронтальной стенке кот-
ла. Обычно устанавливают не менее двух форсунок. Же-
125
3750
Рис. 5-6. Котел ДКВР-6,5-13 с топочной камерой для сжигания ма-
зута и газа.
ЗхВОФЮ
лательно размещать их таким образом, чтобы расстоя-
ния от оси форсунок до боковых стен топки и ее пода
были 'не менее 1 лд Практика подтвердила недопусти-
мость установки двух форсунок то одной вертикальной
оси.
В случае применения ротационных форсунок допуска-
ется установка по одной форсунке на котел.
Если основным видом топлива является газ, а жидкое
топливо используется в качестве резервного, применяют
126
комбинированные газомазутные горелки типов ГМГМ,
ГМГ.Б, НГМГМ. Низконапорные горелки типа НГМГМ
с воздушным распылением мазута обеспечивают возмож-
ность наиболее быстрого перехода с газа на мазут и
наоборот. Совместное сжигание двух видов топлива не-
экономично, так хак при этом возрастают потери тепла
от химической неполноты сгорания.
На рис. 5-6 показан котел ДКВР-6,5-13 для сжигания
жидкого и газообразного топлива. В топочной камере
вместо решетки устанавливается шамотный под. В месте
наиболее интенсивного излучения факела нижняя часть
труб боковых экранов и их коллекторы закрыты огне-
упорным кирпичом.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата, пе-
реведенного на жидкое топливо, несколько ниже к. п. д.
да газообразном топливе за счет загрязнения наружных
поверхностей нагрева (при сжигании мазута температу-
ра газов за котлами ДКВР на 50—80°C выше).
5-4. ПОВЫШЕНИЕ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
КОТЛОВ
Иногда по условиям производства требуется зна-
чительное повышение паропроизводительности котель-
ной и быстрый ввод котельной в эксплуатацию. При на-
личии в котельной зольного помещения, позволяющего
увеличить топочный объем за счет опускания пода топ-
ки, возможна реконструкция котлоагрегатов, сопровож-
дающаяся повышением паропроизводительности в 2—3
раза и более с одновременным повышением к. п. д.
На рис. 5-7 показан модернизированный котел
ДКВР-6,5-13, паропроизводительность которого повыше-
на до 20 т/ч. Реконструкция котла заключалась в следу-
ющем. За счет опускания пода топки до уровня золь-
ного помещения топочный объем увеличен до 53,7 м3',
стены топочной камеры и потолок полностью экраниро-
ваны; радиационная поверхность топки составила при
этом 79,3 м2; боковые и фронтовой экраны включены
в выносные циклоны, установленные с каждой стороны
котла; малые боковые экраны и задний экран подключе-
ны к верхнему барабану, который укорочен до разме-
ров нижнего. Перегородки в котельном пучке частично
демонтированы, и он выполнен одноходовым; ,на фрон-
товой стене топки установлены в два ряда четыре ин-
127
Рис. 5-7. Модернизированный котел ДКВР-6,5-13 (повышение паро;П|роиз,водительно'Сти до 20 т/ч).
Таблица 5-3
Характеристики модернизированного котла ДКВР-6,5-13 [Л. 73]
Наименование характеристик Расчетные экспери- мента тьные
Паропроизводительность, т'ч 20 20
Давление пара в барабане, кгс-см9 14 13,3
Температура пара, °C 194 191
Температура питательной воды, СС 100 95
Низшая теплота сгорания топлива, ккал/м* . . 8 000 8 000
Температура воздуха, °C Потеря тепла от химической неполноты сгора- 30 16
НИЯ, % 1,5 0,0
Потеря тепла с уходящими газами, % . . . . 7,97 7,1
Потеря тепла в окружающую среду, % - - - 1.3 1,3
К. п. д. котлоагрегата, % 89,23 91,6
Расход топлива (природный газ), /,г3/ч .... 1 590 1 385
Тепловое ^напряжение топки, тыс. ккал/(м3-ч) 273 206
Температура газов’за котлом, °C - 390 388
Температура уходящих газов, °C Поверхность нагрева стального водяного эко- 168 159
номайзера, мг Поверхность нагрева чугунного экономайзера, 118 118
AI2 177 177
жекционные газовые горелки среднего давления. Рекон-
струкция котла была выполнена в течение 3 мес.
Характеристики модернизированного котла приведены
в табл. 5-3.
На рис. 5-8 .показан модернизированный с повышени-
ем паропроизводительности до 50 т/ч котел ДКВР-10-13.
Увеличение паропроизводительности котла достигнуто
путем следующих основных мероприятий: увеличение то-
почного объема до 94 м3 за счет зольного помещения;
устройство двух выносных предтопков и расширение топ-
ки; размещение на фронтовой и задней стенках предтоп-
ов по четыре горелки; глубокое экранирование топочной
камеры — устройство одного двухсветного, четырех боко-
вых, фронтового и заднего экранов; радиационная по-
верхность нагрева составила 137 jw2; установка выносных
сепарационных устройств циклонного типа для нижних
боковых и двухсветного экранов; увеличение ширины
газохода конвективного пучка до ширины топки и разме-
щение в образовавшихся пазухах двух гладкотрубных
экономайзеров кипящего типа с поверхностью нагрева
146,4 я2, работающих как первая ступень подогрева пи-
9—1 129
А-А
Рис. 5-8. Модернизированный котел ДКВР-10-13 (повышение паро-
производительностН до 50 т/ч).
та тельной воды; установка за котлом гладкотрубного
экономайзера кипящего типа с поверхностью 128 м\ ра-
ботающего как вторая ступень нагрева питательной воды,
и чугунного теплофикационного экономайзера поверхно-
стью 1 180 Л12; замена внутрибарабанных сепарационных
устройств более эффективными, состоящими из жалюзи
и дырчатого листа.
130
Котел работает на газообразном топливе с 1967 г. с©
следующими показателями: паропроизводительность
50 т/ч; избыточное давление пара 14 кгс/см2; коэффи-
циент избытка воздуха за теплофикационным экономай-
зером 1,21; температура газов за котлом 426 °C и за эко-
номайзером 141 °C; потери тепла с уходящими газами
6,2% и от химической неполноты сгорания 0,0; к. п. д.
котла около 93% [Л. 74].
ГЛАВА ШЕСТАЯ
СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ТЕПЛА В ОКРУЖАЮЩУЮ
СРЕДУ НАГРЕТЫМИ ПОВЕРХНОСТЯМИ
6-1. ТЕПЛОВЫЕ ПОТЕРИ НАГРЕТЫМИ
ПОВЕРХНОСТЯМИ
Тепловые потери в окружающую среду нагреты-
ми поверхностями оборудования и линиями коммуника-
ций достигают больших значений. По расчету через стен-
ку -неизолированной поверхности при температуре тепло-
носителя 150°C и температуре - окружающего воздуха
в помещении 25 °C с 1 м2 теряется 1 920 ккал[ч тепла;
неизолированный вентиль (задвижка) с условным про-
ходом 100 мм отдает в окружающую среду 600 ккал 1ч
тепла; потеря тепла неизолированной парой фланцев со-
ставляет 305 ккал/ч. В результате тепловых потерь по-
нижаются параметры теплоносителя, выражающиеся для
пара его частичной конденсацией. Например, количество
конденсата на 1 м2 внутренней поверхности неизолиро-
ванного паропровода при температуре окружающего
воздуха внутри помещения 25 °C ориентировочно состав-
ляет 4 кг/ч при избыточном давлении 4—5 кгс{см2 и
6 кг/ч при давлении 13—15 кгс/см2.
Перерасход условного топлива на компенсацию по-
терь тепла в окружающую среду может быть подсчитан
по формуле
=7обо^77’ 1)
где F — поверхность теплопередачи, м2; q — количество
тепла, теряемого 1 м2 нагретой поверхности в окружаю-
щую среду, ккал/(м2-ч); цк.у—к. п. д. котельной уста-
новки.
131
Потери тепла в окружающую среду происходят за
счет конвекции и излучения. Количество тепла, переда-
ваемого в окружающую среду неизолированной нагре-
той повехностью в результате совместного действия этих
процессов, определяется по формулам:
для плоских поверхностей
CJ — С1е (^нар—/в) , KKClJl/ • Ч) ; (6-2)
для трубопроводов
q"~sidus (/Яар—/в), ккал/(м-ч), (6-3)
где /яар — средняя температура наружной поверхности,
°C; tB — средняя температура окружающего воздуха, °C;
d— диаметр трубопровода, м\ цв— суммарный коэффи-
циент теплоотдачи, показывающий, какое количество те-
пла отдается нагретой поверхностью в окружающую сре-
ду одновременно -конвекцией (ак) и излучением (ал)
с 1 м2 в течение 1 ч при разности температур в 1 °C,
ккалЦм2- ч-сС).
Коэффициент теплоотдачи конвекцией с достаточной
степенью точности определяется по формулам:
для вертикальных поверхностей
ак = 2,2 |/7няр — /в, ккал](лг ч °C); (6-4)
для горизонтальных поверхностей
ак = 2,8 J^/Hap — /в> ккалЦм1'ч*°С); (6-5)
для цилиндрических поверхностей диаметром более
2 м _______
ак = 1,43 /1!пр—/в, ккал!(м3 • ч. • °C). (6-6)
Коэффициент теплоотдачи излучением
г/ 273-Нтер V / 273-Мву>
с ( *1оо j i юо ) |
ал— —-------------м----i----------—, ккал!(м2'Ч-сС),
гнаР — * в
(6-7)
где С — коэффициент излучения, определяемый опытным
путем; он зависит от химического состава излучающей
поверхности, цвета, характера поверхности и обработки
132
ее; для шероховатой штукатурки С=4,4— 4,5; для сталь-
ной обшивки С=3,5—4,0; для абсолютно черного тела
С—4,96 ккал/ (м2 • ч • °C).
Для .приближенных расчетов суммарный коэффици-
ент теплоотдачи подсчитывается по формулам:
для плоских и цилиндрических поверхностей с диа-
метром более 2 м
пв = 8,44-0,06(/пар—/в), кк«л/(7и2.ч-°С); (6-8)
для цилиндрических поверхностей с диаметром до
2 м
пв —8,14-0,045 (/нар—^в), ккал/(мг • ч • °C). (6-9)
Пример 6-1. Определить тепловые потери с 1 м2 неизолирован-
ной стенки ис 1 м неизолированного паропровода диаметром 159 мм,
если температура теплоносителя 150СС, а температура воздуха
в помещении 25 °C.
Коэффициент теплоотдачи по формулам (6-8) и (6-9) для пло-
ской стенки а'Е и трубопровода а"в:
«'в=8,4 4-0,06 (150—25) = 15,9 ккал/ (м3 -ч- °C);
п"л=8,14-0,045(150—25) = 13,7 ккалЦм2 - ч °C).
Потеря тепла с 1 м3 поверхности по формуле (6-2):
q'= 15,9(150—25) = 1 987 ккалЦм2 • ч).
Потеря тепла с 1 м трубопровода по формуле (6-3):
<=3,14• 0,159-13,7(150—25) =855 ккалЦм-ч).
6-2. ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
И ТРУБОПРОВОДОВ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Наличие в котельной установке больших нагре-
тых поверхностей установленного оборудования и линий
коммуникаций вызывает необходимость выполнения те-
пловой изоляции для уменьшения потерь тепла в окру-
жающую среду- Тепловая изоляция уменьшает по-
тери тепла не менее чем 85% тепловых потерь.
Помимо экономии топлива, тепловая изоляция обеспе-
чивает нормальные условия труда обслуживающего пер-
сонала, предохраняет от ожогов при соприкосновении
с нагретыми поверхностями, предупреждает снижение
температуры .уходящих газов в золоуловителях и дымо-
сосах ниже точки росы.
133
Годовая экономия условного топлива благодаря изо-
ляции нагретых поверхностей определяется по формуле
кВ— 7 000г1К.уД ООО ’ т!г°д, (6-10)
где Qi — тепловые потери неизолированным объектом,
ккал!ч\ Q2 — тепловые потери изолированным объектом,
ккал/ч\ х— число часов работы объекта в течение года.
Тепловой изоляцией должны покрываться все объек-
ты с температурой теплоносителя выше 45 СС. Обычно
срок окупаемости затрат на устройство изоляции состав-
ляет 1—2 мес.
Необходимая толщина изоляции определяется либо
из условия заданной (или предельно допустимой) вели-
чины тепловых потерь е единицы наружной поверхности,
либо из условия предельной температуры наружной по-
верхности по санитарно-техническим требованиям. При
расчете по допустимым тепловым потерям предваритель-
но задаются температурой изолированной поверхности,
определяют среднюю температуру слоя изоляции и по
соответствующим таблицам находят коэффициент тепло-
проводности выбранного изоляционного материала. По
температуре внутренней и наружной поверхности изоля-
ции и по -коэффициенту теплопроводности ее определя-
ют толщину изоляции, после чего производят проверку
температуры наружной поверхности изоляции и коэф-
фициента теплопроводности. В случае расхождения с за-
данной температурой производят -пересчет до совпадений
температур заданной и полученной. Расхождения тем-
ператур не должны превышать 1 °C.
При расчете по допустимой температуре наружной
поверхности необходимая толщина слоя изоляции опре-
деляется по перепаду температур между его 'Внутренней
и наружной поверхностями. Используя найденную вели-
чину, находят тепловые потери в окружающую среду, по
которым проверяют температуру на поверхности изоля-
ции.
Толщина слоя изоляции по заданным или предельно
допустимым тепловым потерям:
для плоской и цилиндрической поверхности с диамет-
ром более 2 м
м, (6-11)
134
где 7,вз—коэффициент теплопроводности изоляционного
слоя, ккал!(м-ч-°С)\ Лиз определяется по средней тем-
пературе изоляции; 4вн — температура на внутренней -по-
верхности изоляции, °C; поскольку термическое сопро-
тивление теплопередачи от теплоносителя к стенке и са-
мой стенки очень мало по сравнению с термическим со-
противлением изоляции, то температуру на внутренней
поверхности изоляции принимают равной средней темпе-
ратуре теплоносителя; /нар— температура на наружной
поверхности изоляции, которая заранее неизвестна, но
подбирается с последующей -проверкой ее по формуле
(6-12)
для цилиндрической поверхности с диаметром менее
2 м
щ'^=2йв^И^«); (6-13)
°С- <W4>
где dz—внутренний и наружный диаметры изоля-
ции, м.
Толщина слоя изоляции по температуре на поверх-
ности изоляции:
для плоских и цилиндрических поверхностей с диа-
метром более 2 м
м, (6-15)
“в Омар гв/
где <1в — коэффициент теплоотдачи от поверхности изо-
ляции к окружающему воздуху, ккал[(м2 • ч • °C);
для цилиндрической поверхности с диаметром менее
2 м
dz de _________ 2ХИЗ (/вн — ^цар)
df d\ (^ыаР
(6-16)
Уравнение (6-16) решается путем подбора величины
dz и решения натурального логарифма выражения xlnx.
Чтобы избежать чрезмерно больших толщин изоля-
ции, следует применять изоляционный материал с малым
коэффициентом теплопроводности.
При неправильно выбранной толщине изоляции, осо-
бенно для труб небольших диаметров, эффект ее будет
135
очень мал. Более того, возможны случав, когда тепловые
потери будут не уменьшаться, а возрастать. В котельных,
как правило, применяется однослойная изоляция.
Количество тепла, передаваемого в окружающую сре-
ду изолированной плоской и цилиндрической поверхно-
стью с диаметром более 2 м:
9==- /дя~£в — ккалЦм? • ч). (6-17)
^'-из «в
Количество тепла, передаваемого в окружающую сре-
ду изолированной цилиндрической поверхностью диамет-
ром менее 2 м\
q=—t ** t . ккалЦм- ч). (648)
,n "J?
Значение 1п находят по таблице натуральных ло-
гарифмов.
В табл. 64 приведены нормы тепловых потерь для
цилиндрического объекта и с 1 м2 плоских и криволи-
нейных поверхностей при температуре окружающего воз-
духа в помещении 25 °C (за исключением оборудования,
работающего .на отходящих газах: золоуловители, дымо-
сосы и газопроводы уходящих газов).
Потеря тепла в окружающую среду ограждающими
конструкциями котлоагрегата в зависимости от темпера-
тур внутренней поверхности и наружного воздуха
q = 1— • ккалЦм? • ч), (6-19)
где tr — средняя температура на внутренней поверхно-
сти ограждающей конструкции, °C; при отсутствии в га-
зоходе «холодных поверхностей» за температуру внут-
ренней поверхности ограждающей конструкции прини-
мают температуру горячих газов; экранирование топки
и наличие в газоходах «холодных поверхностей» суще-
ственно влияют на температуру внутренней поверхности,
снижая ее;
Д k X, * i
136
где 6 и 7,—соответственно толщина, м, и коэффициент
теплопроводности, ккал/(м-Ч‘°С), отдельных слоев об-
муровки. В табл. 6-2 приведены коэффициенты теплопро-
водности некоторых изоляционных и обмуровочных ма-
териалов.
Насыщенность котельной различными объектами
предъявляет'спецяальные требования в отношении выбо-
ра теплоизоляционных материалов и их конструкций.
Для котлов, имеющих тяжелую обмуровку, являю-
щуюся одновременно наружным ограждением топки и
Таблица 6-1
Нормы тепловых потерь Для изолированных поверхностей с 1 м
длины цилиндрического объекта и с I д2 плоских и
криволинейных поверхностей при температуре воздуха
в помещении 25 °C {Л. 65]
Наружный Температура теплоносителя, *С
диаметр неизо- лированных труб, МЛ1 50 75 100 150 200 250 300 350
Потери тепла, ккал}{м-ч),
10 7 12 18 30 - 41 53 64 76
20 10 16 23 37 50 64 77 90
32 12 20 28 43 58 74 90' 105
48 13 22 31 49 65 84 102 119
57 14 23 32 53 70 90 108 127
76 15 25 37 58 78 99 120 141
89 16 27 39 62 82 105 126 149
108 22 34 45 68 90 113 137 160
133 27 40 53 76 101 120 152 176
159 31 45 60 84 112 140 166 192
194 35 50 66 93 124 153 182 212
219 38 52 70 100 132 165 196 227
273 42 59 78 ill 146 183 218 253
325 45 65 85 122 160 200 240 278
377 50 70 92 131 175 218 260 300
426 53 75 98 140 190 235 280 322
478 60 83 109 155 205 253 303 340
529 66 90 120 170 220 270 325 375
630 82 110 140 195 253 310 370 425
720 95 125 160 220 280 340 405 470
820 НО 145 180 250 315 380 445 515
920 135 165 205 275 345 415 480 555
1 020 150 190 225 300 370 450 525 600
1 420 210 260 300 400 500 585 680 780
1 820 265 320 370 490 600 720 830 940
2 000 290 355 410 540 660 780 900 1 030
Плоская поверхность 50 58 65 80 95 109 124 138
137
Таблица 6-2
Коэффициенты теплопроводности некоторых изоляционных
и обмуровочных материалов
Наименование материала Предель- ная рабо- чая темпе- ратура, ®С Объемная масса, кг/м‘ Коэффициент тепло- проводности X, КЕС1Л (м-ч-°С)
Асбестовый шнур . . . 400 700—900 0,120+0,0002 tcf
Асбозурит мастичный марки 600 900 600 0,14+0,00015 tcV
Совелитовые изделия . . 500 400 0,068+0,00016 tcP
Совелитовая мастика 500 500 0,085+0,00009 tcp
Минераловатные прошив- ные изделия марки 200 600 240—250 0,048+0,00016/сР
Минераловатные формо- ванные изделия на ор- ганических связках (фенольных смолах) марки 150 300 175 0,044+0,00017 /сР
Мивераловатные изделия на неорганических связках 600 350—400 0,063+0,00017/оР
Стеклянная вата под на- бивку 450 200 0,047+0,000131сР
Диатомовые изделия . . 900 500 0,1+0,0002 t№
Штукатурка асбоцемент- ная 400 1 000 0,33 при 50 °C
Огнеупорный шамотный кирпич ....... Красный кирпич .... 1 400 1 800—2 000 0,6+0,00055
600 1 600—1 800 0,4+0,00044 /еР
газоходов и тепловой изоляцией их, дополнительной изо-
ляции не требуется.
Объектами тепловой изоляции этих котлов являются
барабаны, коллекторы, опускные и подъемные циркуля-
ционные трубы. На эти места должно быть обращено
особое внимание, так как температура .наружной стенки
этих объектов соответствует температуре теплоносителя.
В сумме эти оголенные поверхности представляют зна-
чительные площади и являются источниками больших
потерь. Выступающие из обмуровки торцы барабана кот-
ла и часть открытой поверхности барабана изолируют
совелитовыми плитами либо прошивными минераловат-
ными матами. Лазы и люки барабана котла изолируют
металлическими футлярами, заполненными асбестовыми
или стеклоткаными матрацами. Коллекторы и камеры
138
экранов и экономайзеров изолируют мастичным совели-
том, асбестовыми матрацами и стеклотканью.
Газопроводы котлоагрегата работают при темпера-
туре не выше 350 °C. Для облегчения их веса следует
применять эффективные теплоизоляционные материалы.
Газопроводы прямоугольной и цилиндрической форм изо-
лируют прошивными минераловатными матами. Для
крепления их широко практикуется приварка штырей, на
которые нанизывают изоляционные изделия. Штыри под-
бирают таких размеров, чтобы над изоляционным слоем
выступал конец штыря длиной 25 мм, который затем
загибают для прочного закрепления изоляционного изде-
лия. Наружная поверхность защищается покровным
слоем.
Деаэраторы, подогреватели, сепараторы непрерывной
продувки и баки работают нормально без вибрации, не
требуют регулярного обслуживания, частой ревизии и
ремонта, поэтому -к изоляции этих объектов предъявля-
ются требования долговечности и обеспечения нормаль-
ных температурных условий для обслуживающего пер-
сонала. Могут быть рекомендованы совелитовые плиты,
плиты и маты минердловатные прошивные и на синте-
тической связке с защитным покровом. При расположе-
нии оборудования вне здания в качестве защитного по-
крытия применяют металлические кожухи.
На рис. 6-1 'Приведена конструкция крепления изоля-
ции на стяжках вертикального аппарата диаметром бо-
лее 500 мм.
Конструкция состоит из стяжного бандажа /, стальной диа-
фрагмы 5, горизонтальных колец из проволоки 2 и вертикальных
струн 3. На кольца 2 крепятся стяжки 4. Бандаж / стягивается
болтовыми соединениями 6. Крепления изоляции производят сле-
дующим образом: маты или плиты 7 укрепляют на поверхности
объема перевязкой стяжек, пропускаемых наружу. По поверхности
слоя маты или плиты стяжки перевязывают между собой. Расстоя-
ние между стяжками определяется шириной плит. Стяжки сплетают
по толщине слоя изоляции.
Аналогичная конструкция крепления изоляции при-
меняется для горизонтальных аппаратов.
Дымососы являются сильно вибрирующим оборудо-
ванием, поэтому теплоизоляционная конструкция долж-
на иметь достаточную механическую прочность. Дымо-
сосы работают при температуре до 250°C. Для изоля-
ции могут применяться совели-т мастичный или минера-
139
ловатные маты, усиленные металлическим каркасом.
Штукатурный слой выполняют в зависимости от распо-
ложения дымососа: внутри помещения или снаружи;
изолируют только корпус дымососа.
Рис. 6-1. Устройство крепления
изоляции стяжками.
Золоуловители работают при температуре 170—
250 °C. Для изоляции могут быть применены минерало-
ватные маты и -плиты полужесткие на синтетической
связке.
Для трубопроводов пара при температуре теплоноси-
теля до 350 СС применяют теплоизоляционные материалы
с прочным защитным покровом. Трубопроводы пара изо-
140
дируют следующими материалами: для наружного диа-
метра до 32 мм применяют асбестовый шнур, полосы
стекловатные, жгуты минераловатные в сетке или стек-
лоткани; для наружного диаметра от 32 до 76 мм —
скорлупы диатомовые, совелитовые, цилиндры полые ми-
нераловатные на фенольной связке; для наружного диа-
метра от 89 до 273 мм— сегменты диатомовые, сегменты
и скорлупы совелитовые, минераловатные полые цилинд-
ры на фенольной связке, рулонная штапельная стекло-
вата.
На П-образных компенсаторах может нарушаться
сплошной изоляционный слой. Поэтому изоляция ком-
пенсаторов должна иметь специальные температурные
швы.
Питательные трубопроводы эксплуатируются при тем-
пературе теплоносителя до 150°С, и их изолируют мине-
раловатными изделиями на связках с защитным покры-
тием.
Вентили, задвижки, клапаны требуют регулярного
надзора и частой смены- Наиболее рациональными кон-
I
I
Рис. 6-2. Съемная тепловая изоляция
фланцевой арматуры.
струкциями изоляции для них являются матрацы мине-
раловатные в асбестовой или стеклянной ткани, совели-
товые сегменты или разборные металлические кожухи
с теплоизоляционными вкладышами. Конструкция те-
пловой изоляции зависит от диаметра арматуры и ти-
па ее.
На рис. 6-2 приведена конструкция съемной тепло-
вой изоляции фланцевой арматуры. Покрытие выполне-
141
но из алюминиевых кожухов, состоящих из двух поло-
винок и вкладышей из минераловатных матов. Соедине-
ние половинок кожуха производится бандажами
с откидными замками.
Простейшим устройством тепловой изоляции флан-
цевых соединений является обертывание матрацем. Та-
кая конструкция допускает быстрое оголение фланцевых
соединений с повторным использованием изоляции. Изо-
ляционные матрацы крепят стяжными бандажами или
металлическим кожухом.
Для облегчения пользования методикой расчета те-
пловой изоляции и ее эффективности ниже -приводятся
примеры расчетов.
Пример 6-2. Определить годовую экономию условного топлива
при устройстве тепловой изоляции парораспределительного коллек-
тора. Температура пара /п=200°С. Диаметр коллектора /1=325
длина его 1=1,6 м. Температура воздуха в помещении 1В=25°С.
Число часов работы т=7 200. Коэффициент полезного действия ко-
тельной установки т]к.у—0,84.
Коэффициенты теплоотдачи для неизолированного коллектора
[по формулам (6-6) и (6-7)]:
як — 1,43 ]/200 — 25 = 8,0 ккалЦм*-ч-°C);
И273 4- 200\ 4 _ / 273 4- 25 у|
100 ) ( 100 ) J
ссд — 200 25 ' — 9,6 ккал/* 4я С) ,
оЕ =8,0+9,6 =17,6 ккалЦм2 ч • °C).
Потери тепла 1 м неизолированной поверхности коллектора по
формуле (6-3)
Q2=3,14 0,325 • 17,6(200-25) =3 140 ккал}ч.
Годовая потеря тепла неизолированным коллектором
<2= 3 140 -1,6 - 7 200 • 10-6=36,2 Гкал}год.
Для изоляции коллектора применяют совелитовую мастику.
Температура на поверхности изоляции принята 45 СС.
Средняя температура изоляционного слоя
Для совелитовой мастики (табл. 6-2)
3=0.085+0,00009• 123 = 0,096 ккалКм-ч-°С).
Предварительно принята толщина изоляции 70 мм, т. е. /1г=
=465 мм.
142
По таблице натуральных логарифмов
In ^ = 0,358-
Коэффициент теплоотдачи в окружающую среду по фор-
муле (6-9)
ав=8,1+0,045(45—25)=9,0 ккалЦм2- ч-°С).
Потери тепла с 1 м длины изолированного коллектора по фор-
муле (6-18)
3,14(200 — 25)
q = 0 358----------J----= 260 ккал (м ч}.
2-0,096^9,0-0,465
Толщина изоляционного слоя по формуле (6-13)
d2 / 200 — 45 \
1п~^--2-3,14-0,096 ( —— =0.359-
С, к 2о0 1
По таблице натуральных логарифмов
d,
у 1,43; d2= 1,43 d, = 1,43-0,325 да 0,465 jw-~465 мм.
аЧ
Толщина изоляции
465 — 325
8ИЭ =-----g--мм>
т. е. совпадает с принятой толщиной.
Проверка температуры на поверхности изоляции по формуле
(6-14)
265
да 2о 4- 3(J4 О465.д = 45,0 «С,
т. е. совпадает с принятой температурой.
Годовые потери тепла изолированным коллектором
Д<2= 1,6 • 260 • 7 200 • 10-6=3,2 ГкалЦод.
Общая годовая экономия тепла
<2 = 36,2—3,2=33,0 ГкалЦод.
Годовая экономия условного топлива
33,0-10»
ДВ = 7Qoo.o g4 = 5,60 т/год.
Пример 6-3. Определить годовую экономию топлива прн изоля-
ции корпуса аппарата совелитом. Диаметр корпуса — 2 м. Длина —
3 м. Температура стенки /Ст = 143°С. Температура на поверхности
изоляции /ца=36°С. Температура окружающего воздуха <в=20°С.
Поверхность нагретой части аппарата 77=22 м2. Коэффициент по-
143
лезного действия котельной установки »]к.у=0,84. Число часов
работы т=7200.
Коэффициент теплоотдачи от наружной неизолированной по-
верхности аппарата к воздуху по формуле (6-8)
ctB=8,4+0,06(143—20) = 15.8 кксл/(л2 ч °C).
Потери тепла I .и2 неизолированной стенки по формуле (6-2)
91 = 15,8(143—20) = 1 943 кл'сл/(л«2 • ч).
Средняя температура изоляции
143 Д- 36
1Из =----—- z= 89,5 °C.
Для совелита
ХИ8 =0,068 + 0,00016- 89.5= 0,082 ккалЦм-ч-°С).
Коэффициент теплоотдачи от наружной изолированной поверх-
ности к воздуху по формуле (6-8)
ав=8,4 + 0,06(36—20)=9,4 ккалЦм2 • ч • °C).
Толщина изоляции по формуле (6-15)
0,082(143 — 36)
8из=: 9,4(36 — 20)
Потеря тепла I я? поверхности изоляции по формуле (6-17)
143 — 20
9г= ~о~об-----Г~ 1 "*0,0 ккал/(я2 ч).
0,082 ”^974
0,06 я.
Относительное уменьшение потерь тепла
9i И.943 _
9г 150,0“ 13>0 Ра3'
Проверка температуры на поверхности изоляции по формуле
(6-12)
150,0
^ = 20+-^-= 36,0 °C,
т. е. совпадает с заданной температурой.
Экономия тепла на 1 м2 поверхности стенки корпуса аппарата
91—92=1 943—150,0=1793 ккал/(мг-ч).
Экономия тепла за счет изоляции аппарата
0=22 • 1 793= 39 446 ккал}ч.
Годовая экономия условного топлива
ДД — 39 446-7200.10~3
7 000-0,84 = 48,5 т/год.
144
Пример 6-4. Определить годовую экономию условного топлива
от изоляции сборника конденсата. Температура конденсата /«=
=9о °C. Температура на поверхности изоляции 6га= 33 °C. Допусти-
мые потери тепла </—65 ккал/(л2-ч). Поверхность изоляции Я=
=32 Л12. Материал изоляции — маты минераловатные на фенольной
связке. Температура окружающего воздуха /В=25°С. Число часов
работы т=7 200. К- п. д. котельной установки ц к-у=0,84.
Средняя температура изоляционного слоя
95-1-33
/из = '2 = 64 °C.
Для минераловатных матов
Хиз=0,044+ 0,00017 • 64= 0,055 ккал1(м-ч-сС).
Толщина изоляции по формуле (6-11)
/ gg 33 \
gH3 = 0,055 ( —gg— I =0,052 м = 52 мм-
Проверка температуры
ав=8,4+0,06 (33—25)=8,9 кксл/(м2 ч - °C);
65
<н = 25-|-g-g=32,3°Ct
г. е. близко совпадает с принятой температурой.
Годовые потери тепла изолированной поверхностью
Сгод=32 • 65 7 200 • 10-»=.15,0 Гкал)год.
Потери тепла неизолированной поверхностью (25 мг):
ссв =8,4+0,06 (95—25) = 12,6 ккал/(м2 -ч-сС);
Q"roK= 12,6(95—25) 25 • 7 200 • 10“6= 159 Г кол/год.
Экономия тепла в год
ДфгОд=159—15,0=144,0 Гкал!год.
Экономия условного топлива
144,0-Ю3
ДВ= 7 000.0’84 = 24,5 т/год.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ОПТИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
7-f. ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ
Наиболее эффективными мероприятиями по
улучшению работы котельной являются такие, которые,
не требуя каких-либо капитальных вложений на ее ре-
конструкцию и переоборудование, позволяют в резуль-
145
тате их осуществления достичь значительной экономии
топлива.
Общая экономичность котельной при каждом режиме
работы в значительной мере зависит от правильного вы-
бора рабочих агрегатов и целесообразного распределе-
ния между ними общей нагрузки. Каждый котел рабо-
тает с переменным к. п. д., обычно снижающимся при
недогрузке и форсировке, и поэтому следует избегать
работы нескольких котлов с резко сниженной нагрузкой
или отдельных котлов с повышенной нагрузкой. Каждый
котлоагрегат должен быть загружен так, чтобы тепловая
экономичность при данной нагрузке была бы наивыс-
шей.
7-2. ЭКОНОМИЧНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК
МЕЖДУ КОТЛОАГРЕГАТАМИ
В .практике работы котельных правильному рас-
пределению нагрузок между котлоагрегатами не всегда
уделяется должное внимание, в связи с чем вполне до-
ступная экономия топлива часто не реализуется и сред-
ние эксплуатационные удельные расходы топлива оста-
ются завышенными-
Экономичное распределение нагрузки между работа-
ющими котлами может производиться:
методом поддержания наибольшего к. п. д. котло-
агрегатов, при котором производится последователь-
ная загрузка наиболее экономичных из агрегатов до
полной их производительности, а затем — менее эконо-
мичных;
методом загрузки котлоагрегатов пропорционально
их номинальной производительности (котлы, имеющие
одинаковую производительность, загружаются поровну);
методом равенства относительных приростов расхо-
да топлива.
Наименьшие удельные расходы топлива достигаются
при распределении нагрузок между котлами методом
равенства относительных приростов расхода топлива.
Рассмотрим этот метод подробнее [Л. 64, 67].
Для каждого котлоагрегата может быть построена расходная
характеристика, представляющая собой графическую зависимость
количества произведенного пара (тепла) от расхода топлива. Харак-
теристика должна быть определена экспериментально при работе
котлоагрегата с нормальными параметрами при исправном состоя-
нии оборудования.
146
Расходные характеристики котлоагрегатов № 1 и 2, приведен-
ные в качестве примера на рис. 7-1, можно выразить в виде функ-
циональных зависимостей
и B2=f(D2).
(7-1)
где Bi, — часовой расход топлива соответственно котлом № 1
и 2; Dt, Dz — часовая паропроизводительнос<ь (теплопроизводитель-
ность) этих котлов.
Рис. 7-1. Расходные характеристики котлоагрегатов.
номинальные
D2
п^онзводител ьностД
котлоагрегатов;
— номинальные расходы топлива; б • В — расходы
топлива при нахождении котлоагрегатов в горячем ре-
зерве.
Суммарная выработка пара (тепла) в единицу времени двумя
котлами составляет Если котел №1 загружен до величины выра-
ботки пара (тепла) то загрузка агрегата 1$ 2 составит £>2=£\.—£)>.
Следовательно, зависимости (7-1) могут быть переписаны в виде
Bi = f(Di) и
Суммарный расход топлива на два агрегата составит:
+ (7-2)
Для того чтобы расход топлива В у был наименьшим, необходимо,
чтобы первая производная ©уммы в правой части уравнения (7-2),
взятая по нагрузке любого из котлов, равнялась нулю, а вторая
производная была положительной. Последнее условие при вогнутой
форме расходных характеристик (рис. 7-1) выполняется само собой.
Таким образом, условие минимума величины суммарного рас-
хода топлива Bv можно получить в результате дифференцирования
выражения (7-2), например, по £>i, т. е.
dB- dBi dBt dBj dBtdP2^
dDr “ dDl + dDt ~ dDt + dDi dDt “
10*
147
Производная df)2'(lDt может быть определена из условия, что
01 + Ь2 — Dy. = const, следовательно, dDr 4- dD2 = 0. Разделив по-
следнее выражение на dDit получим \+dD2/dDt=O или dD2fdDi =—1.
Подставляя в правую часть выражения (7-3) dD2/dDt=—1
получаем:
(7-4)
dDt dD2 u J
Это выражение показывает, что для получения мини-
мального суммарного расхода топлива каждый из кот-
лов должен нести такую нагрузку, при которой наклон
касательной к характеристике одного агрегата равен на-
клону касательной к характеристике другого агрегата,
или tgai=tgu2 (см. рис. 74).
Производные в выражении (7-4) можно заменить от-
ношениями приращений АВ и AD, тогда вместо (7-4)
получим условие минимального суммарного расхода то-
плива котельной в виде
A.Bt ДВ2
Величину, характеризующую удельный прирост рас-
хода топлива (удельный дополнительный расход топли-
ва) АВ\ и ДВ2, отнесенный к дополнительной произво-
дительности котлов Д£>1 и ЛРг, принято называть отно-
сительным приростом расхода топлива.
Из условий наибольшей экономичности котельной
установки (см. (7-5)] вытекает требование такого рас-
пределения нагрузки между котлами, чтобы относитель-
ные приросты расхода топлива, приходящиеся на увели-
чение нагрузки котла (например, в I т/ч), были бы оди-
наковые.
Рассмотрим основные частные случаи для получе-
ния практических выводов из сформулированного прави-
ла наивыгоднейшего распределения нагрузки между
двумя котлоагрегатами. Эти выводы могут быть рас-
пространены на любое количество установленных котлов.
Если котлоагрегаты одинаковы, то у них общая ха-
рактеристика т. е. для выработки одного и того
же количества пара (тепла) D каждым котлоагрегатом
потребуется одинаковый расход топлива В, и соотноше-
ние (7-5) выдерживается. Следовательно, между одина-
ковыми котлоагрегатами суммарная нагрузка должна
распределяться поровну-
148
Рис. 7-2. Эквидистантные расход-
ные характеристики котлоагрега-
тов (обозначения см. рис. 7-1).
Это же правило распространяется на котлоагрегаты
с эквидистантными характеристиками 1 и 2 (рис. 7-2),
т. е. с такими характеристиками, у которых наклоны ка-
сательных в точках, соответствующих равным значениям
производительности (Di = D2), равны и которые отлича-
ются только значениями количества топлива (Вх1, Вх2),
расходуемого котлоагре-
гатами при нахождении
их в горячем резерве без
выдачи пара (тепла).
В общем же случае,
как указывалось, котлам
с различными характери-
стиками дают нагрузку
так, чтобы относительные
приросты расхода топли-
ва были одинаковыми для
всех котлов при любых
нагрузках. Выгодное рас-
пределение нагрузки меж-
ду работающими котлами
достигается также при
нагрузке в первую оче-
редь агрегата с минималь-
ным относительным при-
ростом расхода топлива.
Возможны случаи, когда котельный агрегат с более низ-
ким к. п. д. может в некоторых пределах его нагрузок
иметь меньший относительный прирост расхода топлива,
чем более экономичный котлоагрегат: в этих пределах
на него и следует передавать соответствующие нагрузки.
Правило распределения общей нагрузки между кот-
лами с соблюдением равных относительных приростов
расхода топлива, помимо вогнутых расходных характе-
ристик, применимо также {Л. 64] для случаев, когда одна
из них вогнутая, а другая прямолинейная или выпуклая,
но кривизна последней в сопряженных точках1 меньше
кривизны вогнутой расходной характеристики. В этих
случаях также обеспечивается соблюдение необходимого
условия для получения минимума суммарного расхода
топлива, т. е. не только первая производная суммарного
1 Сопряженными точками называют точки расходных характе-
ристик различных котлов, обладающие одинаковыми значениями
относительных приростов расхода топлива.
149
расхода топлива по нагрузке одного из котлов равна
нулю, но и вторая производная .положительная.
Если характеристики котлоагрегатов выражаются
прямыми линиями с различным наклоном, то распре-
деление нагрузки между котлами по методу равных от-
носительных приростов неприменимо, поскольку в этом
случае каждый из агрегатов имеет ’постоянный относи-
тельный прирост расхода топлива и эти приросты не
равны. В этом случае для достижения минимума расхо-
да топлива котлоагрегат с меньшим наклоном характе-
ристики должен быть загружен до полной производи-
тельности, а остальную часть нагрузки принимает -котло-
агрегат с более крутой характеристикой.
При невозможности или сложности -применения мето-
да равенства относительных приростов расхода топлива
пользуются двумя другими, рекомендованными выше,
методами распределения нагрузки между котлами — по
принципу наибольшего к. п. д. или пропорционально про-
изводительности котлов. На рис. 7-3,а для -котлов с но-
минальной производительностью № 1—10 и № 2—4 т/ч
нанесены характеристики расхода топлива (В), линии
к. п. д. (tj) и кривые относительных приростов расхода
топлива ^A6 = -^-=tg в зависимости от паропроиз-
водительности. Сплошные линии относятся к котлу № 1,
а пунктирные — к котлу № 2.
Пользуясь кривыми относительных -приростов, можно
определить .наивыгоднейшее .распределение нагрузки
между агрегатами котельной. Например, сечение I2—Р
в точках /2 и 11 равных относительных приростов рас-
хода топлива показывает, что при нагрузках котла № 1
в 9,7 т/ч и котла № 2 в 3,6 т/ч наивыгоднейшим образом
обеспечивается общая нагрузка котельной в 13,3 т/ч;
сечение 22—21 -показывает, что паропроизводительность
котельной в 15 т/ч следует распределить между котлами
№ 1 и 2 соответственно в 10,8 и 4,2 т/ч и т. д.
Таким образом, можно составить таблицу распреде-
ления нагрузки между котлами для разных производи-
тельностей котельной. Эту зависимость между общей
, производительностью котельной и нагрузкой отдельных
котлов можно представить и графически (рис. 7-3,6).
Этим же методом можно определить .наивыгодней-
шее распределение общей нагрузки котельной между
котлами при установке 3, 4 и более агрегатов.
150
Паропроизводительность котлов 1,2, К.п д котла,
Расход условного топлива^-кг/ч
Паропроизводительность котельной, т!ч
9
Рис. 7-3. Распределение нагрузки между котлоагрега-
тами.
Необходимо отметить, что расчеты по определению
экономической нагрузки котлов должны корректировать-
ся техническими ограничениями и практической целесо-
образностью.
Например, при работе на мазуте или газе котлоагре-
гат не может нести нагрузку менее 10—15% номиналь-
ной, так как при меньшей нагрузке работа котла стано-
вится неустойчивой, пламя может затухать. Работа кот-
лов ДКВР, оборудованных слоевыми топками, с на-
грузкой менее 20% номинальной не рекомендуется.
Должен также учитываться расход электроэнергии на
собственные нужды котлоагрегатов, так как его величи-
на может оказать существенное влияние на экономич-
ность работы.
Нужно также принимать во внимание расход топли-
ва на розжиг котлоагрегата после его останова. Вопрос
о целесообразности останова котла при временном сни-
жении нагрузки решается при сопоставлении возможной
экономии топлива за период выключения котлоагрегата
с расходом топлива на розжиг его при пуске. Растопка
дополнительных котлоагрегатов оправдывает себя, если
общая экономия топлива .при этом превысит величину
пусковых потерь; при недостаточной производительно-
сти работающих котлов пуск дополнительных агрегатов
неизбежен-
В табл. 7-1 даны расходы условного топлива на рас-
топку, зависящие от поверхности нагрева и длительно-
сти перерыва в работе котла. В этой таблице приведены
котлы поверхностью нагрева до 500 для больших
котлов можно принять, что расход топлива на растопку
после суточного останова приблизительно равен двух-
часовому расходу топлива на котел при его полной на-
грузке.
Таблица 7-1
Расход условного топлива на растопку котла, кг
Поверхность нагрева котла, JH5 Длительность останова, ч
2 6 12 18 24 48 Свыше 48
До 50 10 25 50 75 100 200 300
100 17 50 100 150 200 400 600
200 34 100 200 300 400 800 1 200
300 52 150 300 450 600 1 200 1 800
400 68 200 400 600 800 1 600 2400
500 85 250 500 750 1 000 2 000 3 000
152
Необходимо также при решении вопроса об останове
котлоагрегата учитывать, что при непрерывной работе
износ его меньше и затраты на ремонт также уменьшат-
ся; учитывается в отдельных случаях при включении
котла также необходимость в дополнительном эксплуа-
тационном персонале.
В каждой котельной должно быть составлено рас-
писание, которым следует руководствоваться для эконо-
мичного распределения нагрузки между котлоагрегата-
ми и очередности их розжига и остановки.
7-3. ПОДДЕРЖАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ
ВЫРАБАТЫВАЕМЫХ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ
Отклонение параметров воды и пара, вырабаты-
ваемых котельными, от номинальных значений, диктуе-
мых потребителями, отрицательно влияет на экономич-
ность работы котельных установок, а часто и на техно-
логические процессы производства у потребителей.
При использовании в отопительно-вентиляционных
системах в качестве теплоносителя горячей воды для
поддержания постоянной внутренней температуры отап-
ливаемых помещений применяют, как правило, качест-
венное регулирование, при котором расход воды при всех
режимах остается постоянным, а температура ее в те-
пловой сети изменяется по графику в зависимости от
температуры наружного воздуха. На технологические
нужды расходуется вода постоянной температуры.
Повышение температуры сетевой воды сверх необхо-
димой по графику приводит к перерасходу тепла на
отопление помещений (перетопу) на 1,5—2% на каждый
градус избыточной температуры; понижение связано
с уменьшением внутренней температуры отапливаемых
помещений, что также недопустимо.
Графики температур воды в тепловых сетях отопи-
тельно-вентиляционных систем могут составляться по
специальным расчетным формулам или с помощью гото-
вых графиков, выполненных для различных параметров
воды в сети и разных расчетных температур наружного
воздуха для отопления. Примерный график температур
воды в тепловых сетях отопительно-вентиляционных си-
стем при расчетной температуре наружного воздуха для
отопления минус 26 °C и максимальной температуре во-
ды, в подающей магистрали равной 130 °C, а в обратной
линии 70°C, изображен на рис. 7-4. Па графике пункти-
155
t 7Емпоратура наружного
ь- воздуха °C
Рис. 7-4. Примерный график тем-
ператур воды в тепловой сети.
расходу тепла на отопление
ром .показана температура сетевой воды при наличии го-
рячего водоснабжения.
Для экономичности работы котельных установок дав-
ление и температура выдаваемого пара также должны
поддерживаться определенных параметров, необходимых
потребителям. Так, при снижении температуры лара
расход его при перегреве
до 70 °C увеличивается на
3,2%, а при перегреве
свыше 70 °C — на 2,6%.
Подача к молотам и дру-
гому технологическому
оборудованию пара с по-
вышенными параметрами
недопустима по условиям
работы этого оборудова-
ния.
Изменение давления
пара, выдаваемого котла-
ми для отопительно-вен-
тиляционных нужд, недо-
пустимо ввиду возможно-
го расстройства отрегули-
рованных систем. Кроме
того, увеличение давления
пара приведет к пере-
помещений, а уменьшение
повлияет на снижение внутренней температуры в них.
Работа паровых котлов с пониженным давлением при-
водит к снижению их к. п. д. из-за необходимости умень-
шения температуры подогрева питательной 'воды в эко-
номайзере и меньшей из-за этого возможности использо-
вания тепла уходящих газов.
При изменении давления пара объем его значительно
меняется. Так, при снижении давления с 14 до 10 кгс/см2
объем насыщенного пара увеличится в 1,38 раза, а до
7 кгс/см2 — почти вдвое. Это повлечет за собой рост ско-
рости пара в барабане и сепарационных устройствах
котла, вследствие чего повысится количество уносимых
частиц воды, т. е. влажность пара. При повышенной
влажности пара могут возникнуть гидравлические уда-
ры в трубопроводах и паропотребляющих аппаратах,
а также несколько уменьшится энтальпия насыщенного
пара.
154
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛА НЕПРЕРЫВНОЙ
ПРОДУВКИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
8-1. ПОТЕРИ ТЕПЛА С ПРОДУВОЧНОЙ ВОДОЙ
Потери тепла с водой -непрерывной продувки па-
ровых котлов, особенно при большой добавке и высоком
солесодержании химически очищенной воды в систему
питания, достигают ощутимой величины. При избыточ-
ном давлении пара 10—13 кгс!см\ .наиболее распрост-
раненном в отопительно-производственных котельных,
каждый процент продувки, если тепло ее не использует-
ся, увеличивает расход топлива примерно на 0,30%,
а при давлении 23 кгс/см2 на 0,36%. Еще нередко встре-
чаются котельные, в которых тепло продувочной воды
используется 'недостаточно.
Расход топлива, обусловленный -продувкой (в про-
центах к общему расходу топлива котельной), если ее
тепло не используется, может быть определен по фор-
муле
.. %(о oi~f ) “/»' (84>
'И.Й ^И-й)
где — лродувка в процентах от паропроизводительно-
сти; 1п, iKB— энтальпии (теплосодержание) пара и кот-
ловой воды, ккал}кг\ /и.в —температура исходной воды
на вводе в котельную, °C; £п.в— температура питатель-
ной воды перед экономайзером, °C.
При максимально допустимой расчетной величине
продувки по сухому остатку 10%, установленной для
котлов с давлением до 13 кгс/см2 нормами (Л. 4], и от-
сутствии использования тепла продувочной воды потери
топлива могут превысить 3% общего расхода.
Однако и при обычном использовании тепла проду-
вочной воды теряется тепло более высокого потенциала,
чем используется. Из котлоагрегата отводится тепло при
потенциале, соответствующем 'Процессу получения све-
жего пара, а используется тепло при значительно более
низком потенциале, соответствующем давлению пара
в сепараторе. Используемое тепло продувочной воды
имеет всегда меньшую энергетическую ценность, чем те-
пло котловой воды- Таким образом, в первую очередь
целесообразно добиваться минимально возможной про-
155
дувки путем сокращения потерь пара и конденсата (см.
гл. 9) и улучшения водного режима котлов.
В условиях эксплуатации даже при наличии в ко-
тельной устройств для использования тепла продувочной
воды (сепараторы, теплообменники) часто имеют место
недопустимо высокие потери тепла. Причинами этого
являются самопродувка, вызываемая неплотностью про-
дувочной и спускной арматуры, отсутствие оперативного
систематического контроля и регулирования величины
продувки соответственно нагрузке котла, загрязнение по-
верхностей нагрева теплообменников и др.
Годовая потеря условного топлива при отсутствии
использования тепла .продувочной воды определяется по
приближенной формуле
ДВ=ГкТ/?д , т'год. (8-2)
100-7 000т£, ' ' ’
где- Z>K — установленная паропроизводительность котель-
ной, т[ч\ -с — годовое число часов использования уста-
новленной паропроизводительности котельной, ч; —
среднегодовой эксплуатационный к. п. д. котельной уста-
новки. Остальные условные обозначения были даны
выше.
Пример 8-1. Подсчитать годовую потерю условного топлива
в отопительно-производственной котельной при отсутствии исполь-
зования тепла продувочной воды в -следующих условиях: DK=27 т/ч;
т=4 800 ч; рп==7,5%; 1к.в='197,3 ккал]кг\ /п.в=15сС; т]^у=0,75.
Годовая потеря топлива по формуле (8-2)
27.4 800-7.5(197,3—15)
АВ = 100-0,75-7000 = 338 /72,
что составляет около 2,4% годового расхода топлива котельной.
Продувка парового котла производится с целью огра-
ничения солесодержания котловой воды и удаления взве-
шенных веществ, что необходимо для выработки чистого
пара. Это осуществляется в большинстве случаев непре-
рывной продувкой. Для удаления грубого шлама, оседа-
ющего в нижних барабанах и коллекторах экранов, при-
меняется периодическая продувка, * проводимая обычно
1 раз в смену. Непрерывная продувка не исключает не-
обходимости регулярного проведения периодической
продувки. В отдельных случаях (см. ниже) ограничива-
ются устройством только периодической продувки.
1ЛГ.
Для непрерывной продувки отбор воды производится
из верхних барабанов, из солевых отсеков и выносных
циклонов при ступенчатом испарении. Ранее считалось
обязательным водозаборный коллектор непрерывной про-
дувки размещать как можно ближе к зеркалу испарения
с устройством специальных щелевых насадок, однако
в настоящее время это требование большинством специ-
алистов не поддерживается, так как исследования пока-
зали, что состав котловой воды в различных точках
циркуляционного контура котла почти одинаков [Л. 271-
Исключение представляют участки, непосредственно
примыкающие к вводам питательной воды в барабан,
в связи с чем заборный коллектор непрерывной продув-
ки максимально удаляют от этих .участков и парогене-
рирующих труб. Отбор воды для периодической продув-
ки производится из нижних точек циркуляционного кон-
тура барабанного котла.
Естественным путем сокращения тепловых потерь
с продувочной водой является снижение величины про-
дувки. Для этого, кроме сокращения потерь конденсата,
рекомендуется улучшение сепарации пара, что достига-
ется устройством внутрибарабанных циклонов, ступенча-
того испарения, ступенчатого испарения с выносными
циклонами. Так, применение двухступенчатого испарения
с механическими внутрибарабанными сепарационными
устройствами для котлов типов ДКВР, ДКВ и КРШ
позволяет увеличить сухой остаток когловой воды с 3 000
до 6 000 мг/кг по сравнению с такими устройствами без
ступенчатого испарения (табл. 8-1) и примерно вдвое
уменьшить величину продувки. Применение двухступен-
Таблица 8-1
Расчетный сухой остаток котловой воды для котлов типов
ДКВР, ДКВ и КРШ с учетом нагрузки котлов до 150%
номинальной [Л. 4]
Тип сепарационного устройства Сухой остаток, мг[кг (не более)
Механические внутрибарабанные сепарационные
устройства ......................................
То же с применением внутрибарабанных циклонов. .
Двухступенчатое испарение и механические внутри-
барабанные сепарационные устройства..............
Двухступенчатое испарение с выносными циклонами
3 000
4 000
6 000
10 000
157
чатого испарения с выносными циклонами позволяет
увеличить сухой остаток котловой воды до 10000 мг]кг
и соответственно уменьшить величину продувки почти
в 3,5 раза.
Снижение величины продувки может быть достигну-
то также применением схемы водоподготовки, обеспечи-
вающей уменьшение солесодержании котловой воды, что,
однако, связано с значительным усложнением и удоро-
жанием установки. Применение одного или ряда пере-
численных методов .предусматривается в нормах как обя-
зательное в тех случаях, когда расчетная величина про-
дувки по сухому остатку превышает 10% паропроизводи-
тельности котельной для котлов с давлением до 13кгс/слг2,
7 и 5% соответственно для котлов с давлением 14—20
и 20—39 кгс{смл.
При выборе способа и схемы продувки паровых кот-
лов руководствуются указаниями [Л. 4], согласно кото-
рым степень .использования тепла продувочной воды
определяется в зависимости от величины расчетной про-
дувки котлов, а именно:
при общей величине расчетной продувки по котель-
ной менее 0,5 т/ч, при которой поддержание допустимо-
го солевого состава котловой воды, как правило, обес-
печивается периодической -продувкой, целесообразность
устройства непрерывной продувки должна быть опреде-
лена технико-экономическим расчетом;
-при величине продувки более 2% паропроизводитель-
ности котельной и при условии, что продувка превышает
0,’5 т/ч, кроме периодической, должна предусматривать-
ся непрерывная продувка;
При величине непрерывной продувки от 0,5 до 1 т/ч
рекомендуется использование части тепла продувочной
воды — отсепарированного пара путем установки сепара-
тора непрерывной продувки;
при величине непрерывной продувки более 1 т/ч те-
пло продувочной воды используется путем установки
сепаратора непрерывной продувки и теплообменника.
Для выбора способа продувки приближенно подсчи-
тывается величина продувки котлов по сухому остатку
по формуле, основанной на уравнении баланса солей:
Vo. (8-3)
где — сухой остаток химически . очищенной воды,
лг/кг; SK.B — расчетный сухой остаток котловой воды,
158
к.в
мг]кг, принимаемый по данным завода-изготовителя кот-
ла или по нормам {Л. 4], ем. также табл. 8-1 и 8-2; /7К—
суммарные потери .пара и конденсата в долях паропро-
изводительности котельной.
Способ продувки выбирают по величине продувки по
сухому остатку, руководствуясь указаниями, приведен-
ными выше. Затем рассчитывается количество котловой
воды £>н.п, удаляемой из котла при непрерывной продув-
ке, по формуле
т'«’ <8'4’
где р — доля пара, отсепарированного в сепараторе не-
прерывной продувки, определяемая .по формуле
^к.в ^е.в
Сс-п ~ ^с.в
где 1к.в, 1с.в, i'c.n — энтальпии котловой воды, отсепариро-
ванных .воды и пара, ккал) кг (см. прилож. 9).
Значения гс.в и icn принимают по таблицам водяного
пара при давлении в -сепараторе непрерывной продувки
(которое принимается от 0,2 до 0,7 кг^см3)- Большая ве-
личина относится к котельным, -в которых применены
барботажные деаэраторы. Затем уточняется ‘величина
продувки по формуле
(8-6)
(8-5)
и подсчитывается количество пара, выделяющегося в се-
параторе непрерывной продувки:
Псп=рГн.п, т}ч. (8-7)
Необходимый объем парового пространства сепара-
тора определяют по формуле
м\ (8-8)
где р — -плотность насыщенного пара при давлении в се-
параторе, кг/м3‘ х—степень сухости пара, принимают
равной 0,97; w — допустимое напряжение парового про-
странства сепаратора, принимают 700—1 000 м3/(м3-ч).
Подбор -сепаратора из числа выпускаемых заводами
производят -по каталогу с учетом увеличения объема,
подсчитанного -по формуле (8-7), на 20—30%.
159
Таблица 8-2
Расчетный сухой остаток котловой воды для котлов низкого давления (до 13 кгс/см2) старых типов
с пароперегревателями, г/кг (пэ рекомендациям МО ЦКТИ)
Тип сепараоданйВД устр-зйсть Среднее паровое напряжение барабанов котла, выдающих пар,
Менее 300 301—500 501—700 701—1 000 I 001—1 500 Более 1 508
Внутрибарабанные сепарационные устройства с применением обыч- ных элементов (дырчатый потолок, дроссельная стенка, отбойные щит- ки, циклоны и т. п.) <8 4—6 2—4' 1,5—2 0.5—1,5 <0,5
Двухступенчатое испарение (внутри- барабанные отсеки, сепарационные устройства по п. 1, без промывки пара) <12 7—12 5-7 3-5 1,5—3 <1,5
Ступенчатое испарение с выносными циклонами и с сепарационными устройствами по и. 1 или с устрой- ствами для промывки пара пита- тельной водой <16 10—14 8—10 5—8 3—6 <3
Объем парового пространства сепаратора непрерыв-
ной продувки можно также определить по номограмме
инж. К. И. Алексеева (рис. 8-1), составленной для на-
Рис. 8-1. Номограмма для расчета объема парового про-
странства сепаратора непрерывной продувки.
р'вб — абсолютное давление пара в котле, кгс/см?-, р"вб -- абсо-
лютное давление пара в сепараторе, лгс/сл2; рп — величина про-
дувки котла, %; DK — паропроизводптельность котла (котельной),
т/ч; d — количество отсепарированного пара, получаемого из 1 кг
продувочной воды, кг'/Кг-, £>с п — количество отсепарированного
пара, получаемого в котельной, кг/ч; V'c п—объем парового про-
странства сепаратора непрерывной продувки, л3.
пряжения парового пространства w = 700 м3/(м3‘Ч). До-
пускается .установка одного сепаратора на 3—4 котла
с врезкой в сепаратор патрубков по месту.
Для выбора теплообменника определяют количество
тепла Qi, которое может быть использовано из отсепа-
1 |61
нбвкой сепаратора и теплообменника для использования тепла.
Избыточное давление в сепараторе принято 0,7 кгс/см2.
Доля пара, выделяющегося в сепараторе, по формуле (8-5)
197,3 — 114,6
В = СЛА г---— 0,156.
г 644,5 — 114,6
Значения энтальпий котловой воды и отсепарированных воды
и пара взяты по таблицам насыщенного пара (см. прнлож. 9).
Количество продувочной воды по уточненной формуле (8-4)
27-0,36-525
£’я.п= 3 000—(1 — 0,15б)-525 т'4'
Количество пара, выделяющегося в сепараторе, по формуле (8-7):
£*с.п=0,156- 2=0,31 т/ч.
Необходимый объем парового пространства сепаратора по фор-
муле (8-8)
1 000-0,31-0,97
1с-п== 0,952-850 =0,37 л®.
Значение плотности насыщенного пара при избыточном давле-
нии в сепараторе 0,7 кгс/см2 взято -по таблицам, допускаемое на-
пряжение парового пространства сепаратора — среднее в пределах
рекомендуемых величин. Полный объем сепаратора 1,3- 0,37=0,48 а3.
Принят сепаратор объемом 0,7 а3, диаметром 600 мм Бийского
котельного завода — 1 шт.
Количество тепла, которое может быть использовано для подо-
грева исходной воды, определяется по формуле (8-9):
Qi= I 000(2—0,31) (114,6—30) = 143 000 ккал/ч.
Значение температуры сепарированной воды при указанном
выше давлении в сепараторе взято по таблицам.
Температура подогрева исходной воды (№=15000 кг/ч, fi=
=5 °C) в теплообменнике по формуле (8-10)
143000 4- 15 000-5
в=" 15000
Затем по [Л. 41] подсчитывают Необходимую поверхность на-
грева теплообменника, которая для данных условий равна 3 м2.
Принят ближайший больший теплообменник поверхностью нагрева
5 А2 Бийского завода — 1 шт. Принципиальная схема использова-
ния тепла непрерывной продувки приведена на рис. 8-4.
Годовая экономия условного топлива при использова-
нии тепла продувочной воды -с установкой сепаратора
непрерывной продувки и теплообменника определяется
по формуле, представленной для наглядности в развер-
11* 163
рированной воды для -подогрева исходной сырой 'Воды:
Qi='l 000(£>н.п—^с.п) (^с.б—М, ккал]ч, (8-9)
где /с.в — температура отсепарированной воды до тепло-
обменника, соответствующая давлению в сепараторе, °C;
tc — температура отсепарированной воды после теплооб-
Mi L
2 *
f Яиг&сл
^сЛ
W;tj
• &
менника, принимаемая
обычно 40 °C, по условиям
сброса в канализацию, °C
(при использовании этой
воды, 'например, для под-
питки теплосети величина
Рис. 8-2. Расчетная схема для
определения поверхности нагрева
теплообменника непрерывной
продувки.
1 — котловая вода от сепаратора не-
прерывной продувки; 2—нагретая
исходная вода; 3— котловая вода
после теплообменника в барботер; 4 —
исходная нагреваемая вода из водо-
провода; А/р и Д/м — большая и мень-
шая разности температур воды у кон-
цов теплообменника.
лообменником, °C; W—количество исходной воды, на-
греваемой в теплообменнике, кг{ч. 'По условиям химиче-
ской прочности ионообменных -материалов темпера-
тура /2 воды, подаваемой на химводоочистку, не должна
превышать 30—40 °C.
Необходимую поверхность нагрева теплообменника
определяют по общепринятой методике [Л. 41]; состав-
ляют расчетную схему (рис. 8-2).
tc может быть изменена).
Температуру подо-
грева исходной воды в
теплообменнике t2 опре-
деляют по формуле
4= ос, (8-10)
где А — температура
исходной воды перед теп-
4ft
Пример 8-2. Проверить необходимость устройства непрерывной
продувки в котельной и выбрать оборудование теплонспользующей
установки для следующих условий: установлено три котла
ДКВР-6,5-13 общей паропроизводительностью £>к=27 т/ч, пар насы-
щенный, сухой остаток химически очищенной воды 5Х=525 мг/кг,
/с=0О°С.
Величина продувки котлов приближенно по формуле (8-3)
525-0,36-100
Гп= 3000 — 525 = 7'5 %-
Значение SK.E=3 000 мг/кг принято по табл. 8-1 для котлов
ДКВР с механическими внутрибарабанными сепарационными уст-
ройствами. Количество продувочной воды
27-0,075= 2,02 т/ч.
В соответствии с нормами [Л. 4] при количестве продувочной
воды более 1 т/ч предусматривается непрерывная продувка с уста-
162
Цугом ВЙДС‘
д^д„_ ДкТРп [Р ('с.п ^и.в) 4~ (1 Р) ('с.в~~^с)1
100-7 000^
(8-11)
Буквенные обозначения, как в формулах (8-1), (8-2),
(8-5), (8-9).
Пример 8-3. Подсчитать годовую экономию условного топлива
при использовании тепла продувочной воды с установкой сепаратора
непрерывной продувки и теплообменника для условий предыдущего
-примера 8-2; т=4 800 ч. По формуле (8-11)
27-4 800-7,5 [0,156 (644,5 — 15) + (1 —0,156) (114,6;—’30)]
ДВ— 100-7 000-0,75
= 315 т.
Годовая экономия условного топлива при использо-
вании только тепла вторичного пара из сепаратора не-
прерывной продувки определяется по формуле (8-11).
При этом 1и втопое слагаемое в квадоатных скоб-
ках (1—Р) (1с.В—/с) =0-
Пример 8-4. Подсчитать годовую экономию топлива при ис-
пользовании тепла вторичного пара из сепаратора непрерывной про-
дувки для котельной при условиях примера 8-2, при т=4 800 ч.
По формуле (8-11), если полагать ic.u~/c,
27-4 800-7,5-0,156(644,5—15)
100-7 000-0,75 = 182 т.
Пример 8-5. Подсчитать годовую экономию условного топлива
от использования тепла вторичного пара из сепаратора непрерыв-
ной продувки для котельной при следующих условиях: Z)K=7,5 т/ч,
Дизб=13 кгс/см2, рп=5%, избыточное давление в сепараторе
0,7 кгс/слг2; т=3 500 ч; т£ру = 0,72.
По формуле (8-11), если полагать
7,5-3 500-5-0,156(644,5—15)
100-7 660,72 —25 /и.
Степень использования тепла продувочной воды мо-
жет быть охарактеризована коэффициентом использова-
ния <р, представляющим собой отношение используемой
части тепла .продувочной воды к общему количеству те-
пла, полученному продувочной водой в котельной.
При установке в котельной сепаратора и теплообмен-
ника непрерывной продувки коэффициент определяется
164
по формуй
Q РО'с-П ^П.в) (1- O'c.B U
т —~ ; f
1К.В £и.в
(8 12)
Если устанавливается только сепаратор .непрерывной
продувки, при расчете по формуле (8-12) принимают
i'c.b — ^c, т. е. второй член в числителе равен нулю.
В табл. 8-3 сведены подсчеты значения величины ф для
котельных, работающих при давлении 10, 13 и 23 кгс!см\
давление в сепараторе непрерывной продувки принято
0,2 и 0,7 кгс!см\ температура исходной воды на вводе
в котельную /и.в=15°С, температура сепарированной во-
ды после теплообменника /с = 40°С.
При полном использовании сепарированной воды по-
сле теплообменника (подпитка теплосети, подача в мо-
ечные установки и т. п.) в формулу (8-12) вместо tc под-
ставляется величина /и.в-
Таблица 8-3
Значения величины f к формуле (8-5) и коэффициента у
к формуле (£-12)
Избыточ- ное дав- ление в котле. Энтальпия котловой . воды кка/цка Иабыточнсе давление в сепараторе, кгс/см?
0.2 0.7 0,2 0.7 0,2 0.7
¥
При установке сепаратора и теп- лообменника При установке сепаратора
10 13 23 185,7 197,3 226,2 0,152 0.173 0,227 0,134 0,156 0,210 0,875 0,890 0,910 0,872 0,885 0,905 0,558 0,595 0,672 0,492 0,536 0,625
Приближенный подсчет экономии топлива ЛЬ' в про-
центах к общему расходу топлива котельной, которая
может быть достигнута при установке сепаратора и те-
плообменника непрерывной продувки (или только сепа-
ратора), производится по формуле ЛЬ'—ЛЬф, где ЛЬ —
расход топлива, обусловленный .продувкой, в процентах
к общему расходу топлива котельной, определяемый по
формуле (8-1); ср — коэффициент использования тепла
продувочной воды, принимают по табл. 8-3 или подсчи-
тывают по формуле (8-12).
Расчеты экономической эффективности капиталовложений на
теплоиспользующую установку приведены в гл. 13.
Пример 8-6. Подсчитать годовую экономию топлива при рекон-
струкции четырех котлов ДКВР-10-13 с устройством двухступенча-
165
того испарения и выносными циклонами взамен существующей
внутрибарабанной механической сепарации. Сухой остаток химочн-
щенной воды Sx=i500 мг!кг\ Пк=С,а. Тепло продувки не исполь-
зуется.
Размер продувки до реконструкции по формуле (8-3)
500-0,5-100
= "3000 — 500 = 1°.° %'
Размер продувки после реконструкции
500-0,5-100
р,’п = 10 000 — 500 = 2,6 °/°-
Значения расчетного сухого остатка котловой воды SK.B=3 000
п 10 000 мг!кг взяты по табл. 8-1 для соответствующих сепарацион-
ных устройств.
Снижение размера продувки
. р'п—р"п = 10,0—2,6=7,4%.
Годовая экономия топлива в процентах к общему расходу за
счет снижения размера продувки при отсутствии использования
тепла продувочной воды составит по формуле (8-1):
7,4 (197,3—15)
^ = 666,2 — 100,2 + 0,01-7,4 (197,3 — 15) = 2'3 °/о*
Для условии примера более целесообразно использование тепла
продувочной воды с установкой сепаратора -и теплообменника; при
этом достигается большая экономия топлива с меньшими капиталь-
ными затратами, чем при устройстве двухступенчатого испарения.
8-2. СХЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА
НЕПРЕРЫВНОЙ ПРОДУВКИ
Простейшей схемой использования тепла непре-
рывной продувки, не требующей установки специального
теплоиспользующего оборудования, является схема с не-
посредственной подачей продувочной воды в качестве
теплоносителя в систему отопления (рис. 8-3).
Продувочная вода из котлов по линиям 1 через игольчатые
вентили 2 поступает в общий трубопровод 3. из которого направ-
ляется в отопительную систему 4, а затем охлажденная подаётся
для дальнейшего использования по линии 5, например, к сборному
баку установки для обмывки деталей и т. п. Недостатками этой
схемы являются потеря конденсата из-за неиспользования вторич-
ного пара при отсутствии сепаратора, ограниченность применения
по давлению в котлах до 5—6 кгс!см2, трудность регулирования
подачи тепла на отопление, зависящей от расхода продувочной
воды. Однако в конкретных случаях при возможности использова-
ния не только тепла продувочной воды для отопления, но и самой
воды для технологических нужд предприятия применение этой схе-
166
мы может оказаться вполне целесообразным. При выполнении
технико-экономического расчета в данном случае необходимо учесть
не только экономию тепла и топлива, но и экономию воды и щело-
чей, расходуемых, например, для обмывки деталей. В схеме преду-
сматриваются вентили 6 на линиях к холодильнику для отбора
проб котловой воды, манометры 7, предохранительный клапан 8,
ограничивающий давление воды, подаваемой в систему отопления,
и вентиль 9 для направления продувочной воды при необходимости
в расширитель или продувочный колодец.
Рис. 8-3. Принципиальная схема использования продувоч-
ной воды как теплоносителя в системе отопления.
Другим эффективным способом использования тепла
воды и содержащихся в -ней щелочей без установки спе-
циального оборудования является подача продувочной
воды для подпитки водяной тепловой сети. Такое исполь-
зование продувочной воды допускается только при за-
крытой системе теплоснабжения. Качество продувочной
воды, используемой для подпитки водяной тепловой сети,
должно удовлетворять нормам (Л. 4].
Схема использования тепла непрерывной продувки
с сепаратором (рис. 8-4) позволяет использовать тепло
вторичного отсепарированного пара, направляемого в де-
аэратор, что сокращает потери конденсата и уменьшает
размер продувки-
В этой схеме продувочная вода из котлов по линиям / через
игольчатые вентили 2 поступает в сепаратор непрерывной продув-
ки 3, в котором вследствие падения давления от котлового до 0,2—
0,7 кгс!см2 из нее образуется вторичный пар, направляемый в деа-
эратор 4. Количество выделяющегося пара может быть подсчитано
по приведенным выше формулам (8-5) и (8-7). Отсепарированная
котловая вода направляется по линии 5 для дальнейшего исполь-
зования на подпитку тепловой сети, на технологические нужды
предприятия или через расширитель периодической продувки сбра-
сывается в канализацию. В последнем случае продувочная вода
должна быть охлаждена до 40 СС. При установке ца линии отсепа-
16?
риров энной воды водоводяного теплообменника 6 степень исполь-
зования тепла продувочной воды возрастает за счет подогрева
исходной воды, подаваемой из водопровода 7 на химводоочистку 8
или на другие цели. Вентили 9 ставятся на линиях к холодильнику
для отбора проб котловой воды.
Однако и эта широко применяемая схема непрерыв-
ной продувки с сепаратором и теплообменником для по-
догрева сырой воды, поступающей на химводоочистку,
имеет в эксплуатации ряд недостатков. Сюда относятся
Рис. 8-4. Принципиальная схема использования тепла непре-
рывной продувки с сепаратором и теплообменником.
прорывы пара из сепаратора в дренаж или переполнение
сепаратора котловой водой из-за неудовлетворительной
работы поплавковых регуляторов уровня; необходимость
постоянного наблюдения за уровнем воды в сепараторе;
необходимость строгого контроля за подогревом сырой
воды с ограничением ее температуры 30—40сС по усло-
виям химической прочности ионообменных материалов.
При переменной нагрузке котельной и значительных раз-
мерах продувки это требование трудно выдержать, из-за
чего часть продувочной воды пропускают мимо теплооб-
менника в канализацию по байпасной линии.
В ряде случаев при значительных размерах продув-
ки и водоочистке по схеме прямоточного катионирова-
ния, когда подогрев сырой воды перед фильтрами обу-
словлен только предотвращением запотевания оборудо-
вания, целесообразно установить на линии непрерывной
продувки после сепаратора теплообменник для подогре-
ва умягченной воды. Основным преимуществом такой
J68
пкеМы является более полное использование тепла не-
прерывной продувки в связи с возможностью подогрева
умягченной воды, подаваемой в деаэратор, до 90—95°C.
Кроме того, отпадает необходимость строгого контроля
за температурой подогрева воды, устраняется опасность
разрушения ионообменных материалов. При этом подо-
грев сырой воды перед водоочисткой до 15—20 °C целе-
сообразно осуществить в отдельном пароводяном подо-
гревателе с автоматическим поддержанием указанной
температуры при помощи регулятора прямого действия
на линии подвода пара. Для решения вопроса о приме-
нении указанной схемы использования тепла непрерыв-
ной продувки необходим расчет тепловой схемы котель-
ной с увязкой теплового и материального балансов при
разных режимах работы.
Улущгешгезй гжА'ЛА непрерывней нродунки г белее
полным использованием тепла и продувочной воды явля-
ется установка низконапорного расширителя с гидроза-
творами. Схема, примененная на некоторых металлургиче-
ских предприятиях, оказалась простой в эксплуатации,
обеспечивающей автоматичность и надежность работы
при минимальном количестве запорной арматуры [Л. 27].
Продувочная вода из котлов по линиям 1 через игольчатые
вентили 2 поступает в низконапорный расширитель 3 (рис. 8-5),
который рассчитан на избыточное давление 0,7 кгс!смг, поддержи-
ваемое в нем гидрозатворами 4, 5 и 6. Затвор 4 соединен с паро-
вым, а затвор 5 с водяным пространство^ расширителя. Затвор 5
служит также для отвода продувочной воды, направляемой по ли-
нии 7 для использования на технологические нужды предприятия.
При переменном потреблении этой воды излишки ее через третий
гидрозатвор 6 и теплообменник 8 поступают к (подпиточному баку
теплосети 9. На продувочной линии каждого котла устанавливаются
также манометры 10. Манометр 11 показывает давление в расши-
рителе. Выпар 12 нз расширителя направляется в деаэратор.
К холодильникам для отбора проб продувочной воды предусмот-
рены линии 13. Линии 14 служат для аварийного сброса продувоч-
ной воды в канализацию. В качестве расширителя может быть ис-
пользован соответствующий по объему и прочности сосуд, например
корпус катионитного фильтра и т. п. Для удобства размещения
расширителя целесообразно уменьшить высоту гидрозатворов, вы-
полнив их по схеме батарейного затвора из нескольких элементов.
Приведенные основные схемы использования тепла
продувочной воды могут изменяться в зависимости от
особенностей тепловой схемы котельной и потребности
предприятия в горячей воде на технологические нужды.
Для экономичной эксплуатации котельной важна воз-
можность измерения и оперативного регулирования ве-
169
личины продувки. Наиболее .просто и достаточно точно
расход продувочной воды при постоянном давлении в се-
параторе можно определять по показаниям манометров,
установленных после регулировочного вентиля каждого
котла и протарированных по мерному баку [Л. 20].
Тарировка манометров — индикаторов расхода долж-
на производиться в процессе наладочных работ. По ре-
Рис. 8-5. Принципиальная схема использования тепла непрерыв-
ной продувки с низконапорным расширителем.
зультатам тарировки строится кривая зависимости рас-
хода продувочной воды от показания манометра.
В качестве регулирующего органа непрерывной про-
дувки наиболее удобен игольчатый вентиль, имеющий
почти линейную характеристику зависимости расхода во-
ды через него от числа оборотов шпинделя- Схема узла
измерения и регулирования продувки с игольчатым вен-
тилем и манометром показана на рис. 8-6.
На линии 1 непрерывной продувки котла параллельно с запор-
ным вентилем 2 устанавливается игольчатый вентиль 3. После него
котловая вода по линии 4 через ограничительную диафрагму 5
направляется в сепаратор непрерывной продувки. Линия 6 ведет
в барботер и используется вместе с вентилем 2 при растопке котла
и для коррекционной продувки. Манометр 8 после его тарировки
по мерному баку позволяет непосредственно измерять расход про-
дувочной воды. Узел регулирования с игольчатым вентилем и мано-
метром, холодильником 7 для отбора проб котловой воды целесооб-
разно разместить на рабочей площадке машиниста котла.
Такой узел удобен в эксплуатации, позволяет вести регулиро-
вание размера продувки в широком диапазоне с соблюдением опти-
мальной экономичности при каждом режиме работы.
При отсутствии (надежных игольчатых вентилей узел
регулирования и измерения продувки может быть вы-
полнен с помощью двух-трех ограничительных шайб 1
и манометра 2 (рис. 8-7), которые необходимо протари-
ровать совместно. Ре-
гулирование при этом
будет ступенчатым. Две
ограничительные шай-
бы с разными диа-
Рис. 8-7. Принципиальная схема
узла измерения и регулирования
непрерывной продувки с ограни-
чительными шайбами и мано-
метром.
Рис. 8-6. Принципиальная
схема узла измерения и ре-
гулирования непрерывной
продувки с игольчатым вен-
тилем и манометром.
метрами отверстии ‘позволяют осуществить три ступени,
а три шайбы — семь ступеней регулирования расхода
продувочной воды. Некоторым недостатком схемы явля-
ется необходимость ряда переключений для подбора
нужной величины пропускной способности шайб и воз-
можность зашламления шайб при диаметре их менее
3 мм. Пропускная способность шайб должна периодиче-
ски проверяться. Отверстия в шайбах .‘Необходимо вы-
полнять тщательно, без заусенцев и рисок, изгибы про-
дувочных труб должны быть плавными. Расчет диамет-
производится по приближенной
ра отверстия в шайбе
формуле
d = 14
(8-13)
171
где Z)H.n — расход воды через шайбу, т/ч; р — плотность
воды при давлении в -сепараторе, т/л/3; Н — перепад от
начального давления в котле до конечного в сепараторе,
jw вод. ст.
Для .наиболее распространенных условий работы ото-
пительно-производственных котельных (избыточное дав-
ление в котлах 13 кгс]см2, давление в сепараторе
0,7 кгс{см2\ /7=130—7=123 м вод. ст.\ р=0,95 т/м5)
формула (6-13) может быть упрощена:'
d = 4,2j/DHa, мм.
(8-14)
Для облегчения подбора ограничительных шайб и их
сочетаний в табл. 8-4 приведены результаты расчета
диаметра отверстий в ограничительных шайбах по фор-
муле (8-13) для нескольких значений давления в котлах
и давления в сепараторах. Простые запорные вентили
как регулирующие органы не годятся из-за неудовлетво-
рительной их характеристики. Резкое увеличение расхода
наступает уже при малом открытии такого вентиля,
а дальнейшее открытие его почти не влияет на расход
продувочной воды. Кроме того, при малом открытии и
высоких скоростях среды имеет место быстрый эрозион-
ный износ вентиля. Пользоваться запорными вентилями
как дроссельными органами недопустимо- В узле регу-
Таблица 8-4
Расход продувочной воды через ограничительную шайбу,
m/ч (ориентировочно)
Диаметр отверстия Избыточное давление в котле, кгс/Сл?
10 13 16 23
в шайбе. мм Избыточнее давление в сепараторе непрерывной продувки, кгс/см1
0.2 0.7 0,2 0,7 0,2 0,7 0,2 0.7
3 0,43 0,42 0,50 0.48 0,55 0,54 0,66 0,64
3,5 0,59 0,57 0,67 0,65 0,75 0,73 0,90 0,88
4 0,77 0,74 0,88 0,86 0,98 0,96 1,18 1.15
4,5 0,97 0,94 1,12 1,08 1,24 1.21 1,50 1,45
5 1,20 1,16 1,38 1,34 1,54 1,50 1,85 1,80
6 1,74 1,68 2,00 1,93 2,20 2,16 2,66 2,60
7 2,36 2,28 2,70 2,63 3,00 2,94 3,63 3,50
8 3,08 2,98 3,54 3,44 3,90 3,84 4,75 4,60
9 3,90 3,80 4,50 4,40 5,00 4,80 6,00 5,80
10 4,80 4,70 5,50 5,35 6,10 6,0 7,40 7,20
лирования с ограничительными шайбами (рис. 8-7) соот-
ветствующие запорные вентили должны открываться
полностью или быть закрытыми.
Независимо от метода контроля величины продувки
постоянно должна проводиться проверка плотности про-
дувочной и спускной арматуры по нагреву труб. При
исправном состоянии этой арматуры трубы за ней долж-
ны быть холодными. Количественное определение вели-
чины самопродувки может быть произведено расчетом по
солевому балансу [Л. 20].
Описанные узлы для измерения и ручного регулиро-
вания величины непрерывной продувки целесообразно
устанавливать ко всем паровым котлам, у которых пре-
дусмотрена такая продувка. Для котлов производитель-
ностью 20 и 35 т/ч с пароперегревателями рекомендует-
ся применение автоматического регулирования непрерыв-
ной продувки. По опытным данным применение такого
регулирования дает сокращение продувки на 18—20%,
а затраты на его устройство быстро окупаются. Находят
применение две схемы автоматизации: одна — основан-
ная на зависимости плотности котловой воды от ее соле-
содержания при постоянной температуре, вторая—на
зависимости электрической -проводимости котловой воды
от ее солесодержания.
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА
9-1. ПОТЕРИ ТЕПЛА С КОНДЕНСАТОМ
Конденсат для паровых котлов является наибо-
лее ценной составляющей питательной воды.
Основные преимущества конденсата заключаются
в использовании физического тепла и снижении тепло-
вых потерь с продувкой котлов. Вследствие того, что
в нем содержится весьма мало растворенных веществ,
питание котлов конденсатом уменьшает отложение на-
кипи на внутренних поверхностях нагрева, повышает
паропроизводительность и надежность работы котлоагре-
гата. Попутно уменьшается расход регенерирующих ве-
ществ в химводоочистке и снижаются эксплуатационные
расходы, связанные с обслуживанием и химическим кон-
тролем. Получаемая за счет возврата конденсата эко-
173
номия топлива значительно превышает величину эконо-
мии от использования тепла самого конденсата. Поэтому
затраты, связанные с максимально возможным возвра-
том конденсата, в подавляющем большинстве случаев
экономически оправдываются.
Несмотря на большую ценность конденсата для ко-
тельной, потери его .на многих предприятиях неоправ-
данно велики. Как правило, они являются следствием
упущений эксплуатационного персонала в части сбора,
возврата и использования тепла конденсата, а также
дефектов проектирования и монтажа. Практика показы-
вает, что при надлежащем внимании к этим вопросам
потери конденсата могут быть сведены до минимальных
величин, а тепло перегретого конденсата может быть
эффективно использовано для нужд низкопотенциально-
го теплопотребления— отопления, вентиляции и горячего
водоснабжения.
Потери конденсата, в том числе в составе котловой
воды, могут быть сведены в четыре группы:
1- Потери из-за несовершенства схем сбора конден-
сата (с паром вторичного вскипания при открытой си-
стеме сбора перегретого конденсата).
2. Потери от неплотностей оборудования и линий ком-
муникаций: из-за неплотности лючков коллекторов экра-
нов и водяных экономайзеров; при авариях оборудова-
ния и трубопроводов, связанных с нарушением парово-
дяной плотности.
3. Потери из-за чрезмерного слива: при пусках и
остановах котлов; с продувкой котлов (за вычетом вы-
пара из расширителя непрерывной продувки, возвращае-
мого в деаэратор); перелив конденсата в дренаж из-за
отсутствия автоматического управления конденсатными
насосами; при ремонте оборудования, связанного с обес-
париванием и опорожнением его; утечки из-за несовер-
шенства регуляторов уровня в расширителях непрерыв-
ной продувки котлов; по причине загрязнения конден-
сата.
4. Потери пара на собственные нужды котельной без
возврата конденсата: с паровой обдувкой котлов; с рас-
пылом мазута в паровых форсунках; при опробовании
предохранительных клапанов; выхлоп в атмосферу от-
работавшего пара паровых питательных насосов; при
открытом подогреве цистерн при сливе мазута;
конденсата от пробоотборников; прочие потери — выпа-
174
ры деаэраторов, дренажи паропроводов и др., не соби-
раемые для возврата в систему питания котлов.
Количество тепла (Qk)> теряемого с невозвращенным
конденсатом, может быть определено .по формуле
QK = (£>—б?к) (4—^и.в), ккал/ч, (9-1)
где D—суммарное количество пара, выработанного кот-
лами, кг)ч\ Сц — количество конденсата, поступившего
в котельную от потребителей пара, кг)ч\ iK— энтальпия
конденсата, возвращаемого потребителем лара, ккал}кг\
/п.в~температура добавочной исходной воды, °C.
Перерасход условного топлива от неиспользования
физического тепла невозвращенного конденсата и потерь
с непрерывной -продувкой котлов может быть -подсчитан
по формуле
__ (^ ^4) (4 4.в) 4- бпу (4р • 4.«) (1 Р) кг/ч (9 2)
7 000т]
к .у
где inp—энтальпия -продувочной воды, ккал/кг; Gnp —
количество продувочной воды, кг/ч\ 0 — см. формулу
(8-5).
Пример 9-1. Определить годовой перерасход условного топлива
из-за невозврата (перегретого конденсата в количестве GK=2 т/ч ятри
следующих условиях: избыточное давление конденсата pv=2 кгс/см2-,
количество -пара вторичного вскипания и пролетного пара Овт =
=83 кг/т конденсата (табл. 9-2); энтальпия вторичного шара i"n=
—638,8 ккал/кг; -энтальпия (жидкости за конденсатоотводчиком
i я-.=99,2 ккал/кг-, температура исходной воды ^1Е=15ОС; температу-
ра продувочной воды после теплообменника ?пр=70 °C; количество про-
дувочной воды Gnp=l т/ч\ доля отселарированного пара в сепара-
торе непрерывной продувки 0=0,12; число часов работы т=4СКХ);
^Ру =0,78.
Потери тепла (QK) с невозвращении™ конденсатом (GK), со-
стоящим из жидкости и вторичного шара (£>вт)
= (<4 - £>в1) (/ю - 4.J + D„ (^-4.-) =
= (2 000,— 2-83)(99,2 — 15) 4- 2-83(638,8 — 15) =
= 257 974 ккал/ч.
Перерасход условного топлива
[257 974 + 1000(70—15) (1 —0,12)] 4000 л
7 000-0,78-10* 224 т/год.
174
Качество конденсата зависит от двух .причин: каче^
ства пара, выходящего из котла, и плотности теплооб-
менной аппаратуры.
При нарушении нормального водного режима котла
или при .несовершенстве конструкции паросепарирующих
устройств пар, выходящий из котла, будет уносить с собой
капельную влагу и минеральные вещества, переда-
ваемые конденсату в количествах, недопустимых по нор-
мам качества конденсата. Зависимость между солесо-
держанием пара и его влажностью выражается следую-
щим образом:
—- jpg , MZ‘K2t
где SK.B — солесодержание котловой воды, мг{кг\ —
влажность пара, %-
Следовательно, качество конденсата насыщенного па-
ра является функцией влажности пара и солесодержания
котловой воды. В свою очередь влажность -пара почти
обратно пропорциональна давлению в котле, о чем экс-
плуатационному персоналу всегда необходимо помнить
(давление в котле должно быть равно .номинальному).
Качество конденсата характеризуется жесткостью,
щелочностью и сухим остатком. При добавке его -к пита-
тельной воде общая жесткость, щелочность и сухой оста-
ток не должны превышать существующих для данных
котлов норм. Исходя из норм питательной воды допу-
стимая жесткость (щелочность, сухой остаток) произ-
водственного конденсата не должна превышать величи-
ну, определяемую по формуле
~ gx,o.B>Wx.o.B)^ ^ЭК6;К^ (9_3)
Дп.к
где gK, £х.о.в, £п.к — количество конденсата котельной,
химически очищенной воды и производственного конден-
сата в процентах от общего количества питательной во-
ды; Жп.в, Жк, Жх.о.е— общая жесткость питательной
воды, конденсата котельной и химически очищенной во-
ды, мг-эке!кг.
Для контроля качества производственного конденса-
та применяются солемеры с контактными устройствами,
сигнализирующими и, если это требуется, отключающи-
ми электродвигатели конденсатных насосов в случае пре-
вышения содержания солей сверх допустимой величины.
176
Подавляющая часть технологических теплоиспользу-
ющих аппаратов и санитарно-технических систем требует
применения греющего пара избыточного давления 0,5—
5 кгс]см2, что соответствует температуре насыщения
115—158°С. В процессе теплообмена между греющим
паром и нагреваемой средой образуется конденсат, тем-
пература которого обычно составляет 110—153 °C. Если
температура конденсата равна температуре насыщения,
то это свидетельствует о содержании в конденсате не-
сконденсировавшегося пара, называемого пролетным
паром.
В практике эксплуатации теплообменных аппаратов
количество пролетного пара нередко доходит до 15%
общего расхода. В некоторых случаях причиной этого
является сознательное увеличение обслуживающим -пер-
соналом расхода греющего пара по кажущимся сообра-
жениям повышения тепловой производительности аппа-
рата. Следует иметь в виду, что работа теплообменного
аппарата на пролетном паре, т. е. с неполной конденса-
цией его, не увеличивает теплопроизводительность аппа-
рата. Этот вывод следует из уравнения теплообмена. При
пленочной конденсации пара удельная величина тепло-
вого потока выражается уравнением
q=а {tE—tc), ккал] (м2 • ч), (9-4)
где «—-коэффициент теплоотдачи -при конденсации пара
на поверхности нагреваемой среды, ккал/(м2 • ч• °C);
tE — температура пленки конденсата, обращенной к па-
ру, равная температуре насыщения при данном давле-
нии, °C; tc — температура пленки конденсата на границе
поверхности охлаждающей среды, равная температуре
поверхности среды, °C.
Из формулы (9-4) следует, что удельный тепловой
поток зависит от коэффициента теплоотдачи а и раз-
ности температур между теплоносителем и нагреваемой
средой (/н—tc)- Поскольку температурные напоры про-
летного и сконденсировавшегося пара одинаковы, то ве-
личина теплового потока q сохраняется неизменной даже
при увеличении расхода пролетного пара.
Кроме пролетного пара, в конденсатопроводе образу-
ется вторичный пар за счет вскипания части конден-
сата- Если пренебречь присутствием в -конденсате не-
большого количества пролетного пара, то конденсат, по-
ступающий при давлении pi в конденсатоотводчик, явля-
12—1 177
ётся 100%-ной жидкостью. В результате падения давле-
ния в конденсатоотводчике часть конденсата вскипает и
выходит из него в виде пароводяной смеси с давлением
p'i, меньшим давления р^ При дальнейшем движении
пароводяной смеси по трубопроводу происходит непре-
рывное дополнительное вскипание части конденсата за
счет падения давления в трубопроводе и пункте сбора
конденсата. Энтальпия пара вторичного вскипания кон-
денсата .незначительно отличается от энтальпии грею-
щего «пара. Например, энтальпия насыщенного пара при
абсолютном давлении 4 кгс/см* составляет 653,9 ккал/кг,
а при абсолютном давлении 1,2 кгс[см*— 640,7 ккал/кг.
Высокая энтальпия вторичного пара позволяет исполь-
зовать его как теплоноситель. Однако низкое давле-
ние и соответствующая этому давлению невысокая тем-
пература ограничивают использование его в производ-
стве.
Количество пара вторичного вскипания конденсата
тем больше, чем больше разность величин энтальпии
конденсата до и после .конденсатоотводчика. Количество
этого пара (б/вт) на 1 т конденсата определяется по фор-
муле
dBT == 1 000 ~~<а, кг) т, (9-5)
Г 2
где ii — энтальпия конденсата при .начальном давлении,
ккал/кг-, t2 — энтальпия конденсата .при конечном давле-
нии, численно примерно равная температуре насыщения
пара данного давления, ккал/кг; rz — теплота парообра-
зования при конечном давлении, ккал/кг.
Например, при снижении абсолютного давления конденсата от
3 кгс/см2 до атмосферного количество образующегося пара вторич-
ного вскипания на 1 ? конденсата составит:
1 000(133,4—99.2)
а„~ -------539~6-----— 63 кг/m, илн 6.3 %«
а
Количество тепла, теряемого конденсатом яри сопри-
косновении его с атмосферой, определяется как разность
энтальпий
q=ii—12, ккал)кг,
В табл. 9-1 приведено количество тепла, теряемого
в атмосферу в зависимости от начального давления кон-
денсата.
178
Таблица 9-1
Тепло, теряемое от самоиспарения конденсата
Абсолютное давление конденсата (начальнэе), кгс/см3 2 3 4 Б 6
Количество тепла, те- ряемого на 1 кг кон- денсата при падении давления до атмосфер- ного, ккал/кг 20,7 34,2 44,5 52,9 60,1
В табл. 9-2 приведено количество пара, образующе-
гося от вскипания конденсата и пролетного пара в зави-
симости от 'начального и конечного давлений.
Для снижения потерь тепла с вторичным паром .целе-
сообразна работа теплоиспользующих аппаратов с пере-
охлаждением конденсата, т. е. температура конденсата
на выходе из аппарата должна быть ниже температуры
насыщения пара, соответствующего данному давлению.
Обычно степень (переохлаждения конденсата составляет
Таблица 9-2
Количество пара вторичного вскипания и пролетного пара,
кг 'т конценсага
Начальное абсолютное давление Pi, кгс/см3 Конечное абсолютное давление р.}, кгс/см3
1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1.5
1,1 6 .
1.2 11 5 — — — —
1.3 17 И 5 — — • -
1,4 22 16 10 5 — —
1,5 27 21 16 10 5 —
1,6 31 25 20 14 9 4
1,7 35 30 24 19 14 9
1.8 40 34 28 23 18 13
1,9 44 38 33 27 22 17
2.0 48 42 36 31 26 21
2,5 65 60 55 49 45 40
3,0 83 76 71 66 61 56
3,5 97 91 86 81 76 71
4,0 111 105 100 94 90 85
4.5 124 118 ИЗ 107 103 98
5,0 136 130 125 120 115 ПО
6,0 159 153 148 143 138 133
12*
179
3—5 °C. Переохлаждение конденсата, например, до 100—
105 °C может свести к минимуму потери тепла конден-
сата.
Переохлаждение конденсата возникает тогда, когда
часть поверхности нагрева теплообменного аппарата по-
крывается конденсатом и не участвует в теплообмене
с конденсирующимся паром, вследствие чего температура
конденсата снижается. При этом уменьшается также ве-
личина теплообмена, о чем можно судить по значениям
коэффициента теплоотдачи, который для конденсирую-
щегося пара >5000 ккалЦм2- ч-°С), а для воды — 700—
1500 ккал/(м2* ч-°C). Фактически подвод тепла от кон-
денсата к нагреваемой среде уменьшается не столь рез-
ко, как снижается коэффициент теплопередачи, так как
сопротивление при переходе тепла от теплоносителя
к стенке все же остается меньше теплового сопротивле-
ния между стенкой и нагреваемой средой.
Очень часто переохлаждение конденсата не оказыва-
ет заметного влияния на тепловую производительность
аппарата. За исключением случаев, когда имеется незна-
чительная разность температур между греющим паром и
нагреваемой средой, переохлаждение конденсата позво-
ляет резко снизить потери тепла.
Переохлаждение конденсата не только значительно
снижает прямые потери тепла со вторичным паром, но
уменьшает расход пара вследствие уменьшения темпера-
турного перепада. Уменьшение расхода пара при пере-
охлаждении конденсата определяется по формуле
-----г-Ц-У <9-6)
\ гп 'к 1п J
где Q—тепловая нагрузка аппарата, ккал/ч\ in—эн-
тальпия греющего пара, ккал/кг; iK — энтальпия конден-
сата на выходе из аппарата <при работе без переохлаж-
дения конденсата, ккал/кг, примерно равная температу-
ре насыщения пара данного давления, СС; — темпера-
тура переохлажденного конденсата, °C.
Годовую экономию условного топлива от работы
аппарата с ‘-переохлаждением конденсата можно опреде-
лить из выражения
"И (9-7)
где т—число часов работы аппарата в течение года.
180
Переохлаждение высокотемпературного конденсата
может осуществляться .как в самом теплообменном аппа-
рате, так и путем подачи его в другой теплообменный
Рис. 9-1. Изменение энтальпии насыщенного пара
и горячей воды в зависимости от давления.
1 — насыщенный пар; 2—горячая вода; 3—конденсат.
аппарат, где происходит конденсация вторичного пара и
переохлаждение самого конденсата.
В табл. 9-3 приведено содержание тепла в 1 м3 сухо-
го насыщенного пара в зависимости от давления. Из
Таблица 9-3
Зависимость содержания тепла в 1 м3 сухого насыщенного
пара от давления
Абсолютное давление пара, нгс)см3 3 4 5 6 7
Содержание тепла в 1 сухого пара, ккал/м* 840 1 090 1325 1560 1 790
181
таблицы следует, -что с увеличением давления объем пара
уменьшается, и поэтому можно ввести в конструктивно
заданный паровой объем теплообменного аппарата боль-
ше тепла и, следовательно, увеличить тепловую мощность
на единицу поверхности нагрева. Вследствие этого про-
изводительность теплообменного аппарата повышается.
Однако следует иметь в виду, что переход на высокие
параметры теплоносителя требует принятия мер по сни-
жению потерь тепла с конденсатом. На рис. 9-1 заштри-
хован участок потерь тепла с конденсатом гПОт. Из
графика видно, что с увеличением давления пара растут
потери. Так, при абсолютном давлении пара 8 кгс1см-
потери с конденсатом увеличиваются почти на 25% по
сравнению с давлением пара 5 кгс]смл.
9-2. СХЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА КОНДЕНСАТА
Выбор схемы использования тепла конденсата
необходимо производить в каждом конкретном случае
исходя из условий наибольшей экономичности, надеж-
ности, простоты устройства и удобства эксплуатации
применительно к местным условиям теплоснабжения и
теплопотребления- При выборе схемы должно произво-
диться сопоставление величин получаемой экономии то-
плива с капитальными затратами на установку нового
оборудования и эксплуатационными расходами. Совер-
шенно очевидно, что выбору схемы должны предшест-
вовать профилактические мероприятия по максимально-
му использованию тепла греющего пара и мероприятия
по максимально возможному сбору конденсата.
Ввиду большого разнообразия местных условий труд-
но дать какие-либо типовые решения. В качестве при-
меров можно указать на следующие схемы использова-
ния тепла конденсата.
1. Принципиальная схема открытой си-
стемы поступления конденсата для барбо-
тажного подогрева питательной воды со
смешивающим оросительным устройством
(рис. 9-2).
Конденсат подводится в бак 1 через перфорирован-
ную трубу. Одновременно в бак поступает холодная хи-
мически очищенная вода. Смесь конденсата и химически
очищенной воды насосами 2 перекачивается в деаэратор
котельной.
182
Уравнение теплового баланса смешения потоков име-
ет вид:
^см) — Gx.o.bcx.o.b(^cm К.о.в), (9-8)
где 6К — количество конденсата, кг/ч; Gx.o.b—количество
химически очищенной
воды, кг]ч\ ск, Сх.о.в — удельные
Рис. 9-2,- Принципиальная схема открытой системы поступле-
ния конденсата для барботажного подогрева питательной
воды со смешивающим оросительным устройством.
1 — конденсатосборник; 2 — насосы; 3 — регулятор температуры РПД;
4 — диафрагма расходомера.
теплоемкости соответственно конденсата и химически
очищенной воды, ккал/(кг • °C); для небольших давлений
и температур до 100 °C теплоемкость воды можно счи-
тать равной единице; в прочих случаях она будет боль-
ше единицы; iK — энтальпия конденсата, ккал/кг, рав-
ная ix = ctK, где —температура конденсата; /см — тем-
пература смеси конденсата и химически очищенной воды,
°C; /х.о.в — начальная температура химически очищенной
воды, °C.
Количество химически очищенной воды, необходимой
для снижения температуры конденсата до заданной ве-
183
личины, можно определить по формуле
чг/1. (9-9)
{К о. в
где GCM — количество смеси, равное GK-pGx.o.B, кг/ч.
Для поддержания заданной температуры с некото-
рой степенью точности служит регулятор температуры 3
прямого действия, который отключает поступление хи-
мически очищенной воды при снижении заданной тем-
пературы смеси в баке и вновь включает ее подачу при
повышении температуры. Регулятор настраивается на
температуру срабатывания 80—90°C. На случай ремон-
та регулятора устраивают обвод трубопровода. При двух
конденсатных баках с установкой индивидуальных регу-
ляторов обвод можно не предусматривать. Контроль за
работой уставоаки осутцествляетея расходомерами с диа-
фрагмами 4, контролирующими поступление химически
очищенной воды и -конденсата. Управление насосами
автоматическое в зависимости от уровня конденсата
в баке.
Открытая система сбора конденсата имеет крупные
недостатки, заключающиеся в значительных -потерях те-
пла за счет испарения воды с открытой поверхности и
в насыщении питательной воды кислородом-
Механизм процесса испарения воды с открытой поверхности
состоит в следующем.
Над поверхностью воды образуется пограничный слой насыщен-
ного пара, температура которого соответствует температуре воды
и давление равно давлению насыщенного пара при температуре
воды. Когда парциальное (частичное) давление пара над поверх-
ностью воды больше, чем парциальное давление пара в окружаю-
щем воздухе, то происходит диффузия пара в среду с меньшим
давлением, и вода испаряется с поверхности. Следовательно, ско-
рость испарения воды с открытой поверхности будет тем больше,
чем больше разность парциальных давлении пара над поверхностью
воды и в окружающем воздухе. В открытом баке конденсат частич-
но испаряется и охлаждается до температуры, соответствующей
парциальному давлению пара у поверхности испарения. Если кон-
денсатный бак не имеет крышки, то пар иад поверхностью испа-
рения находится в смеси с воздухом, парциальное давление пара
меньше атмосферного и конденсат в баке охладится примерно до
80—85 °C. Если бак сообщается с атмосферой только через выхлоп-
ную трубу, то парциальной давление в нем можно считать равным
атмосферному, и температура конденсата будет равна примерно
99 °C.
Количество воды, испаряющейся с открытой поверх-
ности при атмосферном давлении, может быть иодсчита-
184
но по формуле
Г=СГ(р1-рп)-^. кг/«, (9-10)
' б
где С=0,00168+0,00128 v, кг/(м2-ч-мм вод. ст.)—ко-
эффициент поверхности испарения; v~ скорость цирку-
ляции воздуха в направлении, параллельном поверхно-
сти испарения, м/сек; F — поверхность испарения, м2;
Pi — парциальное давление водяных паров .на поверхно-
сти испарения, мм вод. ст.; рЕ — парциальное давление
водяных -паров в воздушной среде, мм вод. ст.; Р^-—
барометрическое давление, мм рт. ст.
О величине потерь конденсата за счет испарения с открытой
поверхности можно судить по следующему примеру.
При температуре конденсата 90 °C парциальное давление водя-
ного пара в пограничном слое при барометрическом давлении
745 мм рт. ст. соответствует 7148 мм вод. ст., а при температуре
воздуха 25 °C и при относительной влажности его 55% парциальное
давление водяного пара в воздухе составляет 177 мм вод. ст. Если
принять ti=0 м/сек, то количество испаряющегося конденсата из
открытого бака с поверхностью испарения 10 мъ составит по фор-
муле (9-10):
U7 —0,00168-W (7'148 —177)122 — 120
Испарение конденсата из бака может быть частично
уменьшено применением смешивающего оросительного
устройства, устанавливаемого в выхлопной трубе кон-
денсатного бака (рис. 9-2). Охлаждающей средой слу-
жит химически очищенная вода.
При сборе перегретого конденсата .потери тепла от
испарения доходят в открытой системе до 10—15°/о. По-
этому такая система может применяться для потребите-
лей -пара, возвращающих конденсат с fK<100°C.
2. Принципиальная схема закрытой си-
стемы использования тепла конденсата
для подогрева химически очищенной воды
в пленочном подогревателе ОРГРЭС (рис. 9-3).
Принцип работы пленочного подогревателя следую-
щий: нагреваемая вода подается под некоторым напором
сверху через сопло и, попадая на розетку, разбрызгива-
ется на капли, -которые стекают затем в виде пленки по
стенкам вертикальных металлических цилиндров в ниж-
нюю камеру подогревателя. Зазор между стенками со-
ставляет 10—20 мм. Вторичный пар поступает в корпус
снизу, поднимается между концентрическими поверхно-
1ЯЧ
стями и -подогревает воду за счет непосредственного со-
прикосновения с -пленкой воды- Поскольку передача те-
пла происходит при отсутствии термического сопротив-
ления стенки, то .недогрев воды до температуры насыще-
ния пара составляет 0,5—1 °C. Смесь воды и конденсата
поступает в конденсатосборник. В крышке подогревателя
Рис. 9-3. Принципиальная схема закрытой системы
использования тепла конденсата для шодогрева химиче-
ски очищенной воды в пленочном подогревателе
ОРГРЭС.
1 — конденсатосборник; 2 — пленочный подогреватель ОРГРЭС;
3 — насосы; 4 — диафрагма расходомера.
имеется патрубок, через который удаляются выделяю-
щиеся газы. Теплопроизводительность аппарата опреде-
ляется по формуле
Q=D(ini}a—tC№), ккал/ч, (9-11)
где D — количество вторичного пара, которое требуется
сконденсировать, кг/ч; zn — энтальпия пара при данном
давлении, ккал/кг-, /см —температура смеси конденсата
и воды, выходящей из аппарата, °C; т]а — к. п. д. аппа-
рата, учитывающий потерю тепла через его наружную
поверхность, равный 0,98—0,99; величина D определяет-
ся по табл. 9-2.
Расход химически очищенной воды на конденсацию
пара
С«...»=7----т----. т/ч. (9-12)
“ 1х. о. R
J86
Здесь теплоемкость воды принята равной единице.
Если известны расход и давление вторичного пара,
расход и температура .нагреваемой химически очищен-
вой воды, то температуру воды за аппаратом можно
определить .по формуле
СМ
^'п^а 4~ @х, о.в^х. о. в
G*. о-в + D
(9-13)
Экономию условного топлива от использования тепла
конденсата для подогрева питательной воды (Gn.B) от
tl до ?2 можно вычислить по формуле
дв=^ад^- ’•/«*’• <9'14>
Критерием применимости схемы является следующее
условие:
[(^ — 0,001 (4t — tew) ~Ь 0,0PM (Zn — /сМ)1 | (9-15)
Gx. о.в (^см ^х- о.в)
где GK — количество конденсата, т/ч,- Gx.o.B — количество
химически очищенной воды, которым необходимо вос-
полнить потери конденсата и продувочной воды котлов,
т/ч; d— количество вторичного .пара, кг/т конденсата;
in — энтальпия вторичного лара при данном давлении,
ккал/кг-, tK — температура конденсата, °C;' /см — темпе-
ратура смеси, которая из условия надежности работы
конденсатных насосов принимается обычно равной 80 °C.
Применение схем для подогрева питательной воды
ограничено условием увязки по тепловому балансу[фор-
мула (9-15)].
Например, при количестве конденсата ОК = Ю т/ч (температура
его ZK=132,8'C, р=3 кгс/см2}, количестве вторичного пара d=83 кг
на 1 т конденсата, расходе химически очищенной воды по мате-
риальному балансу питательной воды GX.O.B=4 т/ч с температурой
/х.о.в=20сС и при температуре смеси /см=80°С располагаемое
тепло конденсата значительно превышает необходимый расход теп-
ла для подогрева питательной воды.
3: Принципиальная схема закрытой си-
стемы использования тепла конденсата
с водоводяным подогревателем (рис. 9-4).
Конденсат с температурой выше 100°С поступает
в подогреватель 2, где используется тепло конденсата
для нагрева воды, предназначенной для санитарно-Тех-
нических и производственных целей. Из подогревателя
охлажденный конденсат поступает в .конденсатный бак/,
откуда .насосами 3 перекачивается в деаэратор котель-
ной. Для поддержания заданной температуры охлажде-
ния конденсата устанавливается регулятор температуры
5, регулирующий поступление воды в подогреватель
Рис. 9-4. Принципиальная схема закрытой системы
использования тепла конденсата с водоводяным подо-
гревателем.
1 — конденсатосборник; 2 — подогреватель; 3 — насосы; 4 —
предохранительный клапан; 5 — регулятор температуры РПД;
6 диафрагма расходомера; 7 — бак-аккумулятор горячей воды.
в зависимости от параметров конденсата. В подогрева-
теле вода может быть подогрета до температуры на 5—
10°С .ниже температуры поступающего конденсата.
Количество используемого тепла конденсата (QK)
в подогревателе можно определить по формуле
QK=GK(i'x— ккал!ч, (9-16)
где i'n — энтальпия конденсата при температуре насы-
щения данного давления, ккал(кг\ i"K — энтальпия кон-
денсата на выходе из подогревателя, ккал1кг.
Количество нагреваемой воды в подогревателе
188
Экономия условного топлива от использований теплй
конденсата определяется по формуле
кВ— 7 000т]к.у 1 000 * т!г°д. (9-17)
Схема отличается экономичностью, надежностью,
простотой устройства и обслуживания, малыми перво-
начальными затратами и небольшими эксплуатационны-
Рис. ,9-5. Принципиальная схема закрытой системы
использования тепла конденсата с пароводяным подо-
гревателем.
1 — конденсатосборник; 2 — пароводяной подогреватель; 3 — на-
сосы; 4— клапан «после себя»; 5— диафрагма расходомера.
ми расходами. Замкнутый контур исключает контакт
конденсата с воздухом. Применение ее возможно при
наличии .потребителя горячей воды.
4. Принципиальная схема закрытой си-
стемы использования тепла конденсата
с пароводяным подогревателем (рис. 9-5).
Конденсат поступает в закрытый бак 1. При помощи
насоса 3 конденсат откачивается в питательный бак ко-
тельной. Вторичный пар из бака поступает в пароводя-
ной подогреватель 2, где нагревает воду, которая затем
используется для производственно-технологических ияи
санитарно-технических целей. Конденсат из подогрева-
теля сливается в бак конденсата 1. В случае падения
давления в баке ниже установленного .пар поступает из
189
паропровода через регулятор давления прямого действия
и давление восстанавливается.
Экономия топлива ЛВ от использования тепла вто-
ричного пара конденсата определяется по формуле
4В=ж^т₽ О’18)
где D — количество вторичного пара, кг/ч (см. табл. 9-2);
in—энтальпия вторичного пара, ккал!кг-, iK— энтальпия
конденсата после подогревателя, ккал/кг.
- Достоинством схемы является обеспечение заданной
теплопроизводительности установки независимо от па-
раметров и расхода возвращаемого конденсата.
Производственно-технологические потребители неред-
ко требуют пар двух давлений. Для снижения давления
обычно устанавливается редукционный клапан, дроссе-
лирующий пар до более низкого давления. Экономию
тепла можно получить при замене редукционного кла-
пана пароструйным компрессором. В последнем можно
использовать перепад давления, теряемый в редукцион-
ном клапане, для повышения давления пара вторичного
вскипания конденсата.
Принцип действия пароструйного компрессора со-
стоит в том, что за счет струи рабочего пара высокого
давления пар низкого давления 'подсасывается в камеру
смешения, где протекает процесс активного взаимодей-
ствия двух потоков; смешанный пар поступает в диф-
фузор, в котором выравнивается давление и происходит
преобразование кинетической энергии потока в потен-
циальную.
5. Принципиальная схема использова-
ния тепла конденсата с пароструйным
компрессором и с двухступенчатым рас-
ширением (рис. 9-6).
Пар давлением pi поступает к потребителю /, в ко-
тором поддерживается более высокая температура.
Потребитель 2 требует более низкой температуры. Для
понижения давления пара pi обычно устанавливается
редукционный клапан 3, дросселирующий пар с давле-
ния pi до рг- Вместо редуктора 3 устанавливается
пароструйный компрессор использующий энергию
(бесполезно затрачиваемую при дросселировании пара
в редукционном клапане) на создание пониженного дав-
ления в расширителе первой ступени 5, куда поступает
90
конденсат разных давлений. Пар вторичного вскипания
конденсата р3 инжектируется паром высокого давления
pi с помощью пароструйного компрессора 4, который
сжимает его до давления р2>Дз и транспортирует потре-
бителю пара 2. Конденсат из расширителя 5 первой сту-
пени поступает в расширитель 6 второй ступени, в ко-
Рис. 9-6. Принципиальная схема использования теп-
ла конденсата с пароструйным компрессором и двух-
ступенчатым расширением.
1 — пароприемник высокого давления: 2 — пароприемник
низкого давления; 3 — редукционный клаПаи; 4 — пароструй-
ный компрессор; 5 — расширитель первой ступени; С—рас-
ширитель второй ступени; 7 — конденсационный горшок.
тором поддерживается давление р^рз, вследствие чего
вновь происходит самовскипание конденсата. Пар низ-
кого давления второй ступени р^ может быть использо-
ван в зимнее время на отопление, а в летнее время для
горячего водоснабжения и производственных целей.
Конденсат из расширителя 6 второй ступени отводится
в конденсатный бак.
in
Баланс пароструйной компрессорной установки
jDcm=D3, кг/ч,
где Д см — производительность установки, кг/ч; Di— ко-
личество пара высокого давления pit необходимого для
сжатия пара низкого давления р3 до заданного расчет-
ного давления р2, кг/ч\ D3 — количество вторичного па-
ра низкого давления р3, кг]ч.
Расход пара высокого давления зависит от степени
сжатия, т. е. от величины отношения давления паровой
смеси р2 к давлению пара р3, подлежащего компрессии.
Отношение количества пара D3 низкого давления,
засасываемого компрессором, к количеству пара высо-
кого давления А называется коэффициентом инжекции
(9-19)
Выражение, характеризующее экономию условного
топлива в результате применения пароструйного ком-
прессора :
&В —_____________I
7 000ч]к.у 1 000 |
; \ h
Jj—
см
t Я —
(9-20)
где iCM— энтальпия паровой смеси на выходе из уста-
новки, ккал/кг-, i'n — энтальпия пара высокого давле-
ния, ккал[кг.
Достоинством схемы является дополнительное коли-
чество пара вторичного вскипания конденсата, обра-
зующегося в расширителе 5 за счет пониженного давле-
ния, а также возможность использования тепла
пролетного пара пароприемников при неисправности
конденсатоотводчиков.
Рассмотренные схемы использования тепла конден-
сата не исключают применения других (вариантов. На
практике часто встречаются комбинации из рассмотрен-
ных схем. Сравнительная оценка схем должна произво-
диться на основе технико-экономических расчетов.
9-3. УСТРАНЕНИЕ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА
Устранение парений и утечек. Неплот-
ности арматуры и трубопроводов являются основными
причинами потерь пара, конденсата и питательной воды.
IG9
Кажущиеся порой незначительными парения и утечки
воды приводят к значительным потерям тепла. О вели-
чине этих потерь можно судить последующим примерам:
через неплотность сечением 1 мм2 проходит при абсо-
лютном давлении 5 кгс/см2 около 5 кг/ч пара, а при
давлении 11 кгс/см2 — 8 кг/ч пара. По данным ОРГРЭС
[Л. 19] потери конденсата вследствие неплотностей
в арматуре, фланцевых соединениях и в трубопроводах
на ряде обследованных электростанций составили от 22
до 71 % общих потерь конденсата на данной электро-
станции. В промышленных и отопительных котельных
доля этих потерь еще больше.
Наибольшие потери пара наблюдаются через предо-
хранительные клапаны. Основным условием плотности
предохранительного клапана является тщательная при-
тирка уплотнительных поверхностей,, не допускающая
даже незначительных рисок, капиллярных каналов и
неровностей. Усилие от массы груза сравнительно не-
велико и при плохой притирке не может создать необ-
ходимой плотности клапана в рабочем состоянии.
Притирка клапана дает хорошие результаты в том
случае, если на уплотняющих поверхностях отсутствуют
эрозионные разъедания. При наличии углублений и язв
приходится наваривать поврежденные места и протачи-
вать детали клапана на станке.. В ряде случаев причиной
парения является неправильная регулировка положе-
ния и веса грузов. Если клапан отрегулирован только
на рабочее давление, то малейшее превышение давле-
ния вызывает парение.
Плотность пароводяной арматуры зависит от ка-
чества монтажа и в дальнейшем—от организации свое-
временного ремонта. При своевременном и качествен-
ном ремонте потери могут быть снижены до минимума.
Неплотность лючков коллекторов экранов, паропере-
гревателей и водяных экономайзеров не только связана
с потерями тепла, но нередко приводит к необходимости
остановки котла. Плотность лючков зависит от правиль-
ности подбора прокладочных материалов, точности уста-
новки лючкового затвора, чистоты уплотнительных по-
верхностей. Последнее требование особенно важно,
поскольку практика пока'зывает, что малейшие риски и
язвы приводят к нарушению плотности лючков.
Неплотности фланцевых соединений являются след-
ствием применения некачественных прокладок, плохой
13—J 193
затяжки фланцев, перекоса труб и фланцев, неправиль-
ной установки опор и больших изгибающих усилий при
тепловом расширении участков труб. Для создания
плотных соединений между фланцами и прокладочным
материалом предъявляются требования: прочности, гер-
метичности, отделяемости при ремонте. Кроме того,
прокладки должны быть устойчивыми к воздей-
ствию перемещаемого вещества и упругими для ком-
пенсации изменений давления, а также воспринимать
переменные усилия от температурного удлинен-ия тру-
бопровода.
Для уплотнения фланцев арматуры и оборудования
применяют прокладки из паранита, резины и картона.
Выбор материала зависит от характера транспортируе-
мой среды.
Исправное состояние конденсатоотводчиков имеет
большое значение для экономного расходования пара и
снижения потерь тепла с конденсатом. Для обеспечения
нормальной работы конденсатоотводчика необходимо
прежде всего проверить характеристику установленного
прибора исходя из расхода, давления и температуры
конденсата. Выбор конденсатоотводчика по каталогу
без учета условий его работы приводит к потерям тепла.
Проверка работы конденсатоотводчика по условию под-
пора для предотвращения потерь пара производится по
энтальпии конденсата на выходе из прибора с помощью
калориметра, который может быть изготовлен на любом
предприятии.
Сравнивают величину энтальпии i't(, полученную рас-
четом по результатам определения в калориметре (фор-
мула приведена ниже), с энтальпией конденсата i1{, опре-
деляемой по давлению на входе в калориметр. При
исправном действии конденсатоотводчика
5)°С; при наличии в конденсате пролетного пара
доля этого пара в конденсате х=(Гк—Qг, где г —
теплота парообразования при данном давлении, ккал/кг.
Энтальпия конденсата i'K по тепловому балансу ка-
лориметра определяется по формуле
f ~ + г-прспр (ts - 6) ккал,
е^ — Рл
где g\, gz—начальное и конечное количество воды в ка-
лориметре за определенный промежуток вре>мени, кг;
it, tz — начальная и конечная температура воды в кало-
194
рпметре за тот же промежуток времени, °C; £гр—масса
калориметра, кг; Спр — удельная теплоемкость материа-
ла калориметра, ккал/кг-СС.
Пример 9-2. Калориметр залит водой в количестве 15 л с тем-
пературой 20 СС. Абсолютное давление конденсата на входе в кало-
риметр 4 кгс[см2. Энтальпия, конденсата 143 ккал[кг-, г=
=511 ккал/кг. Масса прибора — 25 кг. Сосуд заливается конденса-
том до уровня 20 л. Температура смеси /См в приборе после
пропуска в него конденсата составила от одного пароприемника
40 °C, второго 48 °C, третьего 60 °C.
Энтальпия конденсата, выходящего из конденсатоотводчика
первого пароприемника:
20,40-15,20-1-25-0,1] (40 — 20)
i'K =----------—-------------------= 111 ккал/кг.
Для второго и третьего пароприемников подсчет дает резуль-
таты: 4=147 и 202 ккал/кг соответственно.
Следовательно, из конденсатоотводчика первого пароприемника
выходит переохлажденный конденсат из второго — конден-
сат с небольшой степенью пролетного пара из третьего —
конденсат с пролетным паром i'K>iK. Доля пролетного пара для
третьего аппарата
4 —/к _ 202 — 143
*s — г ~ 511
0,115.
Утечки конденсата или питательной воды через не-
плотности в сальниках насосов в практических условиях
составляют существенную величину. Эту величину мож-
но определить по формуле
кг/ч,
°О.В -
где GyJ—утечки^ конденсата (питательной воды), кг/ч;
бдм —измеряемая утечка смеси конденсата м охлаждаю-
щей воды из сальников насоса, кг/ч; SO.B — солесодер-
жание воды, поступающей для охлаждения сальниковых
втулок, мг/кг; SCM— солесодержание смеси конденсата
(питательной воды) и охлаждающей воды, вытекающей
из сальников насоса, мг/кг; SY-— солесодержание кон-
денсата (питательной воды), поступающей в насос, мг/кг.
Утечки через сальники насосов можно уменьшить
улучшением качества ремонта насосов с применением
качественных набивочных материалов.
Экономию топлива можно получить от сбора конден-
сата и питательной воды, сливаемых из оборудования.
При проведении мероприятий в этом направлении сле-
дует руководствоваться следующими рекомендациями.
13* 195
спуск воды из котлов при выводе их в ремонт и Ди
после гидравлического испытания, а также сливы воды
через гидрозатвор деаэратора, конденсата выпара
деаэратора и дренажи обдувочных устройств произво-
дить в дренажные баки;
гидравлическое испытание котлов производить не
конденсатом, а деаэрированной химически очищенной
водой;
для ликвидации переливов из дренажных и резерв-
ных баков питательной воды предусмотреть регуляторы,
поддерживающие постоянство уровня воды;
для полного исключения потерь конденсата с про-
бами для химанализов предусмотреть так называемую
закрытую схему сбора конденсата из пробоотборников;
с этой целью внутри сливного корыта прокладывается
промежуточный коллектор, через который потоки проб
отводятся в дренажный бак; охлаждающая вода из
сливного корыта отводится в канализацию.
Устранение потерь конденсата с паром,
расходуемым на собственные нужды ко-
тельной. Мероприятия для устранения потерь кон-
денсата с паром, расходуемым на собственные нужды
котельной, должны проводиться с учетом изложенных
ниже соображений.
Эксплуатационный персонал нередко прибегает к пе-
риодическому включению в работу питательных насосов
с паровым приводом, имеющим полный или частичный
выхлоп отработавшего пара в атмосферу, а электро-
насосы оставляет в резерве. Это не только увеличивает
потери конденсата, но вызывает перерасход топлива
в котельной.
Перерасход условного топлива может быть вычислен
по следующей формуле:
no— 7oqo^ y75. j 000 » т.гоо,
где d—расход пара на 1 г. л. с. ч, отнесенный к полез-
ной работе насоса, ке; in — энтальпия пара, ккал[кг-,
/п.в— температура питательной воды, °C; Q — произво-
дительность насоса, м^/ч\ Н — давление, создаваемое на-
сосом, р — плотность воды, т/л!3; т— число часов
использования максимальной производительности насоса
в год; т]к.у — к. п. д. котельной установки.
196
Следует, однако, иметь в виду, что правилами Котло-
надзора допускается постоянная работа паровых насо-
сов. Последние имеют ряд эксплуатационных преиму-
ществ по сравнению с электронасосами. Характерной
особенностью работы бессмазочных паровых насосов,
выпускаемых Свесским насосным заводом, является воз-
можность использования отработавшего пара для подо-
грева питательной воды в смесительном баке.
Условие экономичности режима работы паровых пи-
тательных насосов можно представить в виде следую-
щего неравенства:
И (£пТ]б £п.в) б?п.в (^п.в ^cpijs), (9-22)
где D — расход отработавшего пара, кг)ч\ /п— энталь-
пия отработавшего пара, ккал!кг\ /П.Е — температура пи-
тательной воды, °C; 6Е.в — расход питательной воды,
кг[ч-, г]® — к. п. д. бака, учитывающий потерю тепла
через его внешнюю поверхность, равный 0,98—0,99; /ср—
средневзвешенная температура потоков воды, подавае-
мых в бак, определяемая из уравнения баланса потоков:
, j бь/к 4- Gx. о„ /х. О в
ср 6К + С?ХОВ ’
где GK, бх.о.в — количество конденсата и химически очи-
щенной воды, кг/ч- ZK, /х.о.в —температура конденсата
и химически очищенной воды, °C.
Из неравенства (9-22) следует, что работа паровых
насосов будет экономичной в том случае, если тепло
отработавшего пара окажется меньше расхода тепла,
необходимого' для нагрева питательной воды при всех
режимах работы котельной. При высокой температуре^,
что может иметь место при возврате большого коли-
чества конденсата с высокой температурой, неравенство
(9-22) не выполняется и работа паровых насосов сопро-
вождается частичным выхлопом в атмосферу отрабо-
тавшего пара. Для отопительных котельных расход па-
ра, необходимый для подогрева воды, может оказаться
близким к нулю или даже отрицательным.
Значительную экономию топлива обеспечивает за-
мена паровых форсунок механическими, паромеханиче-
скими или с воздушным распыливанием.
Паровые форсунки наряду со многими достоинства-
ми имеют крупные недостатки, главными из которых
197
являются большой расход пара, вызывающий снижение
полезной мощности котельной, и безвозвратные потери
конденсата. Расход пара на распыление мазута обычно
принимается равным 3—5% паропроизводительности
котельной. По данным «Укрсахэнергоналадка» расход
пара в обследованных промышленных котельных соста-
вил от 0,68 до 1,2 кг]кг, т. е. соответственно около 5,6
и 9,8°/о- Кроме того, паровое распыление мазута сни-
жает температуру факела в топке за счет увеличения
количества продуктов горения, увеличивает потери теп-
ла с уходящими газами, если их температура выше тем-
пературы пара, подаваемого на распыление, ускоряет
процесс коррозии поверхностей нагрева при сжигании
сернистых мазутов, создает шум за счет эжекции возду-
ха, расходуемого на горение.
В ряде случаев источником заметных потерь тепла
может служить работа деаэраторов без охладителей
выпара. Для устранения этих потерь необходимо преду-
сматривать установку поверхностных или смесительных
охладителей выпара, в которых производится конденса-
ция выпара при нагреве химически очищенной воды,
подаваемой в деаэратор. Установка охладителей выпара
окупает произведенные затраты в срок до 1 года.
На рис. 9-7 приведена схема использования тепла
выпара для подогрева химически очищенной воды.
В табл. 9-4 приведена техническая характеристика
поверхностных охладителей выпара для атмосферных
деаэраторов Черновицкого машиностроительного завода.
Таблица 9-4
Технические характеристики охладителей выпара
Производи- тельность деаэра- тора, т/ч Тип охла- дителя Площадь рабочей поверх- ности, л’ Трубная система Корпус Длина, мм Высота, мм ’ Наружный диаметр кор- пуса, ZtJK
Избыточное дав- ление, иге/см3 Температура во- ды на входе, ®С 1 < F I на выходе, 'С Избыточное дав- ление. кгс/см1 Температура пара, •с
До 50 OBF-2 2 До 4 50 ВО 0,2 До'104 1 250 600 325
75—100 OBF-8 8 До 4 50 ВО 0.2 До" 104 2600 600 325
150—200 OBF-16 16 До 4 50 80 0.2 До 104 2750 700 426
198
Для нормального охлаждения пара выпара в охла-
дитель следует подводить химически очищенную воду
с температурой не выше 30—40 °C. При подводе воды
с температурой 65—75 °C нормальное охлаждение вы-
пара не обеспечивается и име-
ет место повышенная потеря
пара в атмосферу.
На рис. 9-8 приведена схе-
ма смешивающего охладите-
В деаэратор
ХияичЕЕХИ
очищенная
Выпар
деаэратора
Слад
В конденсат-
• Hhtij бан
Рис. 9-7. Схема использования
тепла выпара деаэратора.
Рис. 9-8. Схема смешиваю-
щего охладителя выпара.
ля выпара. Смешивающий охладитель выпара состоит
из корпуса 1, оросительного конуса 2 и распределителя
выпара 3. Простота конструкции позволяет изготовить
его в мастерской предприятия.
Расход химически очищенной воды для конденсации
пара в смешивающем охладителе выпара определяется
из выражения
£СЫ £Х. О.В
где D —количество пара выпара, кг}ч-, для того, чтобы
удаление из воды выделившихся О2 и СО2 было эффек-
тивным, расход пара с выпаром практически составляет
2—4 кг на 1 т деаэрированной воды; i„— энтальпия
пара при давлении в деаэраторе, ккал/кг; tCM — темпе-
ратура после смешения воды с паром, °C; £х.о.в — темпе-
ратура подаваемой химически очищенной воды, °C;
г]ох — к. п. д. охладителя выпара, равный 0,98—0,99.
199
Конденсат из охладителя выпара направляют в кон-
денсатный бак. Возможен также возврат его в колонку
атмосферного деаэратора через гидравлический затвор
в виде петли на конденсатопроводе. При этом разность
отметок между нижним патрубком охладителя и местом
ввода конденсата в деаэраторную колонку должна быть
не менее 3 м, что может вызвать серьезные затруднения
при размещении охладителя в котельной.
Экономия условного топлива при установке смеши-
вающего охладителя выпара может быть подсчитана
по формуле
т^- о-23)
Внутрикотельные потери конденсата трудно поддают-
ся ежедневному учету -и контролю. Для полной оценки
требуется проведение специальных испытаний. По воз-
можности эти потери устраняются при визуальном вы-
явлении мест парения и утечек воды.
Потери конденсата оценивают по непосредственному
измерению добавки химически очищенной воды, возме-
щающей потери конденсата и безвозвратные расходы
воды и пара.
Величина потерь конденсата определяется по фор-
муле
<^=Сх.0..-(О0„1-(Г1), т/Ч, (9-24)
где Gx 0 в — общая добавка химически очищенной воды;
DOTB — суммарный расход пара, отпущенного потребите-
лям; G^3 — количество конденсата, возвращенного потре-
бителем пара, т/ч.
Потери конденсата могут быть выражены в процен-
тах от расхода питательной воды:
GK
^=-^100’/., (9-25)
где Gn.B — расход питательной воды, т/ч.
Показатель внутрикотельных потерь конденсата дол-
жен систематически контролироваться и при обнаруже-
нии роста эксплуатационных величин против нормаль-
ных должны быть приняты меры по выявлению причин
и устранению дополнительных потерь.
200
Пример 9-3. Определить величину внутрикотельных потерь
конденсата за отчетный месяц. По приборам зафиксированы сле-
дующие показания: общее количество питательной воды, поступаю-
щей в котлы. Gn.B=21 600-т; общее количество химически очищен-
ной воды Gx.o.B = l 820 т; отпуск пара потребителям £’0Тп= 19 840 г;
возврат конденсата с производства G^O3 = 18 896 tn.
Бнутрикотельные потери конденсата [по формуле (9-24)]
G* т = 1 820 — (19 840 — 18 896) = 876 т.
Величина потерь конденсата в процентах от общего расхода
питательной воды по формуле (9-25)
£пот ~ 21 600 ‘100 ~ 4 °/°
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ РАЦИОНАЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ
ТОПЛИВА
1в-1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВУ
И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ ТОПЛИВА
В числе мероприятий по экономии топлива в ко-
тельных установках значительное место занимает сни-
жение потерь топлива на складах. Это достигается
рациональным устройством складов и правильной орга-
низацией приемки, хранения и подачи топлива в котель-
ные. Проведение мероприятий по снижению потерь на
складах позволяет сберечь 3—5% топлива. При плохо
организованном и неправильно эксплуатируемом складе
обесценивается даже самое лучшее топливо: происходит
не только убыль массы топлива, но и значительное ухуд-
шение его качества из-за измельчения, увлажнения,
снижения теплоты -сгорания.
Параметром, характеризующем технический уровень
эксплуатации склада, т. е. суммарные потери тепла за
счет убыли массы и ухудшения качества, является отно-
шение суммарной теплоты сгорания топлива, получен-
ного со склада в котельную за определенный промежу-
ток времени, к аналогичному показателю при поступле-
нии топлива на склад. Этот параметр, называемый
201
условным к. п. д. склада топлива, определяется по фор-
муле
Здесь Qp' — низшая теплота сгорания рабочего топ-
лива, поступившего в котельную, ккал]кг (средняя ве-
личина за месяц, квартал); В' — массовый расход топ-
лива, поступившего в котельную за расчетный промежу-
ток времени, т\ Q^', В" — соответствующие показатели
при поступлении топлива на склад.
Ориентировочные значения величины т]СКл Для пра-
вильно устроенных и хорошо эксплуатируемых складов
каменного угля составляют от 0,995 до 0,980, бурого
угля — от 0,990 до 0,960 и мазута — от 0,999 до 0,998.
При проектировании котельных установок и в про-
цессе эксплуатации не всегда уделяют должное внима-
ние складам топлива, что приводит не только к значи-
тельным потерям его на складе (т]скл^.0,9), но и к уве-
личению потерь тепла в котлоагрегатах, снижению
тепловой мощности и надежности работы котельной из-за
ухудшения качества топлива.
Важнейшие условия повышения условного к. п. д.
склада — рациональное устройство и правильная орга-
низация эксплуатации, включающая строгий учет коли-
чества и качества получаемого на склад и расходуемого
котельной топлива.
10-2. ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ РАЦИОНАЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ
ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
ПРИЧИНЫ ПОТЕРЬ ТОПЛИВА НА СКЛАДАХ
Потери твердого топлива на складах могут про-
исходить в результате механических воздействий на его
массу и под влиянием химических процессов (табл. 10-1).
В практике приходится сталкиваться с совместным
действием ряда перечисленных в таблице факторов при
преобладании отдельных из них в зависимости от мест-
ных условий.
Однако наиболее заметным источником потерь явля-
ется измельчение топлива, так как оно влечет за собой
усиление остальных неблагоприятных воздействий: уноса
202
Таблица 10-1
Основные источники потерь на складах твердого топлива
Характер воздей- ствий на топливо Источник потерь Характер потерь
Механические Унос мелочи ветром Вымывание атмосферными осад- ками Вдавливание в грунт и переме- шивание с ним Потери массы
Измельчение Увлажнение Снижение тепло- ты сгорания
Химические Озоление Самоокисление и самовозгора- ние
ветром и вымывания атмосферными осадками, вдавли-
вания в грунт и перемешивания с ним, увлажнения и
озоления. В свою очередь накопление влаги способст-
вует самоокислению и самовозгоранию.
Измельчение топлива происходит при каждой пере-
грузке, при ручной трамбовке штабеля вместо уплотне-
ния катком, из-за выветривания при длительном хра-
нении и растрескивания при колебаниях влажности.
Помимо прямой убыли на складе, измельчение —
ухудшение гранулометрического состава топлива —
сильно влияет на к. п. д. котлоагрегатов со слоевыми
топками из-за возрастания потерь тепла от механиче-
ской неполноты сгорания. Кроме того, измельчение и
увлажнение топлива вызывают перебои в работе топ-
ливоподачи из-за снижения его сыпучести. Наиболее
подвержено измельчению топливо, имеющее меньшую
механическую прочность. Относительно небольшое уве-
личение высоты падения топлива при перегрузках вы-
зывает резкое возрастание количества образующейся
при этом мелочи (табл. 10-2). Унос мелочи ветром имеет
место как в процессе разгрузки, особенно при сбрасыва-
нии топлива с большой высоты, в узлах пересыпки, при
штабелировании, скреперовании, нагребании бульдозе-
ро.м, так и при хранении в штабелях в случае неудовле-
творительной обработки их поверхностей.
При умеренной скорости ветра 4 м]сек уносятся
кусочки топлива размером до 0,5 мм, при скорости вет-
203
Таблица 10-2
Среднее количество мелочи, образующейся при перегрузках
топлива, % (Л. 29]
Операция 14ihub<Jj.hy Угли длинно- пламенные и газовые Угли бурые Угли тсщие Угли типа аралячевско- го—хрупкие
Перелопачивание на рас- стояние 5 м...... 1,10 2,0 3,20 4,70 6,80
Ручная погрузка в ваго- нетки . 0,40 0,70 1,10 1,60 2,30
Передача ленточным транс- портером на 100 м ... 0,06 0,10 0,20 0,25 0,35
Передача скребковым транс- портером на 10 м 0,30 0.55 0,80 1,20 1,80
Перегрузка с транспортера на транспортер с перепа- дом 1 JW 0,06 0,10 0,17 0,25 0,35
Спуск по желобу на 10 л под углом 30—35° .... 0,35 0,65 1.0 1,50 2,20
Спуск по желобу на 10 м под углом 60° 0,65 1,20 1,90 2,70 4.00
Скреперная доставка на 50 м 1,20 2,20 3,5—5,0 5,0—8.0 7,00
Перегрузка грейфером . . . 0.25 0,45 0.70 1.0 1,40
Разгрузка с эстакады (высо- та 2,3 л) 0,50 1.0 1,50 2,20 8,0
Разгрузка с эстакады (вы- сота 3,5 лг) 2,60 4,70 7,30 11.0 15.50
ра 6—8 м}сек размер уносимых кусочков возрастает до
1—2 мм. Ветер, имеющий скорость 13 м!сек, уносит
кусочки размером до 5 мм. Потери топлива от уноса
ветром возрастают при неудачных схеме механизации
и планировке склада.
Вымывание топлива атмосферными осадками воз-
никает из-за хранения топлива в штабелях, при неплот-
ной укатке кровли и особенно откосов штабелей, отсут-
ствия уклонов кровли к краям штабеля, скопления снега,
отсутствия или неисправности системы водоотвода.
Вдавливание топлива в грунт и перемешивание
с ним вызывается хранением топлива в нештабелирован-
ном виде, неудовлетворительной конструкцией и недо-
статочным уплотнением подштабельного основания и
при неумелой эксплуатации механизмов, обслуживаю-
щих склад, неудачной его планировкой.
204
Увлажнение топлива вызывается храпением его
в нештабелированном виде, неплотной укаткой кровли
и откосов штабелей, отсутствием уклонов кровли
к краям, нерегулярной очисткой, штабелей от снега и
льда, измельчением топлива, неудовлетворительным уда-
лением атмосферных вод из-за неудачно выполненной
планировки площадки или неупорядоченности последней.
Особенно подвержен намоканию фрезерный торф.
Малоразлсжившийся торф поглощает влаги больше, чем
хорошо разложившийся. Намокание заштабелированного
торфа распространяется на глубину 0,5—0,75 м.
Увеличение влажности снижает теплоту сгорания
топлива (§ 3-2), вызывает приращение объема продук-
тов сгорания, рост потерь тепла с уходящими газами
(§ 2-2), ограничивает теплопроизводительность котло-
агрегатов, увеличивает расход электроэнергии на тягу.
Кроме этих прямых потерь, избыточная влага топ-
лива оказывает резко отрицательное влияние на всю
работу котельной установки: замазывание в дробилках
и питателях, зависание в течках и бункерах, усиление
коррозии хвостовых поверхностей нагрева вследствие
конденсации водяных паров продуктов сгорания. Потеря
сыпучести наблюдается при следующих величинах
влажности топлива: донецкие антрациты и тощие угли
от 8 до 9%, кузнецкий тощий 12%, карагандинский ПЖ
от 14 до 15%), подмосковный уголь от 34 до 35%• Зама-
зывание, вызываемое присутствием в топливе примеси
глины, наблюдается при таких значениях влажности
топлив: челябинский уголь от 27 до 30%’, богословский
и волчанский угли от 25 до 28%, подмосковный уголь
от 36 до 37%; райчихинский уголь от 40 до 42%.
При низких наружных температурах влажное топ-
ливо смерзается в штабелях, затрудняя работу меха-
низмов на складе. Бурые угли типа карагандинских при
влажности 27%' и сильных морозах смерзаются с обра-
зованием корки толщиной от 0,5 до 1 л. Антрациты и
каменные угли типа ПЖ при влажности до 8% и не-
больших морозах промерзают на 100—1-50 лш от наруж-
ной поверхности.
Влажность топлива, безопасная в отношении смерза-
ния, составляет для каменных углей от 4 до 8%, для
бурых углей типа подмосковного от 18 до 28%', для
молодых бурых углей типа александрийского и для тор-
фа от 28 до 33%.
205
Озоление—повышение зольности рабочей массы
топлива — является результатом выветривания, само-
окисления и самовозгорания. Выветривание также вы-
зывает уменьшение содержания летучих горючих ве-
рис. 10-1. Потеря теплоты сгорания каменного
угля марки ГР в зависимости от длительности
хранения и температуры внутри штабеля, в про-
центах.
ществ, повышение доли балласта в топливе и снижение
теплоты сгорания, но наиболее активно эти процессы
протекают при самоокислении и самовозгорании топ-
лива. Известны случаи полного уничтожения целых
штабелей топлива в результате самовозгорания. Потеря
топливом теплоты сгорания оказывается тем больше,
чем выше температура в штабеле и чем дольше оно
в нем хранится. На рис. 10-1 приведен график указанной
зависимости для донецкого каменного угля марки ГР
[Л. 36]. Потеря теплоты сгорания артемовского бурого
угля марки БР при хранении в штабеле около 1 года
составила 2,5%, при хранении челябинского бурого угля
марки БР в течение 9 мес.—3,5%. В среднем потеря
теплоты сгорания топлива в правильно сформированных
штабелях составляет для каменных углей от 1 до 1,5%,
для бурых углей от 2 до 2,5% в год [Л. 22].
Самоокисление топлива является результатом
взаимодействия его с кислородом воздуха. Наибольшую
206
склонность к окислению имеют молодые топлива с вы-
соким содержанием кислорода — бурые и каменные угли,
за исключением тощих, торф. Это объясняется тем, что
кислород воздуха активно соединяется с уже имеющи-
мися в топливе кислородосодержащими органическими
веществами. Процесс окисления начинается с физическо-
го процесса адсорбции углем кислорода из воздуха, из
атмосферных осадков, протекающей при низких темпе-
ратурах, и завершается химическим взаимодействием
его с органической массой топлива с выделением при
этом тепла. В зависимости от условий хранения и осо-
бенностей топлива происходит более или менее быстрое
накопление тепла, приводящее к повышению темпера-
туры топлива, а затем и к самовозгоранию. Скорость
окислительного процесса пропорциональна температуре.
При повышении температуры угля на 10 °C и при прочих
равных условиях скорость реакции окисления возра-
стает в 2—3 раза. Резкое ускорение повышения темпе-
ратуры наступает по достижении 60°C, в связи с чем
эту температуру принято считать критической темпера-
турой самовозгорания для большинства углей. Но уже
при температуре 45—60 °C происходит окисление орга-
нической массы топлива, выделение летучих горючих
веществ, что приводит к уменьшению теплоты сгорания.
Способность к самоокислению и самовозгоранию уве-
личивается с измельчением топлива, из-за роста поверх-
ности контакта с окружающей средой и более интенсив-
ного поглощения кислорода из воздуха и атмосферных
осадков. Ускорению окисления способствуют также хра-
нение топлива с недостаточно уплотненными поверхно-
стями штабелей, влажность топлива, воздушные каналы,
перемешивание топлива со щепой, опилками и мусором.
Быстро ухудшается качество угля из-за окисления
в первый период хранения (2—3 мес). При последую-
щем хранении в правильно уплотненном штабеле каче-
ство угля меняется незначительно. Большое влияние на
интенсивность самоокисления топлива оказывает темпе-
ратура воздуха в период закладки штабеля. Штабеля,
заложенные в теплое время года, самоокисляются быст-
рее, чем заложенные в осенне-зимний период, соответст-
венно и сокращаются сроки хранения топлива. Штабеля,
расположенные длинной стороной перпендикулярно на-
правлению господствующих ветров, подвержены уско-
ренному повышению температуры и образованию очагов
207
самовозгорания в откосах После нагрева топлива
в штабеле до критической температуры дальнейшее ее
повышение вплоть до воспламенения, если не приняты
меры, протекает очень быстро. Воспламенение углей про-
исходит при температуре 150—200 °C. Самоокисление
фрезерного торфа приводит к повышению температуры
внутри штабеля до 60—70 °C. В результате окислитель-
ных процессов торф теряет летучие (с 70 до 40—50%),
значительную часть кислорода (с 30 до 1—6%) {«И. 51];
при этом происходит обугливание торфа с образованием
в штабеле полукоксовой массы.
Потери топлива значительно возрастают при про-
пуске всего или большей части топлива через склад.
Поэтому необходимо направлять максимально возмож-
ное количество топлива, прибывающего в железнодо-
рожных вагонах или автомашинах, непосредственно
в котельную с тем, чтобы запас топлива хранился в пра-
вильно оформленных, хорошо уплотненных штабелях.
В настоящее время установлены нормы максимально
допустимых потерь разных видов топлива при хранении
на складе и при транспортных операциях (табл. 10-3).
Таблица 10-3
Предельно допустимые потери твердого топлива при хранении
и при транспортных операциях, % [Л. 17]
Вид топлива Наименование операции
Железно- дорожные перевозки Разгрузка . железно- дорожных вагонов Перемеще- ния скре- перами, кранами п погрузка в бункера, вагоны Хранение на складе 1 год Подача со склада в котельную
Каменный уголь 0,8 0,1 0,2 0,2 —
Угольная мелочь 1,0 0,2 0,3 0.3 о,1
Бурый уголь . . . 0,8 0,2 0,3 0,5 0,2
Кусковой торф . . 0.6 0,15 0,15 2,0 0.1
Фрезерный торф 1,25 0,5 0,5 з.о 0,3
Дрова — 0,2 — 0,5 0,2
РАЦИОНАЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО СКЛАДОВ
ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Для хранения твердого топлива при котельных
должны сооружаться, как правило, только расходные
склады, рассчитанные на регулярное получение топлива
208
с базисных складов. Емкость расходных складов при-
нимается не более недельного запаса при регулярной
доставке автотранспортом и до двухнедельного запаса
при доставке по железной дороге [Л. 3]. За расчетный
принимается расход топлива котельной при средней
температуре наиболее холодного месяца. Увеличение
емкости склада при котельной допускается в случае от-
сутствия базисного склада или большой его удаленности.
В этом случае сооружаются объединенные базисно-рас-
ходные склады с общим запасом, соответствующим
среднему 2—3-месячному расходу. Основным типом
склада твердого топлива является открытый склад.
Устройство закрытых складов допускается для котель-
ных в населенных пунктах, в стесненных условиях, при
топливе, непригодном для открытого хранения, при спе-
циальных требованиях технологии' производства, в рай-
онах Крайнего Севера. Применение закрытых складов
способствует снижению потерь топлива не только на
складах, но и в процессе использования его в котельных
установках, значительно повышает надежность эксплуа-
тации. В тех условиях, когда местные условия вызывают
увеличенные потери топлива при открытом хранении, це-
лесообразно рассмотреть вариант устройства закрытого
склада с технико-экономическим обоснованием по ме-
тодике, приведенной в гл. 13.
Хранение твердого топлива на открытых механизи-
рованных складах производится в штабелях, размеры
которых определяются емкостью склада и техническими
характеристиками имеющихся механизмов. Для сокра-
щения потерь топлива целесообразны штабеля с наи-
меньшей наружной поверхностью на единицу объема,
что достигается устройством крупных, сплошных штабе-
лей. Разгрузка топлива из транспортных средств на
склад, штабелирование и погрузка на устройства топ-
ливоподачи должны быть механизированы.
Склады углей, склонных к самонагреванию, должны
иметь катки типа дорожных для послойного уплотнения
штабелей. Неплохие результаты дает укатка гусеницами
трактора.
На механизированных складах угля размеры штабе-
лей не ограничиваются и выбираются сообразно с ем-
костью склада и возможностями механизмов.
На немеханизированных складах топлива, устройство
которых для вновь строящихся и реконструируемых
14—1 209
котельных нормами не предусматривается, размеры
штабелей принимают для бурых и каменных углей по
высоте 2,5 м, по ширине не более 20 лц для торфа по
длине не более 125 л/, по ширине не более 30 л/, углы
откосов штабелей^ не менее 60° для кускового торфа,
не менее 40° для фрезерного торфа.
Исключение составляют антрациты и каменные угли
марки Т, для которых размеры штабелей и на немеха-
низированных складах не ограничиваются. Расстояния
между смежными штабелями угля должны быть не ме-
нее 1 лг при высоте штабелей до 3 м и не менее 2 м при
большей высоте. Штабеля торфа размещают попарно,
с разрывами между подошвами штабелей не менее 5 я,
а между каждой парой не менее ширины штабеля по
подошве, но не менее 12 м.
Разрывы между торцами штабелей, считая по по-
дошве, принимают для кускового торфа не менее 20 м,
для фрезерного торфа не менее 45 лг. Расстояние от
подошвы штабеля должно быть не м:енее 5 м до огра-
ждения территории, не менее 1,5 лг до ближайшего рель-
са железнодорожного пути и до бровки автомобильной
дороги.
Расстояния между штабелями и ближайшими
к ним зданиями и сооружениями согласно противо-
пожарным нормам должны быть не менее указанных
в СНиП П-М.1-71.
Площадь, необходимая для открытого склада твер-
дого топлива, должна быть достаточной по величине для
возможности работы складских механизмов при мини-
мальных потерях топлива с устройством требуемых
нормами разрывов, проездов и проходов. Для предва-
рительной оценки необходимой для склада территории
площадь, непосредственно занимаемая штабелями,
должна быть увеличена в 1,5—1,7 раза. Длина фронта
разгрузки при подаче угля в железнодорожных вагонах
типа гондола может быть подсчитана исходя из вели-
чины Ва~одновременной подачи угля, определяемой
по формуле К. А. Егорова [Л. 24]:
В„=12О+-4®-, т,
где Вгод — годовой расход топлива котельной, т.
Для котельных тепловой мощностью до 50 Гкал1ч,
работающих на антрацитах, каменных и бурых углях,
210
за последние годы выработаны типовые схемы открытых
складов этих топлив.
При доставке топлива по железной дороге такой склад ем-
костью 1 500 т состоит (рис. 10-2) из эстакадного приемного уст-
ройства с приподнятым железнодорожным путем /, штабелей топ-
лива 2 и погрузчика-бульдозера 3. Приемный бункер 4, ленточные
Рис. 10-2. Открытый расходный склад угля емкостью 1500 т
с эстакадным приемным устройством.
конвейеры 5 и 6 и дробильная установка 7 с дробилкой ДДЗ-1М
относятся к устройствам топливоподачи котельной 8.
Для площадок, где сооружение эстакадного приемного устрой-
ства затруднено или нецелесообразно, применяют вариант склада
с бункерным приемным устройством (рис. 10-3): 1 — железнодорож-
ный путь; 2 — бункерное приемное устройство; 3 — маневровое уст-
ройство; 4 — штабель топлива емкостью 2 000 г; 5 — приемный бун-
кер топливоподачи; 6 — погрузчик-бульдозер; 7 — дробильное уст-
ройство; 8—конвейер; 9— котельная.
14* 211
Преимуществом склада с бункерным приемным уст-
ройством является возможность разгрузки топлива из
железнодорожных вагонов непосредственно в котельную,
минуя склад, что снижает потери топлива по сравнению
Б I—-
Рис. 10-3. Открытый расходный склад угля емкостью 2 000 т с бун-
керным приемным устройством.
с эстакадным приемным устройством. Недостатком это-
го варианта является необходимость заглубления зда-
ния приема топлива до 5 м и приямка для конвейера
в нем до 7 м.
При доставке топлива автотранспортом склад угля емкостью
1 000 т (рис. 10-4) состоит из штабеля 1 и погрузчика-бульдозера 2.
Приемный бункер 3, винтовые дробилки 4 и ленточный конвейер 5
212
относятся к устройствам топливоподачи котельной 6. Доставка
автотранспортом позволяет также подавать топливо непосредственно
в бункера котельной, минуя склад. Устройства топливоподачи рас-
считаны на получение топлива размерами кусков до 200 мм и выход
фракций дробления до 40 мм.
Рис. 10-4. Открытый расходный склад угля емкостью 1 000 т при
доставке
автотра нспортом.
Для котельных, постоянно работающих на сортиро-
ванных углях, применяется схема топливоподачи’ без
дробильного устройства. Недостатком примененных
в описанных схемах погрузчиков-бульдозеров является
измельчение ими топлива, особенно существенное для
углей, имеющих малую механическую прочность. Одна-
ко этот недостаток в значительной степени компен-
сируется снижением потерь, достигаемым хорошим
213
штабелированием (плотность укатки, правильная
форма).
Для предотвращения скопления атмосферных вод
у штабелей топлива и организованного отвода их за
пределы склада должна быть выполнена вертикальная
планировка территории. Вокруг склада, в стороне от
штабелей устраивают открытые дренажные канавы.
Планировочные отметки склада назначают не менее чем
на 0,5 м выше уровня грунтовых вод с учетом их мак-
симально возможного подъема. При высоком уровне
грунтовых вод рекомендуется устройство между штабе-
лями закрытых дренажных канав. Основание для шта-
белей должно быть плотно укатано и иметь ровную по-
верхность. Лучше всего покрыть основание одеждой из
плотных суглинков со шлаком —слои шлака втрамбо-
вывают в грунт.
При илистых, песчаных или скалистых грунтах вы-
полняют подсыпку из глинобетона на шлаке слоем 150—
200 мм с тщательной укаткой для обеспечения плотной
и ровной поверхности в соответствии с проектными пла-
нировочными отметками. Грунты, содержащие органи-
ческие вещества для подштабельных оснований, не
должны применяться. При обнаружении торфа на пло-
щадке, предназначенной для склада, он должен быть
заменен на глубину не менее 400 мм глинобетоном на
шлаке с уплотнением и обработкой поверхности, как
указано выше. Подштабельные основания из бетона,
асфальта, камня и дерева нецелесообразны.
Пример устройства закрытого силосного склада угля по проекту
Центрального конструкторского отделения бывшего треста Союз-
проммеханизация приведен на рис. 10-5.
Из автосамосвалов уголь сгружается в приемный бункер 1 и
ленточным конвейером 2 с лентой шириной 650 мм подается на
дробилку 3 типа ДДЗ-1М. Дробленый уголь поднимается цепным
элеватором 4 типа ЦЕ>^350 и Поступает в закрытый расходный склад,
представляющий собой отдельно стоящий силос 6. Дисковый пита-
тель 7 типа Д-250 выдает уголь из силоса на ленточный конвейер 5
с лентой шириной! 500 мм, транспортирующий его в бункера котлов.
Предусмотрена возможность подачи дробленого угля непосредст-
венно на конвейер 5 и в буккера котлов, минуя силосный склад.
Запас топлива в силосе 500 г рассчитан иа 3—5-суточный расход.
Аналогичная схема может применяться и для котельных с мень-
шим расходом топлива. Взвешивание топлива производится на лен-
точных весах, установленных на конвейере 5. Для предотвращения
сводообразования предусмотрена возможность шуровки и подогрев
стенок устья снлоса. Управление конвейером 2, дробилкой и элева-
тором производится с пульта, размещенного у приемного бункера 1.
214
Рис. 10-5. Закрытый расходный склад угля с силосом
емкостью 500 т.
Эти механизмы, обслуживаемые одним рабочим, эксплуатируются
в одну смену. Работа конвейера 5 автоматизирована, датчики уров-
ня установлены в бункерах котлов и в силосе. Режим работы линии
силос — бункера котлов периодический, в течение суток; частота и
продолжительность включения зависят от емкости бункеров у кот-
лов. Наблюдение за работой этой линии должен вести персонал
котельной.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКЛАДОВ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Организация эксплуатации складов твердого
топлива должна обеспечить минимальные потери топ-
лива при механизированной разгрузке из прибывающего
транспорта в установленные сроки; приемку поступаю-
щего топлива с контролем по количеству и качеству;
минимальные потери массы и качества топлива при хра-
нении запаса на складе и транспортировке в котельную;
215
подготовку топлива — дробление, удаление посторонних
предметов и при необходимости подсушку; создание
запаса сухого топлива для возможности расходования
его в дождливое время в смеси с вновь поступающим
влажным или лучше в чистом виде, что имеет решающее
значение для бесперебойной и экономичной работы ко-
тельной установки; возможность механизированного
приготовления смеси топлив оптимального состава для
повышения к. п. д. котлоагрегатов.
Качество топлива, получаемого котельной, должно
соответствовать проектному, установленному планирую-
щими органами, действующим ГОСТ и техническим
условиям на поставку, а по влажности (для углей и
сланцев), кроме того, техническим условиям отдельных
предприятий угольной промышленности. В технических
условиях к договорам, заключаемым поставщиками и
потребителями топлива, должны быть указаны марка
топлива; класс по крупности и максимальные размеры
кусков; группа по зольности и ее предельная величина;
влажность максимальная; влажность минимальная (для
торфа); степень окисленности (для кузнецких углей);
отсутствие в топливе посторонних примесей.
Применение в котельных со слоевым сжиганием топ-
лив, поставка которых для такого сжигания действую-
щими стандартами не предусматривается, не должно
допускаться ввиду чрезвычайно больших потерь топли-
ва. Так, например, для котельных со слоевыми механи-
ческими топками не должны поставляться штыб, отсев,
промпродукт, а также антрациты марок ACLU, АРШ
и тощие угли. Все эти топлива должны эффективно
использоваться в камерных топках крупных котлов.
Каждая партия топлива, прибывшего на склад
котельной, должна быть тщательно осмотрена. При
обнаружении несоответствия качества техническим усло-
виям поставки или характеристике, указанной в доку-
ментах поставщика (влажность, содержание мелочи,
кусков породы и др.), необходимо отобрать контрольные
пробы. По результатам анализа этих проб в случае рас-
хождений с техническими условиями поставки состав-
ляют акты и предъявляют материальные претензии по-
ставщику. Отбор контрольных проб должен произво-
диться в соответствии со специальной инструкцией.
Один раз в квартал от каждого штабеля длительного
хранения должны отбираться пробы топлива для кон-
216
троля влажности, зольности, содержания летучих горю-
чих веществ и теплоты сгорания. Сравнение этих данных
с результатами предыдущих анализов позволяет оценить
потерю качества при хранении. Одновременно с отбо-
ром проб, но не реже 1 раза в квартал на складе долж-
на производиться инвентаризация топлива для контроля
его расхода.
Оптимальным в отношении экономии топлива явля-
ется такой режим эксплуатации, при котором топливо
из разгрузочного устройства подается в бункера котлов,
минуя склад. При таком способе работы «с колес» со-
кращается число транспортных операций и уменьшают-
ся потери топлива (см. табл. 10-3). Сокращение времени
контакта топлива с воздухом (быстрое штабелирование,
см. ниже) уменьшает также потери летучих, озоление
и потери от самовозгорания. Склад при этом служит
регулирующей емкостью, где хранятся правильно сфор-
мированные штабеля. Для осуществления такого режи-
ма необходимы регулярное поступление, стабильность
сортов и соблюдение качества топлива, требуемого для
устойчивой работы топливоподачи и котлоагрегатов
(отсутствие избыточной влаги, смерзшихся кусков
и т. п.), достаточный запас на расходном складе. На
практике из-за несоблюдения перечисленных условий
постоянная работа «с колес» бывает затруднена. При
поступлении топлива в автосамосвалах с базисного
склада или в железнодорожных «вертушках» с места
добычи (торф) такой режим, как способствующий эко-
номии топлива, обязателен.
При разгрузке топлива из прибывающих транспорт-
ных средств и формировании штабелей не должны до-
пускаться сбрасывание с высоты более 1,5—2 м и из-
лишние перегрузки, вызывающие измельчение и потери
топлива (см. табл. 10-2). Как видно из указанной таб-
лицы, увеличение высоты падения топлива с 2,3 до 3,5 м
при разгрузке с эстакады вызывает возрастание коли-
чества образующейся мелочи в 5 раз. Каждая перегруз-
ка грейфером приводит к измельчению от 0,25 до 1,4%
перегружаемого топлива. Раскрыть грейфер следует не
выше 1—1,5 м над формируемой поверхностью штабеля
или над приемным бункером топливоподачи.
Основным условием сохранности топлива при хра-
нении является правильная закладка штабелей. При
соблюдении этого условия могут быть сведены к мини-
217
муму потери от механических и химических воздействий
на топливо (см. табл. 10-1), предупреждено его самовоз-
горание и облегчен учет. Правильная геометрическая
форма, плотная укатка, оптимальные размеры и распо-
ложение штабелей —основные требования, предъявляе-
мые к хорошо организованному и рационально эксплуа-
тируемому складу. Послойная укатка в процессе форми-
рования штабелей должна производиться при хранении
топлива, склонного к самоокислению, более 2 мес.
При хранении от 0,5 до 2 мес. ограничиваются поверх-
ностной укаткой, при меньшем сроке хранении укатка
не обязательна. Каждый штабель должен иметь таблич-
ку с ясно видимыми обозначениями номера штабеля,
даты его закладки, веса и марки топлива. Такие же све-
дения записывают в паспорт штабеля.
Перед разгрузкой прибывшей партии свежего топ-
лива площадка склада должна быть очищена от остат-
ков старого топлива и от посторонних предметов.
При поступлении на склад топлива разных марок
хранение организуют в раздельных штабелях, посортно.
В одном штабеле нельзя хранить топливо разных марок.
Произвольное смешение топлив разных марок также
недопустимо. Смеси должны приготовляться в соответст-
вии с рекомендациями, обеспечивающими повышение
к. п. д. котлоагрегатов (см. гл. 3).
Важность плотной укладки штабелей для топлив,
склонных к самоокислению и самовозгоранию, диктует-
ся следующими соображениями.
Химические воздействия на топливо вызываются по-
глощением кислорода из воздуха и атмосферной воды
поверхностями частиц топлива. Количество поглощаемо-
го кислорода тем больше, чем больше величина адсор-
бирующей поверхности единицы массы топлива и срок
его хранения. Поглощение топливом кислорода сопро-
вождается выделением тепла, отвод которого изнутри
штабеля затруднен из-за низкой теплопроводности
углей. Поэтому важнейшей мерой защиты топлива ст
химического воздействия кислорода является предотвра-
щение доступа воздуха в штабель, что достигают тща-
тельной послойной укладкой с укатыванием дорожным
катком, создающим давление 2—3 кгс}см2 для каменного
и 3—4 кгс/слР для бурого угля, не допуская оставления
пустот. Толщина каждого слоя 1,5—2 м для каменных и
0,5 м для бурых углей. Штабеля торфа вместо укатки
218
покрывают плотным слоем влажной торфяной мелочи,
предотвращающей доступ воздуха внутрь штабеля. Наи-
более подвержены повышению температуры откосы шта-
белей, что объясняется рассортировкой топлива по круп-
ности кусков, получающейся при насыпании топлива на
штабель. Более крупные куски собираются у подошвы
штабеля, что облегчает доступ воздуха внутрь штабеля
и способствует самоокислению. Поэтому поверхность от-
косов очищают от крупных кусков, засыпают мелочью и
утрамбовывают. Особенно плотно должны быть укатаны
нижние части откосов штабелей. Температура наруж-
ного воздуха и длительность процесса формирования
штабеля оказывают решающее влияние на сохранность
топлива при последующем хранении.
По опытам, проведенным на челябинском буром угле [Л. 22]
в штабелях, заложенных ранней весной (март — апрель), при отри-
цательной температуре воздуха и грунта максимальная темпера-
тура угля не превышала 33 СС. В штабеле майской закладки эта'
температура достигала 60 °C, а в штабеле, заложенном в июле,
возникли очаги самовозгорания с температурой более 250 °C.
Весьма важно также сокращение времени между
выгрузкой угля из вагонов и завершением формирова-
ния уплотненного штабеля.
По опытам на богословском угле при одинаковой общей про-
должительности процесса формирования двух штабелей в одном
случае период между выгрузкой и уплотнением угля составлял
5 суток, а в другом 25 суток; температура угля в первом штабеле
за период хранения не превышала 35 °C, во втором температура
угля быстро поднялась до 80 °C, что привело к необходимости раз-
борки штабеля.
Длительность формирования штабеля топлива, склон-
ного к самоокислению, должна быть минимальной — не
более 2—3 суток при летней закладке. В этих условиях
штабелирование топлива целесообразно производить
ночью. Топливо, прибывшее при повышенной темпера-
туре, до закладки в штабель необходимо охладить.
Недопустимо включение в штабель топлива с очагами
горения. Такое топливо после ликвидации очагов горе-
ния и охлаждения подается в котельную. Оптимальным
в отношении снижения потерь от самоокисления явля-
ется расположение штабелей длинной стороной вдоль
направления господствующих ветров.
Штабеля должны находиться под регулярным ви-
зуальным наблюдением и контролем температуры. При
219
обнаружении промоин, провалов, трещин и т. п. необ-
ходимо восстановление поврежденных мест подсыпкой
мелочи и трамбовкой. При осмотре штабелей обращают
внимание на признаки самовозгорания, которыми явля-
ются проталины на снежном покрове штабеля; влажные
пятна или быстрое высыхание отдельных мест с обра-
зованием на поверхности штабеля сухих пятен после
дождя; запах углеводородов, сернистых соединений,
появление легкого дыма; повышение температуры в те-
чение суток на 3—5°C и подъем температуры до 60 °C;
такие участки считаются опасными.
Контроль температуры в штабелях топлива, склон-
ного к самоокислению, производят через 3—5 дней,
а при обнаружении температуры выше 45—50 СС еже-
дневно, пока не установится температура ниже 45 °C.
Стальные трубки внутренним диаметром 20—40 мм для термо-
метров закладывают .в откосы штабеля вертикально, на расстоянии
1,5 м от края подошвы, с шагом 5—10 м. Топливо вокруг трубок
утрамбовывают. Длину трубок выбирают так, чтобы нижние концы
их находились на расстоянии 300—500 мм от подошвы штабеля,
а верхние выступали на 300—400 мм.
Нижние концы труб оттягивают на конус и заваривают, верх-
ние закрывают пробками. Термометры применяют со шкалой от 0
до 150СС и длинными хвостовиками. На ртутиый шарик термометра
надевают металлический капсюль, заполненный машинным маслом.
Замер температуры в штабеле производят опусканием термометра
в трубку на нужную глубину с помощью шнура пли рейки на 15—
20 мин. Результаты измерения температуры штабеля регистрируют
в специальном журнале по приведенной ниже форме. Все точки
измерения нумеруют масляной краской на трубках.
Дата и час суток № штабеля Место измерения Температура, °C Примечания
Целесообразно применение автоматической сигнали-
зации повышения температуры в штабеле выше допу-
стимой. Одним из возможных конструктивных решений
такого устройства является сжатая пружина с сигналь-
ным флажком, закладываемая в трубки. Пружина удер-
живается в сжатом состоянии стяжкой из специального
сплава. При превышении опасной температуры стяжка
плавится и освобождает пружину, которая выбрасывает
над трубой сигнальный флажок.
220
Обнаруженные очаги самовозгораний Необходимо
локализовать дополнительным уплотнением поверхности
очага и прилегающих участков. При недостаточности
этого поверхность недопустимо разогретого участка об-
мазывают раствором глины с песком слоем 2—3 см.
В тех случаях, когда и это мероприятие окажется не-
достаточно эффективным, горящее топливо следует раз-
бросать на запасной площадке слоем до 0,5 м для охла-
ждения и при необходимости залить водой. Тушение
очагов горения водой или углекислотой в штабеле не-
целесообразно.
Воспрещается разрыхление топлива и устройство
вентиляционных каналов в штабеле для охлаждения
очага горения. Охлажденное и подсохшее на площадке
топливо подается для использования в котельную. Во
избежание разрушения откосов и кровли штабелей при
хождении (например, к термометрам) устраиваются
дощатые трапы. Хождение по откосам и краям кровли
штабелей не должно допускаться.
На базисных складах длительного хранения для
предотвращения потерь производят периодическое об-
новление запаса топлива по графику, согласованному
с поставщиками (при отсутствии чрезмерного повыше-
ния температуры до 60 СС), в следующие сроки: антра-
циты, тощие угли, фрезерный торф и кусковой низин-
ный— через 2 года, каменные, бурые угли и кусковой
торф прошлых лет добычи — через 1 год. Обновление
угля на базисном складе рекомендуется производить
в периоды наиболее постоянной влажности воздуха; не
следует производить закладку штабелей в периоды, ког-
да днем температура воздуха относительно высока,
а ночью снижается ниже нуля. Вскрытие штабелей ре-
комендуется-производить в ограниченной зоне и расхо-
довать топливо возможно быстрее. В первую очередь
забирается топливо, имеющее температуру выше 40 °C.
Для районов с низкими наружными температурами при
систематическом поступлении сильно смерзшегося топ-
лива на складе устраивают «тепляки» — сараи, в кото-
рых циркулирует воздух, подогретый до 120—160 °C.
Вагон с топливом размораживается горячим воздухом
в течение 2,5—3 ч. Возможно совмещение такого сарая
с бункерным приемным устройством. Расход тепла на
размораживание угля в железнодорожном вагоне грузо-
подъемностью 60 т составляет примерно 300— 500Х
221
X Ю3 ккал. Указанное количество тепла соответствует
расходу не более 0,10—0,25% топлива, находящегося
в вагоне. Если же подавать в топки котлов все топливо
со смерзшейся влагой, то расход тепла на подогрев и
таяние льда для молодых бурых углей и торфа может
достигнуть 2—3% их теплоты сгорания. Толщина слоя
смерзшегося топлива зависит от температуры наруж-
ного воздуха и от времени пребывания вагона в пути.
Башкирский уголь, находившийся в пути 25 ч, промерзал
в вагоне при температуре наружного воздуха —5 °C на глубину
110 мм, а при температуре —15 С на глубину 480 мм. При этой же
температуре и пребывании вагона в пути 10 ч глубина промерзания
угля составляла только 120 мм [Л. 22].
Подсушка топлива на месте добычи наиболее целе-
сообразная мера, обеспечивающая сокращение веса при
перевозках, предотвращение смерзания топлива, облег-
чение разгрузки вагонов, уменьшение их простоев. По
данным Н. М. Михайлова (Л. 22], при подсушке башкир-
ских углей на месте добычи обеспечивается экономия
топлива до 3—4%, вес перевозимого угля сокращается
на 30%.
10-3. ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ РАЦИОНАЛЬНЫХ
УСТРОЙСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ
ЖИДКОГО ТОПЛИВА
ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Топочные мазуты — остаточные продукты пере-
работки нефти — поставляются в соответствии с ГОСТ
10585-63. В стандарте предусмотрено три марки топли-
ва: маловязкий мазут — 40 и высоковязкие мазуты—100
и 200. Последний применяется в котельных только при
возможности непосредственной подачи с нефтеперера-
батывающих заводов по трубопроводам, что является
исключением. Требования, предъявляемые стандартом
к топочным мазутам, приведены в табл. 10-4.
Основные свойства топочных мазутов, определяющие
условия их применения в котельных установках: вяз-
кость, температура застывания, содержание серы, влаж-
ность, зольность, плотность, температура вспышки, низ-
шая теплота сгорания.
Топочные мазуты характеризуются условной вяз-
костью, обозначаемой BVj. Индекс указывает, при какой
температуре определяется вязкость. Маловязкие топ-
лива типа солярового масла характеризуются ВУ&о, т. е.
222
Таблица 10-4
Основные показатели топочных мазутов по ГОСТ 10585-63
Наименование показателей Марка мазута
40 100 200
Вязкость условная, °ВУ (не более): 15,5
при 80 °C 8,0 —-
при 100 °C —. — 6,5—9,5
Содержание воды, % (не более) . . 2,0* 2,0* 1,0
Зольность, % (не более) 0,15** 0,15** 0,3
Содержание механических примесей, % (не более) 1,0 2,5 2,5
Содержание серы, % (не более) . . 0,5*** для малосернистого
2,0*** для сернистого
3,5*** для высокосернистого
Температура вспышки при определе-
нии в открытом тигле, СС (не ниже) 90 ПО 140
Температура застывания, °C (не выше) + 10 +25 +36
Температура застывания мазута из высокопарафинистых нефтей, °C
(не выше) +25 +42 +42
Теплота сгорания низшая в пересчете на сухое топливо1 (небраковочпая),
9 700 9650 9600
ккал/кг д-556 9500 9 450
Плотность при 20 °C, г 'см3 (не более) — 1,015 —-
• При водных перевозках и сливе с подогревом .открытым' паром не более 5%;
*• Из бакинских нефтей допускается до 0,5%.
«»» Из арлано-чекмагу щекой, серновэдской и бугурусланской нефтей—не бо-
лее 4,3%.
1 В числителе для малосерннсгого и сернистого топлива, в знаменателе для вы-
сокосернистого топлива.
условной вязкостью при 50 °C; для топочных мазутов,
текучесть которых при 50 °C недостаточна, вязкость
определяется при температуре 80 или 100 °C и обозна-
чается ВУБ0 или ВУюо- Зависимость вязкости мазутов от
температуры показана на номограмме ВТИ (рис. 10-6).
Горизонтальными линиями с цифрами на номограм-
ме обозначены значения рекомендуемой и предельно
допустимой вязкости для насосов и форсунок разных
типов, по которым может быть ориентировочно опреде-
лена необходимая температура подогрева соответствую-
щего топлива. Величина вязкости, определяющая ка-
чество распыления в форсунках, а следовательно, и
экономичность сжигания, а также продолжительность
слива и гидравлическое сопротивление при перекачке по
223
трубопроводам, имеет в эксплуатации важное значе-
ние.
Температура застывания мазутов марки 40 от 10
до 25°С, марки 100 от 25 до' 42°С. Верхние пределы
относятся к мазутам пз высокопарафинистых нефтей.
Рис. 10-6. Номограмма для определения вязкости и тем-
пературы мазута.
1 — предельная вязкость мазута для винтовых и шестеренчатых
насосов; 5—то же для поршневых и скальчатых насосов; 3 —
то же для центробежных насосов производительностью
20—40 т/ч; 4—то же для паровых форсунок; 5—то же для
воздушных вентиляторных форсунок; 6 — то же для воздушных
компрессорных форсунок; 7 — то же для механических форсу-
нок и рекомендуемая вязкость для паровых форсунок; В — ре-
комендуемая вязкость мазута для воздушных и вентиляторных
форсунок; 9 — то же для механических форсунок.
так называемая псевдокристаллическая структура, вы-
зывающая понижение текучести и затруднение слива и
перекачки (80—100°ВУ). Для мазута марки 100 это
имеет место за 25—30 °C до температуры застывания.
В некоторых мазутах формируются трудно расплавляе-
мые твердые комки и зерна.
По сернистости мазуты делятся на малосернистые,
сернистые и высокосернистые с содержанием серы до 0,5,
2 и 3,5% соответственно. Содержание серы в мазутах
зависит от исходной нефти, но значительно выше, чем
в последней, так как сера концентрируется пренмуще-
224
ственно в тяжелых остаточных продуктах. При пере-
работке высокосернистых нефтей (арлано-чекмагушской,
серноводской и бугурусланской) содержание серы в ма-
зутах может доходить до 4,3%• Сера содержится в ма-
зутах в активной и пассивной форме. Активная сера
вызывает коррозию трубопроводов, подогревателей в ре-
зервуарах, теплообменников и хвостовых поверхностей
нагрева при температурах стенки металла последних
ниже температуры точкр росы.
В мазутах, выпускаемых нефтеперерабатывающими
заводами, содержатся, как правило, только следы воды.
Значительное обводнение мазута происходит при пере-
возках и в особенности при подогреве «открытым» па-
ром. При таком способе разогрева содержание влаги
в мазуте резко возрастает, что не только вызывает по-
тери пара и конденсата, но и ухудшает качество самого
мазута. В результате снижается к. п. д. котлоагрегатов
и надежность работы котельной. При подогреве в от-
крытых резервуарах вода, содержащаяся в мазуте,
вызывает вспенивание.
Зольность мазутов марок 40 и 100 составляет от 0,10
до 0,15% (мазуты бакинских нефтеперерабатывающих
заводов до 0,4%). Присутствие в золе щелочных и ще-
лочноземельных металлов и ванадия снижает темпера-
туру ее размягчения и приводит к образованию мине-
ральных отложений на поверхностях нагрева. Увеличе-
ние зольности от 0,1 до 0,3% усиливает образование
отложений в 2—3 раза [Л. 11], снижает экономичность
и теплопроизводительность котлоагрегатов. Зольность
топочных мазутов в 2—4 раза больше зольности исход-
ной нефти.
Плотность топочных мазутов, измеряемая при 20 °C,
мало отличается от плотности воды и может изменяться
в пределах 950—1 050 кг{м3. Из-за малого отличия плот-
ности мазутов и воды отделение последней путем есте-
ственного отстоя почти исключено. Максимальная плот-
ность мазута 100, установленная стандартом, составляет
1 015 кг!м3.
Температура вспышки мазутов колеблется в преде-
лах 90—170 °C, для мазута 100 должна быть по стан-
дарту не ниже 110 °C.
Низшая теплота сгорания обезвоженного мазута 0^ =
= 9 500 — 9800 ккал}кг, при влажности U7’p=5°/() низ-
15—1
225
шая теплота сгорания рабочего топлива марки 40 =
=9 140—9 330 ккал1кг, марки 100 9 050—9 250 ккал/кг.
Меньшие величины относятся к высоковязким, большие
к маловязким мазутам.
Основными источниками потерь мазута, а также свя-
занных с его применением потерь тепла в условиях
котельных установок являются:
разогрев мазута в железнодорожных цистернах «от-
крытым» паром; на 1 т мазута расходуется до 100 кг
пара, обводнение мазута при этом достигает 10%. По
данным ВТИ [Л. 11] сжигание мазута с такой влаж-
ностью приводит к перерасходу около 0,75% сухого ма-
зута за счет тепла, идущего на испарение влаги, и до-
полнительного расхода энергии на тягу; кроме того,
снижается надежность работы котельной;
удлинение времени разогрева и слива железнодорож-
ных цистерн сверх минимально необходимого вызывает
увеличение расхода пара за счет потерь в окружающую
среду; при температуре наружного воздуха— 10°C и
подогреве мазута 100 в цистерне емкостью 50 м3 от 0
до 60 °C средняя потеря тепла в окружающую среду
равна 30500 ккал/ч, что соответствует 20% часового
расхода тепла на разогрев мазута в цистерне. Причи-
нами удлинения времени разогрева чаще всего являют-
ся недостаточное давление пара перед вводом в цистер-
ну, значительная конденсация пара в подводящем
паропроводе, неумелое обслуживание устройств для ра-
зогрева и слива мазута из цистерн;
хранение мазута в открытых емкостях, вызывающее
дополнительное обводнение атмосферными осадками и
увеличенные потери от испарения; открытые лотки для
слива мазута, вызывающие потери тепла;
недостаточный подогрев мазута перед сжиганием,
не обеспечивающий снижения Вязкости до нормальной
величины (рис. 10-6), что ухудшает распыление топлива
форсунками и влечет рост потерь тепла от механической
и химической неполноты сгорания;
неудовлетворительное состояние или отсутствие теп-
ловой изоляции стальных наземных резервуаров, паро-
и мазутопроводов, что вызывает значительные потери
тепла в окружающую среду;
отсутствие присадок, необходимых при сжигании
сернистых мазутов (содержание серы более 0,5%), для
226
Таблица 1С-5
Нормы потерь топочного мазута при приеме и хранении
(в соответствии с приказом Госплана СССР № 760 от 10/XII 1964 г. и изменениями,
утвержденными приказом Госплана СССР Л? 827 от 4/VH 1906 г.)*
Перевозки в железнодорожных цистернах (в процентах от пе-
ревозимого количества)....................................0,040
Прием из железнодорожных цистерн, автоцистерн, нефтеналив-
ных судов, резервуаров (в процентах от принятого количе-
ства):
из железнодорожных и автоцистерн в заглубленные желе-
зобетонные и наземные металлические резервуары . . . 0,021
из барж и танкеров в заглубленные железобетонные и на-
земные металлические резервуары................... . 0,006
Хранение в резервуарных емкостях (1 кг на 1 л’2 поверхности
испарения в месяц):
резервуары заглубленные, железобетонные...............0,003
резервуары наземные, металлические....................0,006
Примечание. Для вертикальных наземных цилиндрических резер-
куаров поверхность испарения принимается по калибровочной таблице ниж-
него пояса, а для заглубленных вертикальных резервуаров — по калибровоч-
ной таблице на 0,8 высоты взлива независимо от фактической степени запол-
нения.
Для горизонтальных цилиндрических наземных и заглубленных резер-
вуаров поверхность испарения вычисляется исходя из заполнения резервуара
па 0,75 высоты взлива независимо от фактической степени заполнения по
формуле /'=0,865 с27, где d— диаметр корпуса резервуара; I— длина цилин-
дрической части; 0,865 — постоянный коэффициент.
Нормы для заглубленных железобетонных резервуаров распространяются
на резервуары с засыпкой от 0,2 м и выше над верхом кровли и временно —
на заглубленные горизонтальные металлические резервуары с засыпкой от
0,3 jit и выше над верхней образующей. Нормы потерь топочного мазута
одинаковы в весенне-летний и осенне-зимний периоды.
Нормы путевых потерь мазута при перевозках в железнодорожных ци-
стернах принимаются независимо от расстояния н периода года,
* Выдержки из [Л. 431.
уменьшения образования плотных отложений на поверх-
ностях нагрева, в мазутопроводах, подогревателях и
облегчения их чистки, донных отложений в резервуарах
и для защиты хвостовых частей котлоагрегатов от низко-
температурной коррозии. Нормы потерь топочного ма-
зута при приеме и хранении приведены в табл. 10-5.
РАЦИОНАЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО И ЭКОНОМИЧНАЯ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКЛАДОВ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Устройство и эксплуатация складов жидкого
топлива котельных должны обеспечивать:
минимальный расход тепла на подогрев мазута при
разгрузке из цистерн, хранении и подаче в котельную,
при соблюдении требуемой вязкости топлива;
15* 227
быстрый и полный слив мазута из разгружаемых
цистерн, что важно как в отношении уменьшения про-
стоя транспортных средств, так и для сбережения топ-
лива и тепла на подогрев;
исключение или уменьшение обводнения мазута при
сливе и хранении;
подготовку мазута — подогрев и фильтрацию, а для
сернистого топлива и химическую обработку — добавку
жидких присадок.
В состав установки для снабжения котельной топоч-
ным мазутом входят сооружения и устройства для
приема и хранения топлива, подготовки и подачи его
В котельную. Устройство для приема топочных мазутов
из железнодорожных цистерн состоит из эстакады для
обслуживания узла разогрева у сливаемых цистерн,
между рельсового сливного лотка, снабженного паровой
рубашкой, и лотков, ведущих в подземные резервуары-
хранилища. При наземных резервуарах в состав уст-
ройства добавляется заглубленная «нулевая» емкость,
из которой топливо перекачивается насосами в храни-
лище. Для котельных рассматриваемого в настоящей
работе типа применяют установки с двумя подземными
резервуарами емкостью по 50, 100, 250, 500 и 1000 м3
и двумя наземными резервуарами емкостью по 200, 400
и 1 000 м3 по типовым проектам Сантехпроекта. Подо-
грев массы мазута в резервуарах циркуляционный, го-
рячим мазутом и местный. Оборудование для подготов-
ки и подачи мазута в котельную размещено в насосной.
В зависимости от расхода мазута применяют насосные
производительностью 3,25; 6,5; 11 ма/ч, а также 2X11
и 2X22 м31ч.
Принципиальная схема трубопроводов мазутонасос-
ной для установки с подземными резервуарами пока-
зана на рис. 10-7.
В состав основного оборудования входят насосы 1
подачи мазута в котельную, насосы 2 циркуляционно-
греющего контура, подогреватели мазута 3, фильтры
грубой очистки 4, фильтры тонкой очистки 5. Вспомога-
тельное оборудование насосной — охладитель конденса-
та 6 и дренажные насосы 7.
Для предотвращения твердых отложений и пробок
в мазутопровода.х необходимо поддерживать постоянную
циркуляцию в контуре подачи топлива в котельную и
температуру, зависящую от вязкости мазута и типа
228
применяемых форсунок (см. рис. 10-6). Регулирование
температуры и давления мазута должно быть автОхма-
тизировано.
Жидкое топливо может применяться в котельных
в качестве основного — в течение всего периода работы,
резервного — в течение длительного периода (зимние
К назутпслиВу
Рис. 10-7. Принципиальная схема мазутонасосной с циркуляцион-
ным разогревом для подземных резервуаров.
-------- мазут;--------пар;-----— — конденсат.
месяцы), аварийного — при непродолжительном прекра-
щении подачи основного топлива (газа) и в качестве
растопочного — при камерном сжигании твердого топ-
лива. Требования к устройству складов мазута котель-
ных установок в зависимости от назначения жидкого
топлива и местных условий изложены в нормативных
документах [Л. 3, 4].
Для быстрого и безостаточного слива топочных ма-
зутов из железнодорожных цистерн требуется снижение
их вязкости, что достигается подогревом до темпера-
туры, обеспечивающей текучесть топлива (табл. 10-6).
229
Таблица 10-6
Рекомендуемая температура подогрева топочных мазутов, °C
Место подогрева Мазут марки
40 100 | 230
В железнодорожных цистернах перед сливом В приемной (промежуточной) емкости и в хранилищах • Перед форсунками разных типов . . . . 30 40—60 60 60—80 См. рис. 70—90 10-6
Примечаний:!. Дли сернистых мазутов 40 и 100 температура разогревав
топливахранилмщах и приемной емкости 70—150 “С.
2. В открытом баке во избежание вспенивания температура разогрева мазута дол-
жна быть не более 90 °C.
3. Температура разогрева солярного масла перед сливом из железнодорожных
цистерн 10—15 °C.
Для экономии топлива и тепла необходима замена
разогрева мазута в железнодорожных цистернах «от-
крытым» паром другими методами разогрева. Наиболее
целесообразна доставка топочных мазутов в цистернах,
оборудованных паровыми рубашками в сливном при-
боре и в нижней части бака. Конструкция таких цистерн
разработана ЦНИИ МПС.
Безостаточный слив мазута из 60-7 цистерны, снабженной па-
ровой рубашкой, обеспечивается за 4 ч вместо 10—14 ч, удельный
расход пара на слив уменьшается в среднем в 2 раза, исключается
обводнение топлива, соответственно на 5—10% увеличивается
полезная емкость мазутохранилищ, исключается трудоемкая ручная
зачистка цистерн от остатков мазута, значительно повышается про-
изводительность и улучшаются условия труда по разгрузке топли-
ва. По расчетам Теплоэлектропроекта затраты на внедрение цистерн,
оборудованных паровыми рубашками, окупятся примерно за пол-
тора года [Л. 11].
В научно-исследовательских организациях и на пред-
приятиях разрабатываются и другие экономичные мето-
ды разогрева мазута для слива из железнодорожных
цистерн.
Виброподогреватели позволяют примерно в 20 раз увеличить
коэффициент теплоотдачи по сравнению с коэффициентом для не-
подвижной поверхности. Продолжительность разогрева мазута на
60 °C в цистерне 50 М3 составляет 3,5 ч, тепловая мощность около
0,4 Гкал/ч, мощность парового привода 4,8 кет, поверхность нагрева
подогревателя 5,65 л;2, скорость вибрации 0,83 м!сек [Л. 43].
На ГРЭС-1 Ленэнерго разработан и внедрен разогрев мазута
методом электроиндукционных потерь. Основное достоинство ме-
тода — исключение обводнения мазута, сокращение времени слива
230
до 4—6 ч. исключение тяжелого труда по ручной зачистке. Элек-
трическая мощность установки— 160 кет.
Разрабатываются также установки для разогрева цистерн про-
качкой горячего мазута, при помощи инфракрасных лучей и др.
До возможности систематического получения топоч-
ных мазутов в специализированных цистернах с паро-
выми рубашками и при отсутствии других устройств
целесообразно применять для разогрева мазута перед
сливом взамен «открытого» пара переносные змеевико-
вые подогреватели системы Гластовецкого и Чекмарева,
состоящие из трех секций, соединяемых при помощи
шлангов.
Поверхность нагрева подогревателя, применяемого
для цистерн емкостью 50—25 м3, составляет 23,1 мг, вес
228 кг. Подогреватели изготовляют из стальных или
дюралюминиевых труб. В качестве теплоносителя при-
меняют сухой насыщенный или слабо перегретый (до
200°C) пар давлением 6—8 кгс!см2.
Основные недостатки переносных змеевиковых подо-
гревателей: значительный вес и громоздкость, затруд-
няющие обслуживание, большая продолжительность
разогрева, необходимость зачистки цистерны после сли-
ва. Существенные преимущества таких подогревателей
перед разогревом «открытым» паром: исключение об-
воднения мазута, экономия топлива.
Некоторое ускорение разогрева «открытым» паром
достигается путем применения пара повышенных пара-
метров— давлением до 6—8 кгс]см2, лучше слегка пере-
гретого, до 200°C. Хорошая тепловая изоляция подводя-
'щих паропроводов и правильно организованный дренаж
способствуют уменьшению обводнения мазута и ускоре-
нию разогрева.
Потери мазута во время слива из цистерн сокраща-
ются при замене переносных лотков на стационарные
междурельсовые, как это принято в действующих типо-
вых проектах установок для мазутоснабжения котельных
(Сантехпроект, 1967 г.). Потери тепла сокращаются при
закрытых крышками сливных лотках, что способствует
также ускорению слива топлива. Давление пара в ру-
башке обогреваемого междурельсовлго лотка не должно'
превышать 2 кгс{см2. Использование паровых рубашек
или встроенных змеевиков, которыми оборудована часть
цистерн, должно быть обязательным при разогреве ма-
зута перед сливом.
?31
Наиболее распространенный до последних лет способ
разогрева мазута в резервуарах при помощи паровых
змеевиковых или секционных подогревателей обладает
крупными недостатками, к числу которых относятся низ-
кая эффективность передачи тепла высоковязкому ма-
зуту из-за осаждения на трубах карбоидов и других за-
грязнений, что обусловливает большой расход металла
на создание развитой поверхности нагрева подогревате-
лей, почти полное отсутствие отстоя воды при подогреве
высоковязких мазутов из-за незначительной разницы
плотности топлива и воды, выключение части поверхно-
сти нагрева змеевиков или секций донными отложения-
ми, обводнение мазута в результате коррозии и наруше-
ния плотности многочисленных соединений труб, слож-
ность проведения ремонтных работ. Эти недостатки
способа подогрева непосредственно влияют на качество
подготовки мазутов для сжигания, увеличивают потери
топлива, затрудняют эксплуатацию котельных.
В мазутных хозяйствах котельных, в которых еще со-
хранился способ разогрева мазута в резервуарах при
помощи змеевиковых или секционных подогревателей,
целесообразно заменить его на циркуляционный, разра-
ботанный проф. Геллером [Л. 43].
В последние годы циркуляционный способ разогрева
мазута, обладающий многими преимуществами, получа-
ет все более широкое распространение. Затраты на ре-
конструкцию мазутного хозяйства окупаются в короткий
срок за счет улучшения качества подготовки топлива,
его экономии при сжигании, повышения надежности экс-
плуатации, удешевления очистки и ремонта резервуаров.
Циркуляционный подогрев осуществляется подачей
топлива насосом из нижней части хранилища через
внешний подогреватель к насадкам, расположенным
в хранилище. Турбулентные затопленные струи горячего
мазута, выбрасываемые из насадков, обеспечивают бы-
строе и эффективное перемешивание, однородный состав
и равномерную температуру топлива, препятствуют от-
ложению карбоидов.
В качестве внешних подогревателей применяются
трубчатые секционные конструкции. Относительно высо-
кие скорости мазута в трубчатых подогревателях обес-
печивают благоприятные условия теплопередачи от
греющего теплоносителя мазуту и длительную работе
без образования отложений.
232
В современных типовых установках- для мазутоснаб-
жения котельных нашли применение подогреватели ма-
зута ПМ-25-6 и ПМ-40-15, изготовляемые таганрогским
заводом «Красный котельщик».
Хорошо зарекомендовали себя секционные подогрева-
тели конструкции ПКБ Башкирэнерго. Каждая секция
такого подогревателя состоит из пучка труб диаметром
38X3 мм, заключенного в кожух диаметром 219x6 мм.
Удельная поверхность нагрева этого подогревателя, от-
несенная к 1 т подогреваемого мазута, благодаря высо-
кому коэффициенту теплопередачи и рациональной ком-
поновке трубных пучков в 2,5 раза, а вес металла в 6 раз
меньше, чем у широко распространенных подогревате-
лей мазута типа «труба в трубе».
Благодаря возможному быстрому повышению темпе-
ратуры массы мазута в резервуаре циркуляционный по-
догрев позволяет уменьшить температуру мазута цря
его хранении, что сокращает расход тепла на подогрев
и уменьшает потери топлива от испарения. Местный по-
догрев мазута внутри резервуара выполняют при этом
только в зоне всасывающей трубы.
При хранении топочных мазутов, представляющих со-
бой сложные многофазные смеси органических и неорга-
нических соединений, на днище и стенках резервуаров
образуются большие отложения — осадки. Толщина
слоя осадков зависит от промежутка времени между за-
чистками, способа разогрева мазута в резервуаре, осо-
бенностей топлива и может достигать высоты 1 м. Ма-
зутные осадки могут снизить полезную емкость резер-
вуаров на 20—25% и, кроме того, значительно ухудшают
подогрев топлива вследствие заиливания подогреватель-
ных устройств. Наиболее подвержены отложениям ре-
зервуары, оборудованные паровыми змеевиками. При
циркуляционном способе подогрева, обеспечивающем ин-
тенсивное перемешивание топлива в придонных слоях,
образование отложений значительно меньше (табл. 10-7).
Только одно это преимущество диктует целесообразность
замены ЗхМеевикового подогрева в существующих мазут-
ных хозяйствах циркуляционным.
Ручные способы очистки резервуаров от отложений
с применением средств малой механизации, все еще при-
меняемые в эксплуатации, не освобождают от тяжелого
физического труда, являются трудоемкими и дорогостоя-
щими. Механизированные способы зачистки резервуаров
233
234
Таблица 10-7
Количество’осадков в мазутных резервуарах (по данным ОРГРЭС и Союзморниипроекта)
Рижская ТЭЦ Клинцовская ТЭЦ || Грозненская ТЭЦ-2
Показатели Станционный номер или индекс резервуара
А Б I 2 53 | R4 | 55
Тип резервуара Железобетонный Стальной
Ежость, 540 ' 500 500 622 627 627
Диаметр резервуара, м . . 14,25 14,25 12,5 12,5 8,55 ‘ 8,59 8,59
Способ подогрева мазута в резервуаре Змеевиковый Змеевиковый и циркуляционный Змеевиковый Циркуляционный1-
Количество осадков в ре- зервуаре, м3 105 95 94 юз 10 48 22
Толщина слоя осадков, м 0,65 0,58 0,80 0,88 0,16—0,50 0,71—1,0 0,35-0,44
Объем резервуара, занимае- мый осадками, % . 16,5 14,5 23,5 25,6 1,6 7,7 3,5
Продолжительность накоп- ления осадков, лет . . . 9 9 8 11 12 12 12
от осадков мазута с применением моющих препаратов
МЛ, используемые на морском и речном флоте и в дру-
гих отраслях народного хозяйства, основаны на гидрав-
лическом (размыве отложений струей 0,5—1 % -него вод-
ного раствора моющего препарата МЛ-2 с добавкой
5—10% поваренной соли и химическом воздействии на
остатки мазута. В результате такой обработки высоко-
вязкие отложения приобретают достаточную подвижность
и удаляются тем или иным способом из резервуаров.
Значительным преимуществом применения моющих
препаратов является избавление от тяжелого физическо-
го труда, исключение предварительной пропарки резер-
вуаров. Эмульсионный метод очистки резервуаров ши-
роко освещен в специальной литературе [Л. 37, 43].
При подготовке к сжиганию сернистых мазутов (со-
держание серы более 0,5%) приходится считаться с не-
обходимостью предотвращения низкотемпературной кор-
розии хвостовых поверхностей нагрева котлов.
Основная часть серы топлива образует при сгорании
сернистый ангидрид SO2 и только около I % серы — сер-
ный ангидрид SO3, при соединении которого с водяными
парами получается серная кислота. Однако даже незна-
чительное количество паров серной кислоты в продуктах
сгорания вызывает резкое возрастание температуры точ-
ки росы. По данным ОРГРЭС, при сжигании башкир-
ских мазутов, имеющих содержание серы до 4%, темпе-
ратура точки росы доходит до 148—152 °C. Поверхности
нагрева котлов, температура стенки которых ниже тем-
пературы точки росы, подвергаются интенсивной корро-
зии при конденсации на них паров серной кислоты.
За последние годы на ряде электростанций изучалось
влияние различных присадок, нейтрализующих коррози-
онное воздействие продуктов сгорания сернистых мазу-
тов. Применялись твердые присадки: порошкообразные
магнезит, доломит, известковая пушонка, вводимые в га-
зоходы котлов при помощи сжатого воздуха. Эти при-
садки (расход около 0,25% от количества сжигаемого
топлива) не дают существенного снижения температуры
точки росы дымовых газов, а применение их удорожает
и усложняет эксплуатацию котельных. Более эффектив-
ным по сравнению с твердыми присадками является ввод
в газоходы газообразного аммиака (0,06—0,08% веса
сжигаемого топлива). Однако в условиях рассматривае-
мых котельных наиболее эффективным средством борьбы
235
с коррозией и обеспечения чистки хвостовых поверхно-
стей нагрева являются жидкие присадки, предложенные
Всесоюзным научно-исследовательским институтом неф-
тяной промышленности (ВНИИ НИ). Руководящие ука-
зания по их применению разработаны ЦКТИ.
Присадки ВНИИНП-104. ВПИИНП-106 уменьшают
отложения нагара и коррозию поверхностей нагрева ко-
тельных агрегатов, коксование мазутных форсунок. От-
ложения становятся рыхлыми, что облегчает их удале-
ние. Применение присадок способствует также уменьше-
нию загрязнений мазутопроводов, подогревателей,
образованию уплотненных донных отложений в резер-
вуарах.
Подача присадок в мазут производится насосом-дозатором
в количестве 2 кг на 1 т сливаемого мазута. Установка для приема
и ввода жидких присадок в мазут состоит из приемного колодца,
подземных стальных резервуаров и насосной, оборудованной двумя
насосами-дозаторами НД-1000/10 производительностью до 1 т/ч,
насосом РЗ-ЗО и паровыми подогревателями контура циркуляции и
подогрева присадок. В зависимости от условий доставки присадок
применяется установка с тремя резервуарами емкостью по 25 .и3
при получении присадок в железнодорожных цистернах или с тремя
резервуарами по 5 м3 при получении присадок в автоцистернах.
Типовой проект установки для приема и ввода жидких присадок
в мазут разработан Латгипропромом совместно с ЦКТИ в 1969 г.
(проект № 903-2-4). Жидкая присадка ВНИИНП-106 изготовляется
фенольным заводом Укрглавкокса в Донецкой области.
Оптимальные условия применения жидких присадок—
достаточные температура подогрева и время контакта,
а также хорошее перемешивание с мазутом, что должно
быть обусловлено местной инструкцией по эксплуатации.
Для снижения расхода тепла на мазутное .хозяйство целесооб-
разно применение так называемого «холодного хранения» мазута.
Опытами, проведенными проф. Геллером, установлено, что пуск
системы циркуляционного подогрева вполне надежен при темпера-
туре мазута марки 100, равной 30—35 °C, а марки 40 — 25—30 °C.
При таком хранении обязательным условием надежного включения
системы и быстрого повышения температуры мазута является
попутный подогрев всасывающих и напорных мазутопроводов по
всей их длине, исключающий образование пробок застывшего ма-
зута. Для определения времени включения циркуляционного подо-
грева необходимо контролировать температуру мазута в резервуаре,
для чего устанавливают термопару.
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
УЧЕТ, ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ
И АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВОК
Важнейшим условием экономичной работы ко-
тельной установки является постоянный и точный учет
отпускаемого тепла, а также расходуемого топлива. Учет
отпускаемого тепла по видам и параметрам теплоноси-
телей является задачей теплотехнического контроля и
должен производиться прп помощи самопишущих или
суммирующих приборов. Точность этого учета обуслов-
лена величиной погрешности самих приборов при пра-
вильном их обслуживании.
Комплексная автоматизация котельных установок
обеспечивает существенную экономию топлива как за
счет повышения к. п. д. котлоагрегатов, так и благодаря
улучшению регулирования теплопроизводительности в
соответствии с графиком нагрузки.
11-1. УЧЕТ РАСХОДА ТОПЛИВА И ВЫРАБОТКИ ТЕПЛА
Количественный учет получаемого твердого и
жидкого топлива при доставке его железнодорожным
транспортом ведется взвешиванием на вагонных весах на
железнодорожной станции. При отсутствии такой воз-
можности весы должны быть установлены на территории
котельной или предприятия. При доставке топлива авто-
транспортом взвешивание его производится на базисном
складе или на автомобильных весах, устанавливаемых
при котельной. Для котельных с суточным расходом топ-
лива более 250 т должно производиться вторичное взве-
шивание твердого топлива на ленточных весах в тракте
топливоподачи. Для котельных с суточным расходом топ-
лива менее 20 т установка автомобильных весов по нор-
мам (Л. 4] не является обязательной. Однако исходя из
директивных указаний по экономии топлива и вследст-
вие этого повышения требований к учету его расхода
целесообразно во всех случаях взвешивать твердое топ-
ливо, подаваемое в котельную.
Независимо от взвешивания для контроля количества
поступившего на склад и израсходованного котельной
топлива не реже 1 раза в квартал проводится инвентари-
237
зация с обмером штабелей, для чего они должны иметь
правильную геометрическую форму. Результаты обмеров
фиксируются в специальном журнале.
Обязательны периодическая проверка и регулировка
весов, по которым ведут учет топлива. Предъявление ве-
сов государственным поверителям должно производиться
в сроки, установленные специальной инструкцией.
Недогруз топлива, превышающий размер убыли, уста-
новленный для транспорта нормами, оформляется соот-
ветствующим документом для предъявления материаль-
ных претензий поставщику.
Выявленные следы потерь топлива в пути и повреж-
дения вагонов или автомашин служат основанием для
предъявления претензий к транспортному предприятию.
В периоды года, когда железнодорожные вагоны подвер-
гаются интенсивному обледенению и увлажнению дере-
вянных частей, должен проверяться вес. тары вагонов.
В котельных, схема топливоподачи которых не по-
зволяет смонтировать весы для вторичного взвешивания
топлива (например, топливоподача с ковшовым подъ-
емником системы П. И. Шевьева), необходимо устано-
вить счетчик подач. Вес топлива в ковше определяется
заранее по его емкости с учетом коэффициента заполне-
ния и насыпной массы для каждой марки топлива, при-
меняемого в котельной.
Контроль качества твердого топлива с определением
влажности, зольности, содержания летучих веществ и
низшей теплоты сгорания производится периодически хи-
мической лабораторией котельной или обслуживаемого
ею предприятия. При отсутствии такой возможности ана-
лизы должны выполняться лабораториями других пред-
приятий или институтов на договорных началах. Поря-
док контроля температуры в штабелях топлива, склон-
ного к самоокислению, приведен в § 10-2.
Кроме взвешивания в железнодорожных или авто-
цистернах. контроль количества жидкого топлива, полу-
чаемого на склад котельной, должен вестись измерением
уровня в резервуарах. Тарировка резервуаров произво-
дится по специальной методике, пользуясь которой со-
ставляют калибровочные таблицы. Должно быть обра-
щено внимание на правильное определение плотности
мазута и степени его обводнения. Плотность мазута оп-
ределяют ареометром-нефтеденсиметром, в который
вмонтирован термометр, измеряющий температуру испы-
238
туемой пробы топлива. Для правильного определения
плотности необходимо вводить поправку на температуру
мазута, величину которой берут из специальных таблиц
[Л. 43]. Уровень мазута в резервуаре измеряют специ-
альными стальными рулетками с лотом. Водочувстви-
тельная бумажная лента, прикрепленная к измеритель-
ной ленте рулетки, позволяет установить высоту слоя
воды под мазутом. Для измерения уровня топлива в ре-
зервуарах применяются также указатели уровня разных
конструкций с отсчетом показаний на месте «ли с ди-
станционной передачей показаний.
Помимо контроля по уровню в резервуарах, (расход
топлива, подаваемого в котельную, необходимо учиты-
вать по счетчикам. Целесообразно применение расходо-
меров-дифманометров с сужающим устройством, имею-
щим профиль «четверть круга» для измерения расхода
вязких сред. Поршневые счетчики-мазутомеры, изготов-
ляемые 'Ивано-Франковским приборостроительным за-
водом, рассчитанные на давление до 10 кгс1см2 и тем-
пературу до 100 °C, сложны в эксплуатации. Количест-
венный учет -мазута, расходуемого котельной, должен
проводиться посменно. Для правильного определения
массового расхода топлива необходима регистрация или
периодическая запись его температуры. В зависимости
от стабильности физико-химических характеристик уста-
навливают частоту регулярного отбора проб мазута для
лабораторного анализа.
Количественный учет расхода газообразного топлива
производят суммирующими приборами с внесением по-
правок на переменные давление, температуру и плот-
ность газа. Качественный учет—определение теплоты
сгорания газа в котельных рассматриваемого типа, как
правило, не производится. Величину теплоты сгорания
принимают по данным лаборатории газоснабжающей
организации.
Для измерения расхода газа применяют ротационные
счетчики типа PC три расходе газа низкого давления до
1 000 Л13/ч и дифманометры с диафрагмами при больших
расходах газа среднего и высокого давления. Для обес-
печения необходимой точности учета при переменном по-
треблении газа устанавливают параллельно два-три рас-
ходомера с разными пределами измерений. Такая мера
необходима в связи с тем, что у рассматриваемых прибо-
ров при расходах ниже 30% номинального точность из-
239
мереннй недостаточна. Выбор расходомеров производят
в соответствии с «Правилами 28-64 измерения расхода
жидкостей, газов и паров стандартными диафрагмами».
Шкалы приборов градуируются в кубических метрах при
стандартных параметрах газа—давлении 760 мм рт. ст.
и температуре 20°C. Приведение к стандартным пара-
метрам производится при помощи поправочных коэффи-
циентов [Л. 66].
В связи с тем, что непрерывное автоматическое изме-
рение плотности газа в котельных установках нецелесо-
образно, действительная величина плотности газа может
быть принята по данным лаборатории газоснабжающей
организации. Фактический расход газа подсчитывают ум-
ножением расхода, измеренного прибором, на произве-
дение поправочных коэффициентов.
Па наблюдениям, проводившимся на киевских электростанциях
на протяжении ряда лет. среднемесячные величины теплоты сгора-
ния природного газа изменялись в пределах 7 760—8 000 ккал/м3.
При этом снижение теплоты сгорания газа наблюдалось ежегодно
в весенние и летние месяцы. По данным лаборатории управления
газового хозяйства г. Киева, в период с 3 по 8 января 1968 г.
теплота сгорания газа изменялась от 8 100 до 8 23-9 кксл[м\
В связи с тем, что колебания величины теплоты сго-
рания газа существенно влияют на показатели работы
котельных, а также учитывая, что в условиях рассмат-
риваемых котельных определение теплоты сгорания газа,
как правило, не производится, необходимо при учете рас-
хода газа котельной вносить поправки, пользуясь сред-
ненедельными данными газоснабжающих организаций
или электростанций.
Подсчет общего количества тепловой энергии, отпу-
щенной котельной в сеть потребителям за месяц (квар-
тал), SQ производится на основании показаний приборов
суммированием расходов тепла по видам и параметрам
теплоносителей:
SQ = Qr.B.n~bQn.n+Qnp.B + QHp+Qn.n 4*
Ч-Оп+Ор-п (Qr.B.o+Qk.o) , Гкал,
где тепло, отданное в сеть потребителям: Qr.B.n— с горя-
чей водой в подающую линию; QKJI—с конденсатом;
<2пр.в —с продувочной водой; Одр — с дренажами; Qn.n —
с перегретым паром; 0п—с насыщенны?,! свежим паром;
Ор.п — с 'редуцированным паром. Тепло, возвращаемое
240
потребителями: Qr.B.o — с горячей водой из обратной ли-
нии; QK.o — с возвращаемым конденсатом.
Удельный расход условного топлива определяется де-
лением расхода условного топлива В за рассматривае-
мый период времени на количество отпущенной тепло-
вой энергии ZQ за этот же период по формуле
, 1 ооов , ,.
, кг[Гкал,
где В — расход условного топлива, т; SQ — отпуск теп-
ловой энергии, подсчитанный по предыдущей формуле,
Гкал.
11-2. АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ
КОНТРОЛЬ
Комплексная автоматизация предусматривает
автоматизацию основного и вспомогательного оборудова-
ния котельных при их эксплуатации постоянным обслу-
живающим персоналом. К основному оборудованию ко-
тельных относятся котлоагрегат, дымосос и вентилятор.
К вспомогательному оборудованию относятся: для ко-
тельных с водогрейными котлами — деаэрационно-подпи-
точная установка, сетевая установка, химводоочистка,
ГРП и склад мазута; для котельных с паровыми котла-
ми— деаэрационно-питательная установка, теплофикаци-
онная установка, химводоочистка, узел перекачки кон-
денсата, ГРП и склад мазута или топливоподача.
Автоматическому регулированию подлежат в первую
очередь те элементы технологического процесса, правиль-
ное ведение которых способствует повышению экономич-
ной работы оборудования. Кроме того, в котельной су-
ществует ряд объектов регулирования, автоматизация
которых повышает надежность работы всего оборудова-
ния п позволяет в значительной мере сократить числен-
ность обслуживающего персонала.
Внедрение автоматизации значительно облегчается
при условии применения в котельных газообразного либо
жидкого топлива. В этом случае появляется возможность
быстрого изменения теплопроизводительности котельной
и практически мгновенного прекращения подачи топлива
при нарушениях нормального режима работы котлов.
При автоматизации котлоагрегата предусматривается
автоматическое регулирование производительности, эко-
номичности процесса горения, разрежения в топке. Кро-
16—1 241
Me того, для всех паровых котлов предусматривается
автоматическое регулирование питания.
При автоматизации вспомогательного оборудования
котельных с водогрейными котлами предусматривается
автоматическое регулирование расхода воды через кот-
лы, температуры воды, поступающей на котлы (регуля-
тор рециркуляции), температуры химически очищенной
воды, температуры деаэрированной воды, уровня воды
в деаэраторном баке, подпитки системы теплоснабжения.
При автоматизации вспомогательного оборудования
котельных с паровыми котлами предусматривается авто-
матическое регулирование давления пара' в деаэраторе,
уровня деаэрированной воды, температуры прямой сете-
вой воды, подпитки системы теплоснабжения, давления
редуцированного пара.
Кроме того, автоматизируется работа питательных и
конденсатных насосов.
Для всех котельных, сжигающих жидкое топливо, не-
зависимо от типа установленных котлов выполняется ав-
томатическое регулирование температуры мазута, пода-
ваемого к котлам, и давления мазута в общем коллекто-
ре котельной.
В схемах автоматического регулирования наибольшее
распространение получила электронно-гидравлическая
система автоматического регулирования «Кристалл»,
предназначенная для автоматизации теплотехнических
процессов в промышленных и отопительных котельных
малой и средней мощности.
Как показал опыт работы котельных с котлами типа
ДКВР и ТВГ, регуляторы системы «Кристалл» легко
поддаются наладке и надежны в эксплуатации. Наиболее
слабым звеном в системе «Кристалл» является гидрав-
лический исполнительный механизм.
Питание гидравлических исполнительных механизмов должно
осуществляться умягченной деаэрированной водой или конденса-
том с повторным использованием. Расход воды на один механизм
от 80 до 120 л/ч. После заполнения системы водой ее, за исключе-
нием случаев крайней необходимости, не следует опорожнять, так
как это приводит к усилению коррозии элементов, работающих
в воде. Конструкция сочленения исполнительного механизма с ре-
гулирующим органом должна предусматривать использование пол-
ного хода поршня сервомотора исполнительного механизма при
полном ходе регулирующего органа. При этом регулирующий орган
должен быть уравновешен и легко перемещаться. Выполнение всех
этих требований гарантирует надежную работу гидравлического
исполнительного механизма.
242
Автоматизация работы котлоагрегата.
Наиболее важной с точки зрения повышения коэффици-
ента полезного действия котельной установки является
автоматизация процесса горения, что включает автома-
тическое регулирование теплопроизводительности, эконо-
мичности процесса горения и разрежения в топке котла.
Для паровых котлов предусматривается также автома-
тическое регулирование питания. Кроме автоматического
регулирования, при автоматизации котлоагрегата преду-
сматривают автоматику безопасности и в определенном
объеме теплотехнический контроль.
На рис. 11-1 представлена рекомендуемая схема ав-
томатизации парового котла типа ДКВР, оборудованного
газомазутными горелками типа ГМГМ, а на рис. Не-
рекомендуемая схема автоматизации водогрейного котла
типа ТВГ-8 с подовыми газовыми горелками.
Регулирование производительности парового котла
типа ДКВР осуществляется изменением количества топ-
лива, подаваемого в котел в соответствии с нагрузкой.
Регулирующим параметром в дайной схеме является давление
пара в барабане котла либо в общем паропроводе. Если давление
пара сохраняется постоянным, то это значит, что в данный момент
существует соответствие между расходом пара и его выработкой.
Импульс по давлению пара берется в барабане котла (при работе
в базовом режиме) либо в общем паровом коллекторе (при работе
в регулирующем режиме). В качестве датчика давления пара
используется электрический дистанционный манометр МЭД, пре-
образующий величину давления в электрический сигнал. На вход
регулятора поступает также сигнал по расходу топлива. При ра-
боте на газе для этой цели используется дифманометр, подключен-
ный к диафрагме на газопроводе, а при работе на мазуте — датчик
жесткой обратной связи исполнительного механизма. Для повыше-
ния качества регулирования в схему введена упругая отрицатель-
ная обратная связь по положению регулирующего органа. Поэто-
му в качестве исполнительного механизма в схеме использу-
ется ГИМ-Д2И, имеющий датчики жесткой и упругой обратных
связей.
Регулирование теплопроизводительности котла типа
ТВ Г осуществляется путем изменения количества газа,
подаваемого в котел в зависимости от заданного пара-
метра— температуры воды на выходе из котла (при ра-
боте в базовом режиме) либо температуры воды, пода-
ваемой в теплосеть (при работе в регулирующем режи-
ме). Для повышения качества регулирования в схему
введена упругая отрицательная обратная связь по поло-
жению регулирующего органа (заслонки на газопроводе
16* 243
Рис, 11-t. Схема автоматизации парового котла типа ДКВР (топливо — газ, мазут)
к котлу). Задание регулятору теплопроизводительности
устанавливается с помощью задатчика вручную. В ка-
честве датчика используются стандартные термометры
сопротивления типа ТСП. Так как система авторегули-
рования «Кристалл» не имеет в своем составе корректи-
рующих регуляторов, реагирующих на внешние возмуще-
ния, то эксплуатационный персонал должен вести про-
цесс в строгом соответствии с отопительным графиком,
вовремя меняя задание регулятору теплопроизводитель-
ности.
Регулирование экономичности процесса горения или
соотношения «газ—-воздух» для котлов типа ТВГ выпол-
няется по следящей схеме.
Изменение расхода газа вызывает появление сигнала рассогла-
сования на выходе измерительной схемы регулятора. В зависимости
от знака сигнала рассогласования исполнительный механизм изме-
няет положение направляющего аппарата вентилятора, что приво-
дит к изменению подачи воздуха в котел. В качестве датчиков
в схеме используется диафрагма с дифманометром для измерения
расхода газа и пневмометричеекая трубка с дифманометром для
измерения расхода воздуха. Для повышения качества регулирова-
ния в схему введена упругая отрицательная обратная связь по
'положению регулирующего органа.
Регулирование экономичности процесса горения для
паровых котлов типа ДКВР осуществляется по двум схе-
мам в зависимости от вида топлива. При работе на газе
применяется схема регулирования «газ — воздух», а при
работе на мазуте — схема «пар — воздух». Регулирова-
ние соотношения «газ — воздух» на котле ДКВР выпол-
няется аналогично описанной выше схеме для водогрей-
ного котла типа ТВГ. Регулирование-соотношения «пар—
воздух» также выполняется по следящей схеме.
Изменение расхода пара вызывает изменение давления в паро-
проводе, а следовательно, и изменение подачи топлива в котел,
так как вступает в работу регулятор производительности. Новому
значению расхода топлива должно соответствовать и новое значе-
ние количества воздуха, поступающего в топку. Таким образом,
изменение расхода пара вызывает соответствующие изменения рас-
хода воздуха. Поэтому в схеме регулирования одним из импульсов
является сигнал датчика расхода пара. Вторым импульсом у регу-
лятора экономичности горения является расход воздуха, измеряе-
мый с помощью пневмометрической трубки. Такая схема применима
лишь для установившегося режима работы котла.
Для переходных режимов, когда из-за инерционности котла
изменение расхода топлива не сразу сказывается на выработке па-
ра, т. е. когда нарушается пропорциональность между расходом
топлива н выработкой пара, в схему введена упругая обратная
246
связь от регулятора производительности по- положению регулирую-
щего органа на мазутопроводе к котлу, повышающая качество
регулирования.
Регулирование разрежения в топке котлов типов
ДКВР и ТВ Г осуществляется путем воздействия на на-
правляющий аппарат дымососа.
В качестве датчика используется дифференциальный тягомер,
включенный в измерительную схему регулятора. Импульс разреже-
ния берется в верхней части топки. Основное требование к регуля-
тору — максимально возможное быстродействие, так как топка как
объект регулирования разрежения практически безынерционна. От-
клонение разрежения от заданного значения вызывает появление
на выходе измерительной схемы регулятора сигнала рассогласова-
ния. В зависимости от знака этого сигнала регулятор меняет поло-
жение направляющего аппарата дымососа и тем самым восстанав-
ливает заданное значение разрежения. Так как объект регулирования
представляет собой безынерционное звено, то введения отрицатель-
ной обратной связи в схему регулирования не требуется, т. е.
применяется астатический одноимпульсный регулятор разрежения.
Необходимым условием нормальной безаварийной
работы паровых котлов является поддержание постоян-
ного заданного уровня воды в барабане котла. Отклоне-
ние уровня от заданного значения происходит дри нару-
шении баланса между притоком воды и расходом пара,
а также при изменении паросодержания в пароводяной
смеси (явление «набухания» котловой воды). Значитель-
ные колебания уровня могут привести к забросу воды
в паропровод и гидравлическим ударам, к разрыву
экранных труб (при упуске воды). Поэтому колебания
уровня от среднего положения не должны превышать
20—30 мм. Для автоматизации процесса поддержания
уровня воды в барабане также используется аппаратура
системы «Кристалл». Наибольшее распространение для
котлов типа ДКВР получила схема двухимпульсного ре-
гулятора.
На вход измерительного блока регулятора поступают импульсы
по уровню воды и расходу пара, а также сигнал упругой обратной
связи. Двухимпульсный регулятор работает с опережением, так как
импульс по расходу пара вызывает изменение подачи воды еще до
того, как изменение расхода пара вызовет отклонение уровня
в барабане котла. Такой способ регулирования значительно улуч-
шает условия работы котла. Двухимпульсный изодромный регуля-
тор поддерживает заданный уровень воды в барабане котла не-
зависимо от возмущения. В качестве сервомотора регулятора
уровня используется гидравлический исполнительный механизм ти-
па ГИМ-Д2И, обеспечивающий пропорционально-интегральный за-
кон регулирования.
247
Кроме автоматики регулирования, при автоматизации
котлоагрегатов выполняют схемы автоматики безопасно-
сти и теплотехнического контроля.
Автоматика безопасности предназначена для защиты
котла от аварий в случае отклонения определенных па-
раметров котла от нормы. Действие защиты сводится
к отсечке топлива (газ или мазут), поступающего к го-
релкам. Автоматика безопасности должна выполняться
в объеме, предусмотренном [Л. 4]. Экономичная и надеж-
ная работа котлоагрегата немыслима без хорошо орга-
низованного теплотехнического контроля.
При определении объема теплотехнического контроля
руководствуются следующими основными положениями
(Л. 4]:
параметры, наблюдение за которыми необходимо для
правильного и экономичного ведения установленных ре-
жимов эксплуатации, должны контролироваться щри по-
мощи показывающих приборов;
параметры, изменение которых может привести к ава-
рийному состоянию оборудования, следует контролиро-
вать при помощи сигнализирующих приборов;
параметры, учет которых необходим для анализа ра-
боты оборудования и хозяйственных расчетов, необходи-
мо контролировать при помощи самопишущих или сум-
мирующих приборов.
При разработке схем автоматизации рекомендуется
предусматривать установку приборов с совмещенными
функциями: показание и регистрация, регистрация и сум-
мирование и т. д.
Все эти требования были учтены при разработке ти-
повых схем автоматизации котлоагрегатов типов ДКВР
и ТВГ (рис. 11-1 и 11-2).
На щит контроля и автоматики вынесены приборы
оперативного контроля, позволяющие вести тепловой
процесс в наиболее оптимальном режиме. К этой группе
следует отнести приборы, контролирующие разрежение
в топке котла, температуру уходящих газов, напор воз-
духа за дутьевым вентилятором, расход воды через ко-
тел, температуру и давление воды в выходном коллек-
торе котла. Кроме приборов контроля, на щите установ-
лена аппаратура автоматики регулирования и безопас-
ности. Это позволяет сосредоточить контроль и управле-
ние работой котлоагрегата в одном месте, что значи-
тельно облегчает эксплуатацию установки.
248
Из приборов, устанавливаемых по месту, наиболее
важным с точки зрения экономичного ведения теплового
процесса является переносный газоанализатор, например
типа ГХП-2. В зависимости от типа газоанализатора
можно проводить частичный или полный анализ газов.
Наибольшее распространение получили переносные хи-
мические и хроматографические газоанализаторы. В рас-
сматриваемых котельных используется переносный хими-
ческий газоанализатор, выполняющий частичный анализ
газов.
Все приборы, применяемые в рассматриваемых схе-
мах, серийно изготавливаются заводами.
Автоматизация вспомогательного обо-
рудования котельных. Перечень узлов вспомога-
тельного оборудования, подлежащих автоматизации
в котельных с котлами ТВГ и ДКВР, приведен выше.
Для снижения потерь тепла, связанных с перегревом
помещений, необходимо автоматизировать теплоподгото-
вительную установку. Схема автоматизации теплоподго-
товительной установки представлена на рис. 11 -3,а.
Из всех систем теплоснабжения наибольшее распро-
странение получила закрытая система с качественным
регулированием. При такой системе теплоснабжения ко-
личество циркулирующей в сети воды остается неизмен-
ным, температура же теплоносителя изменяется в зави-
симости от температуры наружного воздуха. Заданную
температуру теплоносителя можно получить двумя спо-
собами: регулированием количества подаваемого пара
в бойлеры или перепуском части обратной сетевой воды
в прямую, минуя бойлер. Наибольшее распространение
получил второй способ регулирования, осуществляемый
с применением регуляторов системы «Кристалл». В каче-
стве датчика используется термометр сопротивления, ус-
танавливаемый в трубопроводе прямой сетевой воды.
Кроме регулятора температуры сетевой воды, в схеме
предусмотрен еще регулятор подпитки тепловой сети.
Регулятор подпитки тепловой сети ставится для поддер-
жания постоянного давления во всасывающем трубопро-
воде сетевых насосов. При снижении давления ниже до-
пустимого сетевые насосы не обеспечат требуемый напор
для самых верхних точек тепловой сети и появится воз-
можность присосов воздуха в сеть. Наиболее распрост-
раненным регулятором подпитки является регулятор дав-
ления прямого действия «после себя». При значительных
249
Рис. 11-3. Схемы автоматизации.
а — теллоподготовительной установки котельной е паровыми котлами; б — сетевой установки котельной с водогрейными кот-
лами; / — сетевой насос; 2 — подпиточный насос: 3 — пароводяной подогреватель; 4 — водоводяной подогреватель; 5 — рециркуля-
ционный насос.
расходах подпиточной воды (открытые системы тепло-
снабжения) устанавливаются регуляторы системы «Кри-
сталл».
Схема автоматизации сетевой установки котельной
с водогрейными котлами типа ТВГ-8 представлена на
рис. 11-3,6.
Необходимым условием нормальной работы водогрей-
ных котлов является поддержание постоянной заданной
температуры воды на входе в котлы и постоянного рас-
хода воды через них. Эта задача также решается при
помощи регуляторов системы «Кристалл».
Конденсация водяных паров на конвективной поверхности кот-
лов происходит при температуре воды на входе в котел, равной
для природного газа примерно 56 °C. Для поддержания температуры
воды на входе в котлы не ниже 70 °C служит регулятор рециркуля-
ции. Как показывает практика, отсутствие регулятора рециркуляции
приводит к коррозии конвективной поверхности котлоагрегата и
быстрому выходу ее из строя. -В качестве датчика в схеме регу-
лятора рециркуляции используется термометр сопротивления, уста-
навливаемый в трубопроводе обратной воды перед котлами. Сигнал
от термометра сопротивления поступает на вход измерительного
блока регулятора. Для улучшения процесса регулирования в схему
вводится упругая обратная связь по положению регулирующего
органа. При отклонении температуры воды от заданной на выходе,
измерительного блока регулятора появляется сигнал рассогласова-
ния. В зависимости от знака этого сигнала происходит изменение
положения регулирующего клапана, т. е. изменение в нужных
пределах кратности рециркуляции. Результатом этого явится вос-
становление заданной температуры воды перед котлами.
В соответствии с [Л. 1] уменьшение расхода воды
через котел допускается лишь до величины, при которой
недопрев воды до кипения на выходе из котла при мак-
симальной нагрузке и рабочем давлении в выходном
коллекторе достигает 20 °C. Для котлов типа ТВГ-8 сни-
жение расхода допускается в пределах до 10% (10ж3/ч),
т. е. практически расход воды через котел должен оста-
ваться постоянным. Стабилизация расхода воды через
котел на расчетном уровне способствует повышению на-
дежности и эффективности эксплуатации котла.
Поддержание заданного расхода воды через котлы
осуществляется путем сброса избыточного количества во-
ды мимо котлов по линии перепуска в подающий трубо-
провод котельной. Регулирование может быть выполнено
либо с использованием сигнала от дифманометра, непо-
средственно измеряющего расход воды,- подаваемой
в котлы, либо от дифманометра, измеряющего перепад
251
давления воды на котлах. При постоянном расходе воды
через котлы перепад давления на них также будет по-
стоянным и строго определенным, т. е. может служить
характеристикой расхода.
Использование сигнала по перепаду давления позволяет вести
автоматическое регулирование при любых, режимах работы котель-
ной. В то же время использование сигнала по расходу требует
вмешательства персонала для изменения задания регулятору в пе-
риоды подключения или отключения котлов. Учитывая это, в схеме
регулирования рис. 11-3,6 в качестве датчика используют дифмано-
метр. измеряющий перепад давления воды иа котлах. Сигнал от
дифманометра поступает на вход измерительного блока регулятора,
где происходит сравнение его с заданием и с сигналом гибкой
обратной связи по положению регулирующего органа. В зависи-
мости от знака этого сигнала происходит соответствующее изме-
нение положения регулирующего органа и как следствие изменение
сброса воды мимо котлов по линии перепуска.
При автоматизации вспомогательного оборудования
независимо от типа устанавливаемых котлов предусмат-
ривается установка контрольно-измерительных приборов.
11-3. ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ АВТОМАТИЗАЦИИ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
При ручном регулировании повышенный расход
топлива вызывается в первую очередь большими поте-
рями тепла с уходящими газами при чрезмерном коэф-
фициенте избытка воздуха, подаваемого в топку, или,
наоборот, потерями тепла от химической неполноты сго-
рания при недостатке воздуха. Другой причиной повы-
шенного расхода топлива при ручном регулировании
является трудность ведения процесса в строгом соответ-
ствии с графиком нагрузки. Как показывает опыт экс-
плуатации котельных, работающих по отопительному
графику, перерасход топлива часто вызывается тенден-
цией обслуживающего персонала к перегреву помещений.
Особенно это относится к котельным, работающим на
жидком либо газообразном топливе, так как в этом слу-
чае от обслуживающего персонала не требуется никакого
дополнительного труда для повышения производительно-
сти котлоагрегата. Перерасход топлива возникает также
ввиду сложности ручного регулирования в переходных
режимах и при резких колебаниях нагрузки. Причиной
повышенного расхода топлива может быть также недо-
статочная квалификация обслуживающего персонала.
Для устранения отмеченных недостатков эксплуатации,
252
вызываемых ручным регулированием, следует, как уже
отмечалось, автоматизировать регулирование технологи-
ческих процессов в котельных установках.
ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССА
РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
КОТЕЛЬНЫХ, РАБОТАЮЩИХ ПО ОТОПИТЕЛЬНОМУ
ГРАФИКУ
При отсутствии индивидуального автоматическо-
го регулирования температуры в отдельных помещениях
или их группах избежать разброса температур невоз-
можно из-за того, что качественное регулирование тепло-
производительности котельных, принятое в отечественной
практике, обеспечивает лишь одинаковый сдвиг темпера-
туры теплоносителей, подаваемых в отапливаемые поме-
щения. Регулирование теплопроизводительности котель-
ной ведется, как правило, по отопительному графику, по-
зволяющему добиться минимально допустимой темпера-
туры в помещениях, имеющих наибольшие тепловые по-
тери.
Как показали термографические исследования тепло-
вых режимов отапливаемых помещений, при ручном и
даже при автоматическом регулировании, как правило,
наблюдается превышение температуры в помещении по
сравнению с нормативной на некоторую величину At. Но
при автоматическом и ручном регулировании эта величи-
на различна.
При автоматическом регулировании среднее превышение темпе-
ратуры от нормативной АЦ=1,3СС, а при ручном — Д^г=3,2оС
[Л. 31].
Поэтому количество тепла, отпускаемого котельной
на отопление, а следовательно, и потребляемое количест-
во топлива при автоматическом и ручном управлении
также будут различны. Расход топлива на отопление,
средний за отопительный сезон, может быть определен
на основании статистических данных или расчетным пу-
тем на основании отопительного графика. Определить
расход топлива на основании статистических данных
сложно, так как расход топлива различен для каждой
из котельных и, кроме того, меняется из года в год в за-
висимости от климатических условий. Использование ото-
пительного графика для определения расхода топлива
значительно облегчает задачу.
Количество тепла, отпускаемого котельной на отопле-
ние, среднее за отопительный сезон, можно определить
из выражения
Q = GcB(/n—/о) КУ"3, Гкал/ч,
(11-1)
где G — количество воды, поступающей в теплосеть,
Л!3/ч; св — теплоемкость воды, 103 ккал1(м5’сС)', tn —
Рис. 11-4. Отопительный
график — построение для
определения изменения рас-
хода тепла.
1 линия температур прямой
сетевой воды отопительного
графика; 1а— то же сдвинуто-
го отопительного графика; 2 —
линия температур обратной се-
тевой воды отопительного гра-
фика; 2а — то же сдвинутого
отопительного графика; 3 — ли-
ния температур в отапливаемых
помещениях отопительного
графика; За — то же сдвинуто-
го отопительного графика.
средняя температура прямой воды, DC; t0 — средняя тем-
пература обратной воды, °C.
Средние температуры прямой и обратной воды tn и t0,
необходимые для определения количества тепла, отпу-
скаемого котельной, могут быть определены по отопи-
тельному графику (рис. 11-4) по известной средней за
отопительный сезон температуре наружного воздуха tv.
Средняя за отопительный сезон температура наружного воздуха
tv определяется на основании климатологических справочников для
конкретного района страны. Поэтому значения температур /п и /с,
соответствующие определенной средней ' температуре наружного
воздуха за отопительный сезон, также будут различны для разных
районов. Так, например, для района г. Киева t„=—1,2 °C (по кли-
матологическому справочнику). По отопительному графику для С=
=—1,2 °C найдено: /п=88,5°С, 1О=49°С.
Результаты подсчета по формуле (11-1) справедливы
лишь в том случае, когда регулирование производится
в строгом соответствии с отопительным графиком и при
наличии идеальных тепловых сетей без транспортного
запаздывания, т. е. в чисто теоретическом случае. На
практике, как отмечалось, наблюдается превышение тем-
пературы в отапливаемых помещениях по сравнению
с нормативной, т. е. наблюдается перетоп. Поэтому фор-
мула для определения реального количества тепла, вы-
254
даваемого котельной, будет иная. Для ее вывода исполь-
зован отопительный график.
При правильном расчете системы отопления на ото-
пительном графике с достаточной точностью соблюдает-
ся линейная зависимость между температурой прямой и
обратной воды и наружной температурой. Когда наруж-
ная температура воздуха равна требуемой температуре,
линии прямой, обратной температур и линия температу-
ры помещения (18 °C) пересекаются в одной точке
(рис. 11-4). При этом температура теплоносителя во всей
системе отопления выравнивается до температуры на-
ружного воздуха (точка d).
Так как на практике при регулировании температура
в помещении обычно на Д/, °C, больше нормативной
(18ОС), то начало графика сдвигается в точку dr, распо-
ложенную на Д/, °C, выше и влево от точки d, т. е. графи-
ки оказываются сдвинутыми. При этом средней за отопи-
тельный сезон наружной температуре будут соответст-
вовать уже другие значения температур прямой и обрат-
ной воды (/'п и /'о).
Поэтому формула для определения количества теп-
ла, выдаваемого котельной, по аналогии с (11-1)
Q=Ссв (Гп— fo) • 10-3 Гкал!ч. (11-2)
Из треугольников ABd и A'B'd' следует:
- <'о=-пктй1— ('« ы. °с- (>,-3)
(18+|t.|) (tgO1-tga2), 'С. (11-4)
Величины сц и «2 — углы наклона графиков темпера-
тур прямой и обратной воды, построенных в одинаковых
масштабах по оси абсцисс (fn) и оси ординат (tn, t0).
После подстановки значения (/п—to) в формулу
(11-3)
i\r~t'o= (tgai-tga2) (184-Д/+ [/J), СС. (11-5)
Полученная разность (t'n—t'o) представляет собой
действительный средний за отопительный сезон перепад
между температурой прямой и обратной воды.
255
После подстановки из выражения (11-5) значения
(7'п— t'o) в формулу (11-2)
Q = GcB(tg «1—tgct2) (184-Af+
+ -Ю-3Гкал[ч. (11-6)
Формулы (11-7) и (11-8) для определения количества
тепла, выдаваемого котельной при автоматическом и руч-
ном регулировании, получены путем подстановки соот-
ветствующих значений Л/ в формулу (И-6).
При автоматическом регулировании
Qa = GcB(tga1—tga2) (18+A^ +
+ |М) -103 Гкал/ч\ (11-7)
при ручном регулировании
QP = GcB (tg at—tg ct2) (18+Л4+
+ | M) Ю'3 Гкал/ч. (11-8)
Экономия тепла при эксплуатации котельной с авто-
матическим регулированием теплопроизводительности со-
ставляет:
AQ—|Q₽—Q&;
AQ = GcB (tg «i—tg a2) (Afe—A/i) 1О3 Гкал/ч. (11-9)
Экономия топлива за отопительный период опреде-
ляется из выражения
ДВ= t т (щщ тыс. и3), (11-10)
где QP — низшая теплота сгорания рабочей массы топ-
лива, ккал/кг или ккал/м3-, т]к.у—к. п. д. котельной уста-
новки; т0 — длительность отопительного периода, ч.
Пример 11-1. Определить экономию топлива при 'автоматизации
процесса регулирования теплопроизводительности котельной с кот-
лами типа ТВГ-8. Топливо — природный газ.
Средние отклонения температуры отапливаемых помещений от
заданной при автоматическом и ручном регулировании соответст-
венно:
А6 = 1.5°С; Д/г=ЗсС:
G = 312 м3/ч; — 8500 ккал/м3; то — 191-24 = 4 580 ч‘, ^^=0,85.
По отопительному графику tgcti=3,192; tgcta= 1.144.
250
На основании формул (11-10) и (11-9)
АД _ 312 (3,192 — 1,144) (3 — 1,5) -4 580-10«
8 500-0,85------------- ==С1° ТЬ1С- м*‘
ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ АВТОМАТИЗАЦИИ
РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПРОЦЕССА
ГОРЕНИЯ
Важным источником экономии топлива является
повышение к. п. д. котлоагрегата за счет автоматизации
регулирования экономичности процесса горения.
Коэффициент полезного действия котельной установ-
ки определяется в основном потерями тепла с продукта-
ми сгорания, а также потерями тепла вследствие хими-
ческой неполноты сгорания топлива.
Для поддержания минимальной суммы потерь тепла
Sq в котлоагрегате прп разных нагрузках необходимо
применение регуляторов соотношения топливо — воздух,
обеспечивающих оптимальный избыток воздуха в топке
а°пт (см. также гл. 3).
Отсутствие методики для подсчета экономии топлива
при автоматизации регулирования экономичности про-
цесса горения создает определенные трудности при опре-
делении эффективности этого мероприятия, однако на ос-
новании эксплуатационных данных можно сделать соот-
ветствующие выводы. Ниже рассмотрен ряд примеров
повышения к. п. д. котлоагрегата при автоматизации про-
цесса горения.
На основании анализа работы котельных с котлами
типа ТВГ и данных, приведенных в работе Харьковского
отделения Сантехпроект «Повышение теплопроизводи-
тельности котлов типа ТВГ», можно’ считать, что при
ручной стабилизации соотношения газ —воздух коэффи-
циент избытка воздуха а поддерживается в пределах от
1,3 до 1,5, а потери тепла с уходящими газами при этом
составляют от 9,6 до 11,5%.
Из этой же работы следует, что при введении авто-
матизации процесса регулирования соотношения газ —
воздух коэффициент избытка воздуха а может поддер-
живаться на уровне 1,13, а потери тепла с уходящими
газами qz составляют при этом 8%, т. е. уменьшаются
на величину от 1,6 до 3,5% •
17—1 257
Таким образом, по результатам указанных испытаний
коэффициент полезного действия котлоагрегата при авто-
матическом регулировании повышается на 1,6—3,5%.
По данным института Сантехпроект, обследовавшего котель-
ную сахарного завода в Черниговской области, экономия топлива
(мазут) от автоматнзаши! котлов составила 1 %. Фактачеокие капи-
тальные затраты на автоматизацию указанной котельной, включая
стоимость наладки, составили около 30 тыс. руб. Изменения штата
обслуживающего .персонала автоматизация не вызвала. Если не
считать экономии от улучшения производственного процесса у по-
требителей тепла и пренебречь эксплуатационными расходами на
электроэнергию ;и воду для системы автоматики, мало влияющими
на результат расчета, юрок окупаемости капиталовложений составил
9 мес.
При автоматизации одной из котельных в химической промыш-
ленности достигнуто повышение к. п. д. на 4,3%; срок окупаемости
затрат на автоматизацию только за счет экономии топлива соста-
вил 7,1 мес.
Таким образом, можно считать, что автоматизация
регулирования экономичности процесса горения позво-
ляет повысить к. п. д. котлоагрегата на 1—4%. Годовая
экономия топлива за счет повышения к. п. д. котлоагре-
гата подсчитывается по формуле (1-1).
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
НАУЧНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ТРУДА
В КОТЕЛЬНЫХ КАК ФАКТОР ЭКОНОМИИ
ТОПЛИВА
12-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Широкое движение за научную организацию тру-
да (НОТ) возникло в нашей стране в первые годы Со-
ветской власти в ответ на призыв В. И. Ленина «учит ь-
с я работать».
Как фактор экономии топлива в котельных установ-
ках научная организация труда может быть сведена
к комплексу мер, обеспечивающих:
нормирование (расхода условного топлива на отпу-
щенную 1 Гкал тепловой энергии;
соблюдение оптимальных режимов эксплуатации аг-
регатов на основе выполнения наладочных работ и экс-
плуатационных испытаний с составлением производст-
венных инструкций и режимных карт;
258
проведение анализа технико-экономических показа-
телей работы котельной установки и отдельных агрега-
тов за неделю, месяц, квартал и т. д. с выявлением ис-
точников потерь и резервов экономии топлива;
рациональную организацию рабочих мест, создание
благоприятных санитарно-гигиенических и эстетических
условий труда;
своевременное и высококачественное проведение ре-
монта основного и вспомогательного оборудования
с устранением 'источников потерь топлива и тепла;
обучение и систематическое повышение квалификации
персонала котельной;
организацию заработной платы, способствующей ма-
териальной заинтересованности персонала в реальной
экономии топлива при выполнении плана отпуска теп-
ловой энергии и безаварийной работе котельной уста-
новки;
укрепление дисциплины труда, воспитание коммуни-
стического отношения к труду.
В настоящей главе рассмотрена часть перечисленных
вопросов, наименее освещенных в литературе: основные
принципы нормирования расхода топлива, рациональной
организации рабочих мест в котельных установках и по-
вышения квалификации обслуживающего персонала.
Вопросы организации эксплуатации, проведения нала-
дочных работ, испытаний, составления производственных
инструкций, ремонтных работ широко освещены ;в специ-
альной литературе [Л. 15, 37, 45, 66 и др.].
12-2. НОРМИРОВАНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВА
Нормирование расхода топлива является важней-
шим условием экономичной работы котельной установки.
Вместе с тем, предъявляя требования к соблюдению ус-
тановленного технологического режима, к исправному
действию всех элементов котельной установки, нормиро-
вание расхода топлива способствует и надежной эксплуа-
тации, бесперебойному теплоснабжению потребителей.
Задачами нормирования являются разработка и внед-
рение в производство тепловой энергии прогрессивных
норм расхода, обеспечивающих экономное использование
топлива. Норма расхода (норма удельного расхода) —
это максимально допустимое количество условного топ-
лива в килограммах, расходуемого в котельной на про-
17* 259
изводство 1 Гкал отпущенного тепла (Гкал =106 ккал—
= 109 кал) или 1 г нормального пара (iH=640 000ккал!т),
При соблюдении заданных параметров в соответствии
с установленным технологическим режимом.
Пересчет количества пара D, фактически вырабаты-
ваемого котельной установкой, в нормальный пар £>н
производится по формуле
г\ Г) (ia 1л.в)
— 640 ’
гце in—энтальпия пара при рабочих параметрах, ккал!кг\
in.B — энтальпия питательной воды, принимается числен-
но равной температуре этой воды.
Под отпущенным теплом понимается тепло, вырабо-
танное котлоагрегатом или котельной, за вычетом рас-
хода тепла на собственные нужды. Нормы расхода топ-
лива должны устанавливаться для каждой котельной,
потребляющей в сутки 2 7 и более условного топлива.
Обязательными руководящими документами при разра-
ботке норм расхода топливно-энергетических ресурсов
являются постановление Совета Министров СССР № 857
от 3/XI 1969 г. «Об упорядочении норм расхода топлива,
электрической и тепловой энергии в народном хозяйстве
я усилении заинтересованности работников энергетиче-
ских предприятий и организаций в экономии топлива,
электрической и тепловой энергии» и «Основные положе-
ния по нормированию расхода топлива, электрической и
тепловой энергии в производстве» [Л. 10].
Нормы расхода топлива определяются расчетным пу-
тем или применением расчетно-экспериментального ме-
тода, а в виде исключения — отчетно-статистическим спо-
собом. Как показывает практика, в нормах, установлен-
ных по последнему способу, зачастую не учитываются
реальные возможности лучшего использования топлива
s котельной.
Основными исходными данными для разработки норм
расхода топлива в котельных установках в общем слу-
чае являются:
планируемая выработка тепловой энергии на опреде-
ленный период (месяц, квартал, год) в Гкал (или в тон-
нах нормального пара) и намеченный режим работы
котельной установки по времени и загрузке; планируе-
мую выработку тепловой энергии подсчитывают сумми-
рованием нормированных расходов потребителями, при-
260
соединенными к котельной, с добавлением нормирован-
ных потерь во внешних тепловых сетях и расхода тепла
на собственные нужды котельной;
первичная техническая документация, содержащая
параметры котельного и вспомогательного оборудования
(теплопроизводительность, давление, температура, к. п. д.
и т. д.);
проектные и гарантийные данные заводов-изготови-
телей оборудования;
экспериментально проверенные тепловые балансы
котлоагрегатов при разных нагрузках;
данные специальных испытаний и замеров;
отчетные данные о фактических расходах и акты про-
верок использования топлива в котельных;
передовой опыт эксплуатации лучших котельных ус-
тановок и достигнутые на них удельные расходы топ-
лива;
план организационно-технических мероприятий па
экономии топлива.
Разрабатываемые нормы (расхода топлива должны:
соответствовать планируемому уровню снижения
удельных расходов топлива и себестоимости тепловой
энергии;
максимально способствовать мобилизации внутренних
резервов экономии топлива;
отражать намеченные планом организационно-техни-
ческие мероприятия по экономии топлива, учитывать пе-
редовой опыт;
периодически пересматриваться соответственно повы-
шению технического уровня котельных установок и улуч-
шению экономического стимулирования производства
тепловой энергии.
Удельный расход условного топлива на 1 Гкал тепла,
выработанного котельной, определяется по формуле
bVn = ——, кг!Гкал.,
УД 7 000-^Р,
где — к. п. д. котельной брутто, %.
Результаты подсчета Ьуд. для значений к. п. д. от 60
до 92% приведены в табл. 12-1.
Коэффициент полезного действия котельной для
расчета удельного расхода топлива наиболее точно оп-
ределяется путем полных балансовых испытаний при на-
261
Таблица 12-1
Зависимость удельного расхода топлива от к. и. д.
котлоагрегата
К. п. д. агрегата брутто. % Расход условного топлива, кг [Гкал К. п. Д. котло- агрегата брутто. % Расход условного топ лива, кг/Гкал
60 238 76 187
62 230 78 183
64 223 80 178
66 216 82 174
68 210 84 170
70 204 86 166
72 198 88 162
74 193 90 158
75 191 92 155
грузках 50, 75, 100 и 120%' номинальной цроизводитель-
. ности. Расчетным путем к. п. д. котлоагрегата и котель-
ной определяется по рекомендациям, приведенным
в гл. 2.
Расход натурального топлива на выработку тепла
ю/4,
орчб₽
*к.у
где Q — теплопроизводительность котельной, включаю-
щая расход тепла на собственные нужды Q(/n, Гкал/ч-,
Q*— низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг.
Удельный расход условного топлива на выработку
1 Гкал тепла по данным В и Q определяется по фор-
муле
Ьуп=, кг/Гкал,
где Эт—топливный эквивалент (см. табл. 3-4).
Норма расхода условного топлива на 1 Гкал отпу-
щенного тепла, т. е. с учетом расхода тепла на собствен-
ные нужды, определяется по формуле
Ь" = ----1 кг/Гкал,
» Q— Qc.n
Расход тепла на собственные нужды Qc.h может быть
ориентировочно оценен в процентах от теплопроизводи-
тельности котельной Q: при работе на твердом топливе
262
2—4%, на газе 1,8—3%, на мазуте с механическим и па-
ромеханическим распылением 5—7%, на мазуте с паро-
вым распылением 7—10%. Большие значения относятся
к котельным с котлоагрегатами теплопроизводительно-
стью менее 5 Гкал!ч.
При подсчете величины Q должно быть также учтено
количество тепла Сраст, воспринятое котлоагрегатом за
определенный период во время его растопок. Величина
<2₽аст Для одной растопки в зависимости от длительно-
сти остановки перед растопкой приведена в табл. 7-1.
В норму расхода топлива на производство тепла не
должны включаться расходы на разогрев и пуск котло-
агрегатов после монтажа и капитального ремонта.
Норму удельного расхода топлива, определенную
расчетом, рекомендуется сравнивать с фактическими
удельными расходами в лучших котельных установках,
близких по мощности и тепловой схеме и работающих
в аналогичных условиях. При значительных отклонениях
расчетной нормы от фактических удельных расходов топ-
лива в лучших котельных до установления нормы необ-
ходим анализ причин, вызвавших такое отклонение. При
разработке норм расхода топлива на 1 Гкал тепла, от-
пускаемого котельной установкой, используют также
[Л. 2, 14, 16, 54] и соответствующие ведомственные руко-
водящие указания.
Достижение утвержденных норм расхода топлива и
дальнейшее снижение удельного расхода топлива на от-
пущенную тепловую энергию является одним >пз важней-
ших показателей повышения эффективности работы ко-
тельной установки.
12-3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОЧЕГО МЕСТА
Основоположник НОТ в нашей стране А. К- Га-
стев [Л. 32] писал о двух золотых правилах культуры ра-
бочего места: 1) наведение чистоты; 2) наведение поряд-
ка; он разъяснял: «Чистота — это начальная установка
организации», «...Порядок на рабочем месте — это
прежде всего культурность, он морально действует на ра-
ботника всегда положительно, «настраивает» к проду-
манности движения», «... установление порядка — часть
производственного процесса».
Правильная организация рабочего места машиниста
котла, отвечающая требованиям НОТ и способствующая
263
экономии топлива, должна обеспечивать:
удобство наблюдения за работой котлоагрегата и
управления им; кроме обязательных требований, изло-
женных в fЛ. 1], сюда относятся оптимальное расположе-
ние щита контрольно-измерительных приборов, местных
приборов, органов местного и дистанционного управле-
ния, часов, гляделок, площадок и лестниц;
поддержание исправного состояния основного и вспо-
могательного котельного оборудования. Наряду с непо-
средственным влиянием на экономичность работы котель-
ной (плотность газового тракта, исправная тепловая изо-
ляция, отсутствие вибраций и т. п.) исправное состоя-
ние оборудования помогает оздоровлению рабочей зоны
и высокой работоспособности персонала, что в свою оче-
ред способствует экономии топлива;
надежно действующую сигнализацию предельных па-
раметров котлоагрегатов, исправную связь старшего ма-
шиниста с другими цехами котельной установки;
поддержание чистоты и порядка на рабочем месте,
благоприятные метеорологические условия труда.
Загромождение помещения котельной топливом, шла-
ком и посторонними предметами совершенно недопусти-
мо. На рабочем месте машиниста котла должны нахо-
диться в строго определенных местах необходимый инст-
румент, правила для персонала котельных, производст-
венная инструкция, режимные карты, определяющие нор-
мативные удельные расходы топлива и электроэнергии
на выработку тепла, наглядные схемы агрегатов и тру-
бопроводов, плакаты по технике безопасности, аптечка,
противопожарный инструмент.
12-4. ПОВЫШЕНИЕ КВАЛИФИКАЦИИ
ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА
Высокая квалификация обслуживающего персо-
нала является одним из решающих условий экономич-
ной и надежной эксплуатации котельных установок.
Кроме обладания минимумом знаний и умения, опре-
деляемых квалификационной характеристикой и про-
граммой подготовки персонала, персонал должен стре-
миться к постоянному повышению уровня знаний, в том
числе экономических, развитию творческих способностей,
освоению передового опыта. Это является частью меро-
приятий по научной организации труда в котельных.
264
Примерный круг основных вопросов для изучения на
семинаре по экономии топлива инженерами, техниками и
мастерами котельных установок приведен ниже:
Место призводственных и отопительных котельных
установок в топливном балансе страны, народнохозяйст-
венное значение экономии топлива; особенности топлива,
применяемого в данной котельной.
Потери тепла в котельных и пути их снижения; ана-
лиз теплового баланса котлоагрегатов данной котельной
установки.
Ведение оптимального топочного процесса, условия
достижения расчетных показателей экономичности.
Снижение тепловых потерь за счет поддержания чи-
стоты поверхностей нагрева, снижение потерь тепла
в окружающую среду.
Оптимальное распределение нагрузки между котлоаг-
регатами и между котельными в группе.
Изыскание и использование вторичных ресурсов тепла
в котельной установке, улучшение тепловых схем, сни-
жение расхода тепла на собственные нужды.
Повышение производительности существующих котло-
агрегатов.
Экономия топлива при рациональном устройстве и
эксплуатации складов твердого и жидкого топлива.
Основные принципы учета вырабатываемого тепла
и расхода топлива в котельных установках, задачи теп-
лотехнического контроля, экономия топлива при автома-
тизации котельных установок.
Основы научной организации труда в котельных уста-
новках, нормирование расхода топлива, (расчеты себе-
стоимости выработки тепла, премирование за экономию
топлива.
Расчеты экономической эффективности мероприятий
по экономии топлива, нормативный срок окупаемости
дополнительных капитальных вложений, примеры рас-
четов.
Аналогичный круг вопросов целесообразно рассмот-
реть и на семинаре по экономии топлива для машини-
стов (кочегаров) котельных установок, но соответственно
сократить объем материала по каждому вопросу.
Для повышения заинтересованности и улучшения ма-
териального стимулирования персонала за экономию
топлива на семинаре следует уделить значительное вни-
мание разъяснению вопросов нормирования расхода топ-
265
лива и условий премирования за его экономию на основе
соответствующих директивных документов.
Наряду с углублением теоретических знаний по при-
веденной примерной программе семинар должен практи-
чески помочь машинистам (кочегарам):
поддерживать на котлах заданные параметры тепло-
носителя;
пользоваться контрольно-измерительными приборами
и делать по их показаниям правильные выводы об откло-
нениях работы котлоагрегатов от оптимальных условий;
приспосабливать режим работы топочного устройства
к особенностям сжигаемого топлива и нагрузке котла,
руководствуясь режимной картой;
своевременно обнаруживать неисправности оборудо-
вания, предупреждать неполадки и аварии, принимать
меры по устранению причин, вызывающих потери топ-
лива и тепла;
регулировать непрерывную продувку котлов в соот-
ветствии с нагрузкой, своевременно производить пери-
одическую продувку и обдувку поверхностей наррева
котлов согласно эксплуатационной инструкции;
применять передовые методы обслуживания оборудо-
вания, изыскивать возможности экономии топлива и до-
биваться их реализации, правильно и четко вести опера-
тивный журнал.
Интересным призывом к творческой работе персонала
является плакат, вывешенный в одной из котельных, за-
имствованный у А. К. Гастева [Л. 32]: «В каждом де-
ле будь лаборантом: точно учитывай, тща-
тельно соблюдай, постоянно сопоставляй».
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ
РАСЧЕТЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ
ПО ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА
13-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Проведение мероприятий, требующих капиталь-
ных вложений по экономии топлива в котельных уста-
новках должно экономически оправдываться. Эти меро-
приятия могут осуществляться только после всесторон-
него изучения их технической целесообразности и про-
верки экономической эффективности.
266
В большинстве случаев капитальные затраты на ме-
роприятия по экономии топлива не влияют на тепловую
мощность котельной и на выработку тепла, т. е. не дают
увеличения объему продукции. Затраты на проведение
таких мероприятий являются дополнительными капиталь-
ными вложениями; они направлены на снижение себе-
стоимости продукции (экономию топлива) и обеспечива-
ют повышение рентабельности производства тепла.
Целесообразность осуществления мероприятий по
экономии топлива при дополнительных капитальных вло-
жениях проверяется по показателю срока окупаемости
г„=4-жт. (,з1>
где К — дополнительные капитальные вложения на про-
ведение мероприятия, руб.; С — годовая экономия экс-
плуатационных издержек от проведения мероприятия,
руб.
Результаты подсчета по формуле (13-1) сравнивают
с величиной нормативного срока окупаемости дополни-
тельных капитальных вложений .Тгь принятого в настоя-
щее время для технико-экономических расчетов в тепло-
энергетике равным 8,3 года (Л. 8, 9]. При сроке окупае-
мости не более 8,3 года мероприятие по экономии топли-
ва целесообразно и должно быть осуществлено.
При финансировании мероприятия по экономии топ-
лива за счет кредита банка срок окупаемости капиталь-
ных вложений Тп на эти цели принимается до 6 лет с по-
гашением кредита в этот же срок за счет прибыли (эко-
номии) от осуществления мероприятия [Л. 69, 70].
Нормативный срок окупаемости капитальных вложе-
ний Ти и нормативный коэффициент эффективности ка-
питательных вложений Ек являются взаимно-обратными
величинами. Для расчетов по экономии топлива в ко-
тельных установках нормативный коэффициент эффек-
тивности капитальных вложений принимается соответст-
венно £Н=]/ТН= 1/8,3 = 0,12 или 1/6—0,17.
Срок окупаемости дополнительных капиталовложе-
ний /С на мероприятия по экономии топлива в котельных
установках удобно определять по развернутой формуле,
в основе которой лежит формула (13-1):
Т°* = + //Т.Р + И3.п + //8 + Ио) ’ ЛеТ’ 3‘2)
267
где ДИТ— снижение годовых издержек на топливо в свя-
зи с его экономией; эта величина определяется из выра-
жения ДЯТ = Д/ЩТ, руб., где ЛВ— экономия натураль-
ного топлива, обеспечиваемая проведенными мероприя-
тиями, т/год-, Цт— цена натурального топлива франко-
склад котельной, руб/г.
В технико-экономических расчетах для рассматривае-
мых котельных установок, когда мероприятия по эконо-
мии топлива не вносят существенного изменения в струк-
туру топливного баланса района, эффективность оцени-
вается {Л. 9] по прейскурантной цене фактически по-
требляемого топлива (см. приложения 2—5);
Яам— амортизационные отчисления на восстановле-
ние основных фондов (реновацию) и капитальный ре-
монт, руб.; принимаются в среднем в (размере 8% капи-
тальных вложений или более точно по табл. 13-1;
Таблица 13-1
Нормы годовых отчислений на амортизацию котельного
оборудования [Л. 37]
Наименование оборудования Процент амортизационных отчислений при числе часов работы в году
г£4 000 4 000—5 000 5000—6 000 5:3000
А. Котельное оборудование Топливо с приведенными характе- 7,08 7,62 8,16 8,70
ристинами Sn менее 0,2%Х v 103 кг/ккал и Ап менее 4% у • ХЮ3 кг/ккал Топливо с приведенными характе- 8,21 8,92 9,62 10,32
ристиками Sn более 0,2% У >; 103 кг/ккал и Лп более 4%Х Х103 кг/ккал Топливо—малосернистый мазут и 6,70 7,19 7,67 8,16
газ Б. Вспомогательное оборудование 13,3 13,3 13,3 13,3
Примечание. Амортизационные отчисления, направляемые на реновацию, со-
ставляют 3,3%, остальная часть отчислений используется на капитальный ремонт.
Ят.р —затраты на текущий ремонт, руб.; принимают-
ся в размере 1,5% капитальных вложений;
//З.п— расходы на среднегодовую заработную плату»
которые принимаются с начислениями на 1 человека
в (размере 1 000 руб. В случае работы котельной с чисто
268
отопительной нагрузкой среднегодовую заработную пла-
ту следует пересчитать в зависимости от длительности
-отопительного сезона; при малой нагрузке котельной ле-
том среднегодовая заработная плата также пересчиты-
вается с учетом фактической занятости персонала;
— затраты на электроэнергию, воду, основные ма-
териалы и т. п., |руб.;
Ио— затраты на общепроизводственные и прочие рас-
ходы, руб.; принимаются в размере 30% суммы расходов
по заработной плате и отчислениям на амортизацию, ка-
питальный и текущий ремонты. В общие расходы входят
содержание управленческого персонала, сторожевой и
пожарной охраны, расходы хозяйственные и канцеляр-
ские. к прочим расходам относятся затраты по охране
труда, приобретению смазочных материалов, реагентов,
износу инструмента и спецодежды и т. п.
Отдельные величины, которые входят в знаменатель
формулы (13-2) в виде слагаемых, в зависимости от ха-
рактера мероприятий могут отсутствовать, возрастать
или убывать, в связи с чем эти величины вовсе не вво-
дятся в формулу либо принимаются со знаком плюс (при
возрастании) или минус.
В тех случаях, когда то или иное мероприятие (на-
пример, автоматизация поддержания параметров тепло-
носителя) приводит, помимо экономии топлива в котель-
ной установке, также к улучшению производственного
процесса у потребителей тепла с дополнительным эконо-
мическим эффектом, в знаменатель формулы (13-2) до-
бавляется член руб., отражающий годовую эконо-
мию у потребителей вследствие этого эффекта.
Если учесть, что
Яам+Ят.р=0,08 К+0,015 /(=0,095 /(«0,1 К,
то формула (13-2) может быть представлена в виде:
Т°к=- (0,1К + иа.а 4- Ив+иоу лет- (13‘3)
Во многих случаях мероприятия по экономии топлива
в котельных установках вовсе или почти не вызывают
изменений издержек на заработную плату, электроэнер-
гию, воду и т. п., а также на общепроизводственные и
прочие расходы (например, установка сепаратора и теп-
лообменника непрерывной продувки, установка охлади-
теля выпара); в таких случаях формула (13-3) упро-
269
щается:
Д7/Г—о,1Л" ’ лет‘ (13-4)
На основании этой формулы построен график зави-
симости срока окупаемости дополнительных капитальных
вложений от (рис. 13-1), по которому можно бы-
Рис. 13-1. График зависимости срока окупаемости дополнительных
капитальных вложений от отношения /(/ЛЯТ.
для мероприятий, к анализу которых он может быть
применен, срок окупаемости дополнительных капиталь-
ных вложений не превышает нормативного 8,3 года
(6 лет) при величине К1&И-1 не более 4,53 (3,75); таким
образом, оправданными являются такие капиталовложе-
ния, которые обеспечивают годовую экономию топлива
стоимостью не меньше 22% (27%) этих вложений.
Сравнение вариантов реконструктивных мероприятий
котельной с единовременными капитальными вложения-
ми (срок реконструкции не более 1 года) производится
по приведенным годовым затратам, определяемым по
формуле
3Пр-77+Вн/<, руб., (13-5)
где И — ежегодные издержки при нормальной эксплуа-
тации, руб.; К — единовременные капитальные вложения,
руб.; Ен — нормативный коэффициент эффективности
единовременных капитальных вложений.
270
При сроках осуществления строительства свыше 1 го-
да следует также пользоваться формулой (13-5), но в ка-
честве величины капитальных вложений принимать их
суммарную приведенную величину
т _t
К„г, = s К, (1 + Е„.и) “ , руб., (1 зя
Г=1
где Тс — период строительства, лет; Kt — капитальные
вложения в f-м году строительства, руб.; t — год строи-
тельства; Ен-п —норматив для приведения разновремен-
ных затрат, равный 0,08.
Формула (13-6) учитывает разновременность затрат
путем их приведения по формуле сложных процентов
к последнему году строительства.
Оптимальным из числа рассматриваемых считается
вариант с наименьшими приведенными затратами. Если
приведенные затраты по вариантам различаются между
собой на 5% и меньше, то сравниваемые варианты под-
лежат дополнительному анализу с учетом удобства экс-
плуатации, дефицитности материалов и оборудования
и т. п. По результатам анализа производится оконча-
тельный выбор рекомендуемого варианта.
Ниже приведены методики, а также иллюстрирующие
примеры расчетов экономической эффективности отдель-
ных мероприятий по экономии топлива в котельных ус-
тановках.
13-2. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ УСТРОЙСТВ
ВОЗВРАТА КОНДЕНСАТА
Нередки случаи, когда при технической возмож-
ности сбора конденсата требуются настолько значитель-
ные капиталовложения и эксплуатационные расходы, что
дополнительные затраты на специальные устройства
должны быть обоснованы технико-экономическими расче-
тами. В особенности это относится к встречающихся
в практике случаям сброса в канализационную сеть не-
больших количеств конденсата от отдельных удаленных
от котельной потребителей пара.
Применительно к рассматриваемой задаче оценки
рентабельности устройств возврата конденсата в котель-
ную формула (13-3) для определения срока окупаемости
271
дополнительных капитальных затрат преобразуется так:
____ _____Kt Ч~ А г___________ (13 7)
ок ““ Д^4-ДЯп.е4-Л/7?₽ - 0,1 (Л\ + Л'Е) - Ивл ’ ' ;
где К\ — дополнительные затраты в рублях на строитель-
ство конденсатопроводов; на стоимость прокладки кон-
денсатопроводов в значительной степени влияет рельеф
местности: если общий уклон местности соответствует
минимальному уклону, требуемому для стока конденсата,
то конденсатопровод укладывается в канале параллель-
но уклону местности и глубина укладки труб в этом слу-
чае будет минимальной; если имеется горизонтальный
рельеф при значительной протяженности конденсатопро-
вода или рельеф местности с обратным уклоном, то для
сбора и возврата конденсата устраиваются специальные
насосные станции;
Kz — дополнительные затраты на строительство на-
сосном стамцмм, руб.; — демежмам экономим на топ-
ливе благодаря возврату конденсата:
Л^= , руб/год, (13.8)
где GK— количество возвращаемого в котельную кон-
денсата, т/ч; iK — энтальпия возвращаемого конденсата,
ккал)кг\ /и.и— температура исходной воды, °C; т—число
часов работы в году; —цена условного топлива фран-
ко-склад котельная, руб[т\ т]к.у—к. п. д. котельной уста-
новки; ДИП.В—экономия на питательной воде:
Д#п.в=Ск*Сп.в, руб/год, (13-9)
где Сп.в — стоимость питательной воды, руб/т; ДИпрт—
денежная экономия на топливе за счет уменьшения вели-
чины продувки (для случая отсутствия использования
тепла продувочной воды):
руб/год, (13-10)
где Gnp—количество сэкономленной продувочной воды,
т/ч; /Пр — энтальпия продувочной воды, ккал!кг\ Ивл—
дополнительные эксплуатационные издержки на электро-
энергию по перекачке конденсата:
Иэл^КтСэл, руб/год, (13-11)
где N — мощность электродвигателя насоса, кет; Сэл —
стоимость 1 квт-ч электроэнергии, руб.
272
При необходимости очистки конденсата от масла
в числитель формулы (13-7) прибавляется стоимость со-
оружения маслоочистки Лз-
Если расчетный срок окупаемости больше норматив-
ного и дополнительные затраты по устройству возврата
конденсата не рентабельны, то в таких случаях следует
рассмотреть возможность использования конденсата
в производстве без возврата его в котельную.
Пример 13-1- Определить рентабельность устройства возврата
конденсата для следующих условий:
количество возвращаемого в котельную конденсата GK=1,8 т/ч;
энтальпия конденсата /г=451 ккал)кг (тепло перегрева конден-
сата Дфер=51 ккал/кг используется на станции перекачки кон-
денсата для подогрева воды в бойлере);
температура исходной воды /и.в — >10 СС:
энтальпия продувочной воды Др = 197,3 ккал/кг-,
количество сэкономленной продувочной воды Опр=0,1 т/ч;
длина конденсатопровода 200 по местным условиям требу-
ется устройство станции перекачки конденсата; стоимость соору-
жения ее /<2=8,5 тыс. руб.;
мощность электродвигателя конденсатного насоса Лг=2,8 кет;
цена условного топлива франко-склад котельная Ц? = 18 руб/т.;
стоимость питательной воды Сп.в=0,1 руб/т,
стоимость 1 квт-ч Сэл=0,018 руб.;
стоимость прокладки 1 м конденсатопровода 45 руб.;
число часов работы т=5 ООО; к. п. д. котельной установки
Пку=0,85.
Снижение годовых издержек на топливо за счет возврата кон-
денсата в систему питания котлов по формуле (13-8):
Д/7*
1,8(151 —10).5 000-18
7 000-0,85 = 3 840 РУ6 год'
Снижение годовых издержек на питательной воде за счет со-
кращения производительности водоподготовки по формуле (13-9)
А//ц.в = 1,8 - 5 000 - 0,1 =900 руб/год.
Снижение годовых издержек на топливо за счет сокращения
продувки по формуле (13-10)
пп 0,1 (197.3—10)-5 000-18
— 7 000 - 0,85 = 280 РУб-',оД-
Годовые отчисления от дополнительных затрат
А=0,1 (200 -45-1-8 500) = 1 750 руб/год.
Дополнительные издержки на электроэнергию по перекачке
конденсата по формуле (13-11)
18-1
И3 л=2.8 • 5 000 • 0,018= 252 руб/год.
273
Показатель срока окупаемости по формуле (13-7)
200-45 4-8 500
Т°“ = 3 840 4- 900 4-280— 1 750 — 252 = 5’8 < 8>3 года-
Следовательно, дополнительные капитальные затраты по уст-
ройству возврата конденсата в котельную рентабельны
13-Г ЭКОНОМИЧЕСКАЯ эффективность
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА ПРОДУВОЧНОЙ ВОДЫ
Расчеты экономической эффективности использо-
вания тепла продувочной воды паровых котлов сводятся
к определению срока окупаемости дополнительных вло-
жений, связанных с установкой сепаратора непрерывной
продувки и теплообменника. Установка этого оборудова-
ния не вызывает изменения эксплуатационных издержек
на заработную плату, электроэнергию, на общепроизвод-
ственные и прочие расходы. В связи с этим срок окупае-
мости соответствующих капиталовложений может быть
подсчитан по' упрощенной формуле (13-4) или по графи-
ку на рис. 13-1.
Пример 13-2. Проверить экономическую эффективность исполь-
зования тепла продувочной воды путем установки сепаратора не-
прерывной продувки в котельной по условиям примера 8-5.
Расход продувочной воды 0,38 т/ч, экономия условного топлива
от установки сепаратора ДВ=25 т/год, стоимость условного топлива
франко-склад котельная 7/т = 16 руб/т.
Единовременные капитальные вложения па установку (приобре-
тение и монтаж оборудования, трубопроводов, теплоизоляционные
работы) составляют 600 руб.
Снижение годовых издержек на топливо
Д/7т=А2ЭДт=25 • 16 = 400 руб/год.
Срок -окупаемое™ капитальных затрат ;по графику -рис. 13-1 -при
отношении '/(/Д7/т=600/400= 1,5 равен 1,77 года; следовательно,
установка сепаратора непрерывной продувки в условиях данной
котельной вполне эффективна.
Пример 13-3. Подсчитать экономическую эффективность рекон-
струкции двух котлоагрегатов ДКВР-10-13 с устройством двух-
ступенчатого испарения и выносными циклонами взамен сущест-
вующей внутрибарабаиной сепарации; тепло продувочной воды
используется в сепараторе и теплообменнике. Годовая экономия
условного топлива составила по расчету 36 т.
Цена условного топлива франко-склад котельная /(т = 26 руб/т.
Единовременные капитальные вложения на реконструкцию состав-
ляют по смете 5 900 руб.
Снижение годовых издержек па топливо
A77T=AB7/t—36 - 26=936 руб.
274
Срок окупаемости капитальных затрат ino формуле (13-4)
составит ~17 лет. Следовательно, рассматриваемая реконструкция
не эффективна, так как Ток>8,3 года.
13-4. ВЫБОР ВАРИАНТА МОДЕРНИЗАЦИИ
КОТЛОАГРЕГАТА
Ниже (рассмотрены пример сравнения и выбор
наиболее экономичного варианта модернизации котлоаг-
регата с помощью метода приведенных годовых затрат.
Пример 13-4. В котельной с тремя котлами производитель-
ностью по 20 т/ч насыщенного пара при абсолютном давлении
14 кгс!см2 (гн=666,2 ккал/кг} намечается увеличить производитель-
ность котлоагрегатов с проведением реконструктивных мероприя-
тий, заключающихся в увеличении поверхности нагрева водяных
экономайзеров, модернизации конвективных и экранных поверх-
ностей нагрева, смене форсунок и переустройстве вспомогательного
оборудования.
Котельная использует в качестве топлива мазут 100, =
= 9 410 ккал/кг. Энтальпия питательной воды /п.в = 102 ккал/кг.
По ]. варианту паропроизводительность котельной возрастет до
£)gp = 80 m/ч, к. п. д. повысится до ^ у = 0,85, стоимость реконст-
рукции по смете составит К1 = 100 000 руб.; по II варианту паропро-
изводительность котельной возрастет до Dgp = 75 m/ч, к. п. д. повы-
сится до qjjy — 0,92; стоимость'“'реконструкции Ки= 130 000 руб.
Годовое число часов использования установленной мощности
котельной составляет для I варианта тг=5 060 ч, а для II варианта
тп=5 400 ч (годовая выработка пара для обоих вариантов одина-
ковая).
Цена 1 т мазута франко-склад котельная Цт=34 руб.
В обоих вариантах капитальные вложения производятся в те-
чение 1 года.
Решение. При 1 варианте годовой расход мазута составит:
п I ^бр '° ») 5 060 - 80 (666,2 — 102)
=------------------=-------QAin-n як-------£= 28 500 «/год.
<к.у
9 410-0,85
Стоимость этого мазута С* = 28 500-34 = 97 000 руб.
При II варианте годовой расход мазута составит:
rjII 5 400-75(666,2— 102)
9 410-0 92 = 26 300 т/год.
Стоимость мазута по II варианту С*1 =26,300-34 =895 000 руб.
Остальные составляющие ежегодных издержек — амортизацион-
ные отчисления, затраты на текущий ремонт, расходы на заработ-
18* 275
ную плату и др., подсчитанные по данным § 13-1, составят для
I варианта 38 000 руб., а для II варианта 41 000 руб.
Итого годовые издержки составят:
для I варианта И1 = 970 000 -Ц- 38 000 = 1 008000 руб.;
для П варианта ТУ11 = 895 000 + 41 000 = 936 000 руб.
По формуле (13-5) приведенные годовые затраты составят:
для I варианта 3*р = 1 008 000 0,12 -100 000 = 1 020 000 руб.;
для II варианта 3^р — 936 000 -ф- 0,12-130 000 = 951 600 руб.
С экономической стороны оптимальным вариантом является ва-
риант II, для которого приведенные годовые затраты меньше;
с технической стороны оба варианта равноценны.
13-5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ
АВТОМАТИЗАЦИИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ГОРЕНИЯ
И ДРУГИХ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ В КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВКАХ
В расчетах экономической эффективности авто-
матизации котельных установок при определении срока
окупаемости дополнительных капитальных вложений на
приобретение, монтаж и наладку средств автоматизации
в общем случае учитывают:
снижение эксплуатационных расходов на топливо за
счет автоматизации регулирования теплопроизводитель-
ности котельной в соответствии с заданным графиком
нагрузки (за исключением перетопа помещений);
снижение эксплуатационных расходов на топливо за
счет повышения к. п. д. котлоагрегатов при автоматиза-
ции регулирования горения;
снижение эксплуатационных расходов на заработную
плату за счет высвобождения части персонала при комп-
лексной автоматизации котельной установки;
экономический эффект от улучшения производственно-
го процесса у потребителей тепловой энергии.
Капитальные вложения на автоматизацию [величина
К в формуле (13-3)] принимаются по смете, а для пред-
варительных приближенных расчетов — по сметам к ти-
повым или аналогичным проектам котельных установок.
При этом затраты на автоматику безопасности не долж-
ны учитываться.
Расчет экономии топлива за счет автоматизации ,ре-
гулирования теплопроизводительности котельной в соот-
ветствии с графиком может быть выполнен по методике,
приведенной в § 11-3. Эта методика разработана для
276
Отопительных котельных. К отопительно-производствен-
ным котельным она может быть применена в части вы-
работки тепла по отопительному графику.
Некоторую сложность представляет подсчет экономии
топлива, которая может быть достигнута при автома-
тизации регулирования горения, из-за отсутствия соот-
ветствующей методики. Величина такой экономии топ-
лива может быть оценена на основании результатов
испытаний аналогичных котлоагрегатов в условиях, близ-
ких к рассматриваемым. По литературным данным авто-
матизация регулирования горения повышает к. п. д. кот-
лоагрегатов на 1 -4% и более (подробнее см. § 11-3).
'Существенную долю экономического эффекта от авто-
матизации регулирования тепловых процессов в котель-
ных дает высвобождение обслуживающего персонала.
Расчет снижения расходов на заработную плату при
частичной или комплексной автоматизации регулирова-
ния котельных установок производится на основании про-
ектов автоматизации, в которых должны быть решены
вопросы расширения зон обслуживания оборудования и
установлены соответствующие штаты обслуживающего
персонала. Для предварительных оценок можно прини-
мать, что в средних условиях для рассматриваемых ко-
тельных с двумя—четырьмя котлами комплексная авто-
матизация позволяет высвободить как минимум одного
человека в смену, т. е- четырех человек по списочному
составу.
Пример 13-5. Подсчитать срок окупаемости дополнительных
капитальных затрат на автоматизацию регулирования горения и
поддержания постоянства параметров пара, отпускаемого в сеть
потребителям, в промышленной котельной с тремя котлами
ДКВР-6,5-13 для следующих условий:
установленная теплопроизводительность котельной Q= 16,8 Гкал!ч
(Пк=30 т/ч);
топливо-мазут 100; = 9 410 ккал/.кг',
годовое число часов использования установленной производи-
тельности т=4 000 ч;
среднегодовой к. п. д. котельной установки 11'к.у=87%;
цена 1 т мазута франко-склад котельная //т=28 руб.;
цена 1 квт-ч электроэнергии Сэ=0,02 руб.;
капитальные затраты на автоматизацию котельной, включая на-
ладочные работы, /<=24 000 руб.
В результате осуществления автоматизации достигнуто повы-
шение среднегодового к. п. д. котельной до т)"ц.у=89%, т. е. на 2%;
у потребителей в результате повышения выпуска продукции за счет
постоянства параметров пара получена денежная экономия в раз-
мере Д//ц=1 500 руб/год; сокращение обслуживающего штата ко-
277
тельной за счет высвобождения одного кочегара в смену (четырех
человек по списочному составу).
Решение. Годовая экономия топлива по формуле (1-1)
1000-16,8-4 000 (0,89—0,87)
ДВ = 9 410-0,87.0,89 = 185 т-
Снижение расходов на топливо
|ДЯТ = 185-28=5 180 руб/год.
Снижение расходов на заработную плату
Л773.п=4-1 000=4000 руб/год.
Расходы на амортизационные отчисления и текущий ремонт
0,1 К=0,1 • 24 000=2 400 руб.
Стоимость электроэнергии для эксплуатации средств автома-
тики ориентировочно
Йа=Л’тСа=5 - 4 000 - 0,02 = 400 руб/год,
где Л’ — потребляемая мощность, квт.
Изменение общепроизводственных расходов
Ио=0,3 (0,1 К—И3.п) = 0,3 (2 400—4 000)=—480 руб.
Срок окупаемости капитальных затрат по формуле (13-3) с уче-
том дополнительного члена ДИП
24000
Г°ж " 5 180+ 1 500 — 2 400 —(—4 000) —400 —(—480) 2 •В 9 года •
В случае отсутствия экономии у потребителей тепла (исключа-
ется член ДИП) срок окупаемости капитальных затрат, подсчитан-
ный для условий примера, будет равен 3,5 года.
Таким образом, капитальные затраты в размере 24 тыс. руб.
на автоматизацию регулирования указанных процессов в условиях
рассматриваемой котельной вполне эффективны, так как окупаются
в срок меньше нормативного.
Пример 13-6. Подсчитать срок окупаемости дополнительных
капитальных затрат на автоматизацию регулирования теплопроиз-
водительности и регулирования горения в отопительной котельной
с тремя котлами ТВГ-8 для следующих условий:
установленная теплопроизводительность котельной Q—24 Гкал/ч;
топливо—[природный газ, Q*[=8 500 ккал/м*',
годовое число часов использования установленной теплопроиз-
.водительности т=2 500 ч\
средний за отопительный сезон к. п. д. котельной установки
7]/к-у=84%;
цена 1 000 л/3 природного газа Z/T = 19 руб.;
цена 1 квт-ч электроэнергии Сэ=0,03 руб.;
капитальные затраты на автоматизацию котельной, включая
наладочные работы, /(=20 500 руб.
278
В результате осуществления указанной автоматизации достиг-
нуто следующее: экономия природного газа за счет исключения
перегона отапливаемых зданий при автоматизации регулирования
теплопроизводительности котельной, подсчитанная по .методике,
приведенной в § 11-3, составила 4,5%; экономия природного газа
за счет повышения к. л. д- котлов при автоматизации регулирова-
ния горения принята по аналогии с действующими котельными рав-
ной 1,5%; штат обслуживающего персонала сокращен на четыре
человека.
Решение. Суммарная экономия топлива за отопительный пе-
риод эквивалентна повышению к. п. д. котельной установки до
=84+4,5+1,5=90%.
Годовая экономия природного газа по формуле (1-1)
1 г000 - 24• 2 500 (0,90 — 0,84)
ЛВ== 8500-0,90-0,84 = 560 тыс. л».
Снижение расходов на топливо
ДИТ=560-19=10600 руб/год.
Снтженпе расходов на заработную влагу
Д/73.п=4- 1 000=4 000 руб/год.
Расходы на амортизационные отчисления и текущий ремонт
0,1 /(=0,1-20500=2 050 руб.
Стоимость электроэнергии для эксплуатации средств автома-
тики ориентировочно
Hs=NxC0- 4 2 500 - 0,03= 300 руб/год,
где Л’— потребляемая мощность, кет.
Изменение общепроизводственных расходов
Ио=0,3(0,1 К—Яз.п) = 0,3 (2 050—4 000) =,—580 руб.
Срок окупаемости капитальных затрат по формуле (13-3)
20500
/ов ~ 10 600 — 2 050 — (— 4000) — 30 — (—580) = 1 -6 года*
Следовательно, затраты на автоматизацию эффективны, так
как окупаются в срок меньше нормативного.
13-6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СНИЖЕНИЯ
ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ НАГРЕТЫМИ ПОВЕРХНОСТЯМИ
Устройство изоляции наиретых поверхностей обо-
рудования и линий коммуникаций приводит к увеличе-
нию капитальных затрат и к уменьшению эксплуатаци-
онных расходов, вызванных потерями тепла в окружаю-
щую среду. Экономический эффект тепловой изоляции
279
можно определить по показателю срока окупаемости за-
трат, используя формулу (13-4):
V" ______ * Пз'-'ПЗ
ск — "Щ^-о,1Рп;сиз ’
(13-12)
где 17из — объем готовой изоляционной конструкции,
Сиз — стоимость 1 м2 готовой изоляционной конструкции,
руб!м\ ДИ?— экономия расходов за счет снижения теп-
ловых потерь.
д/^=—пУб'Г0Д’ <1313)
где <71, <72 — потери тепла 1 м2 соответственно неизолиро-
ванной и изолированной поверхностью, ккал/м2-ч; И—
поверхность изоляции, л/2; т — число часов работы в году;
Ц?— цена условного топлива франко-склад котельной,
руб/т, 1]ку — к. п. д. котельной установки.
Пример 13-7. Для условии примера 6-4 определить срок оку-
паемости затрат при изоляции сборника конденсата. Стоимость 1 м3
готовой изоляционной конструкции Сиз=75 руб{м3. Объем готовой
изоляционной конструкции Си3=1Л м3. Цена условного топлива
франко-склад котельной 7Д = 18 рубрг. Экономия тепла Л<2ГОд=
= 144 Гкал)год.
Экономия расходов за счет снижения тепловых потерь по фор-
муле (13-13)
144-106-18
= 7 poo • 0,84 - 1С3 440 Руо'1 Од *
Срок окупаемости затрат по формуле (13-1?)
1,1-75
7^гЧ4ЖЭТГ,1-75~0’19 ГОда"
ПРИЛОЖЕНИЕ I
Примерная форма расчета экономической эффективности мероприятия по экономии топлива
в котельной установке
№ п/п Наименование показателей я расчетных 1 величин Единица измерения Величина по расчету Способ определения (а скобках указаны но- мера пунктов)
1 Установленная теплопроизводитель- ность котельной (тепловая мощ- ность) Г кал/ч 1 Паспортные данные
2 Годовое использование установленной мощности ч/год Данные учета
3 Отпуск тепловой энергии Г кал/год , (100—0с н) (!)• (2)- юо . где (7С,я —расход тепла на собственные нужды, %
4 Удельный расход условного топлива а) до осуществления мероприятия б) после осуществления мероприятия кг/Г кал Данные учета Расчет (должен быть притожеи)
5 I оловая экономия топлива т условного топлива [(4а) -(46)]- (3). 10'3
6 Цена топлива руб/in условного топлива См. приложения 2, 3, 4
7 Тариф на перевозку руб/т натурального топлива ' См. приложение 5
8 Цена топлива франко-станция назна- чения руб/т условного топлива (6) + (7)
9 Снижение прочих затрат руб/год Расчет (должен быть приложен)
10 Годовая денежная экономия руб/год (5)-(8) + (0) Расчет должен быть приложен
и Единовременные капитальные затраты на мероприятия руб.
12 Ежегодные отчисления на мероприятия руб/год 0,12 (11) или 0,17.(11)
13 Экономическая эффективность в при- веденных затратах руб/год (10) — (12) (на объект)
w Оптовые цены на уголь (выписка из прейскуранта 03-01)
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Бассейн или месторождение Марка угля X арактернстика 1оплива Оптовая цена натурального топлива, руб[пг Цена условного топлива, руб/т
Ас, % АР. % Гр, % Qh, ккал/кг
Донецкий ГР 22,6 20,9 7,5 5 500 15,6 19,90
ДР 23,0 20,1 13,0 4 800 13,2 19,27
Львовско-Волынское ПАМ ГР 14,0 19,8 13,3 17,8 5,0 10,0 6 630 5 390 18/9 12,8 19,95 16,62 10,21
Кузнецкий гр 12,G 11,5 8,5 G240 9,1
дм 10,5 9,4 10,5 5 830 10,0 12,01
Подмосковный ССР БР 12,5 33,8 11 ,5 23,8 7,5 32,5 6 330 2 520 8,0 7,4 8,85 20,55 18,25 19,32 17,80 18,74 8,31 3,38 4 38
Карагандинский ЖР, КЖР 28,4 26,5 б’§ 5 260 13,7
Печорский ДР 28,8 25,4 11,0 4 350 12,'0
Кизеловское ГР 27,9 26,4 5^5 5 350 13,6
Егоршинское ГР 23,4 21,4 4,0 5 120 13,7
Богословское и Веселовское БР 33,9 25,7 24,0 2 780 3,3
Ирша-Бородинское БР 8,9 6,0 33,0 3 720 1,8
Райчихинское БР 9,7 6,05 37 ,’5 3 230 2,0
Черемховское ДР 29,4 26,0 11,5 4 600 3,25 4 95
Харанорское БР 16,0 9,5 40,5 2 920 2,1 5,03 93 43
Сучанское гр 30,9 29,0 5,5 5 020 16,8
Артемовское БР 26,2 18,7 25,0 4 160 11,4 T9,’ 19 3,65
Экибастузское ССР 36,0 33,2 8”0 4 350 2,25
Среднеазиатское БР 18,5 13,5 29,5 3 550 10,5 20 71
Ткварчельское Жр 39,G 36,7 7,0 4 270 19,3 31 6
Сахалинское БР 22,2 16,9 23,7 3 790 17,15 31,70
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Оптовые цены иа мазут, ГОСТ 105S5-63 (из прейскуранта 04-02)
Наименование и марка мазута W* % Ор> чн’ ккал/хг Поясные пены натурального топ- лива, руб/т Поясные цены условного топлива, руб 1т
I пояс П пояс III пояс I пояс II пояс III пояс
Мазут топочный малосернистый 40 (серы не более 0,5%) . . . 2,0 9 630 25,5 28,5 32,5 18,6 20,7 23,6
Мазут топочный малосернистый 100, 200 (серы не более 0,5%) 2,0 9 540 25,0 28,0 32,0 18,3 20,5 23,4
Мазут топочный сернистый 40 (се- ры не более 2%) 2,0 9 540 24,0 27,0 31,0 17,6 19,8 22,6
Мазут топочный сернистый 100, 200 (серы не более 2%) .... 2,0 9 410 23,5 26,5’ 30,5 17,5 19,6 22,4
Мазут топочный высокосернистый 40 (серы не более 3,5%) . . . 2,0 9 410 23,0 26,0 30,0 17,1 19,3 22,2
Мазут топочный высокосернистый 100, 200 (серы не более 3,5%) 1,0 9 340 1 22,5 25,5 29,5 16,9 19,1 1 22,0
Примечание. К I поясу относятся союзные и автономные республики, края и области, за исключением указанных ниже, отнесенных
ко II и III поясам.
Ко II поясу относятся Алтайский край, Бурятская АССР, Иркутская обл., Кемеровская обл., Красноярский край, Магаданская обл,, Ново-
ьз сибирская обл,, Томская обл., Тувинская АССР, Тюменская обл., Читинская обл.
go К III поясу относятся Амурская обл., Камчатская обл. Приморский край, Сахалинская обл., Хабаровский край, Якутская АССР.
приложение 4
Цены на природный газ, попутный смешанный нефтяной газ с учетом транспортировки его
потребителю, ГОСТ 5542-50 (выписка из прейскуранта 04-03)
№ позиций по прейскуранту Республики, края, области, города Оптовая цена натурального топлива, руб/) 000 № Цена условно го топлива, руб /т
11 Узбекская ССР, Тюменская обл. И 9.40
12 Джамбульская обл.» Чимкентская обл.. Таджикская ССР. Туркмен- ская ССР 13 11,10
8 Кабардино-Балкарская АССР, Краснодарский край. Ставропольский край. Гурьевская обл., Киргизская ССР 14 И,96
5 Дагестанская АССР, Ростовская обл., Северо-Осетинская АССР. Чечено- Ингушская АССР, Якутская АССР, Алма-Атинская обл., Актюбин- ская обл. 15 12.80
7 Оренбургская обл.. Донецкан обл., Челябинская обл., Луганская обл., Полтавская обл., Сумская обл.. Харьковская обл-. Кустанайская обл. 16 13,66
S Коми АССР. Пермская обл.. Свердловская обл, Удмуртская АССР 17 14,52
10 Сахалинская -обл.. Днепропетровская обл.. Запорожская обл. 18 15,37
1 Астраханская обл., Башкирская АССР. Белгородская обл.. Волгоградская •обл.» -Воронежская обл,, Калмыцкая АССР, Курская обл.. Куйбышев- ская обл., Липецкая обл, Пензенская обл., Саратовская обл.. Тамбов- ская обл., Татарская АССР. Ульяиоаская обл.. Винницкая обл.. Во- лынская обл.. Житомирская обл.» Закарпатская обл., Иваново-б>раН|Ков- ская обл., Крымская обл., г. Киев, Киевская обл., Льаоаская обл., 13 16,24
Продолжение прилож. 4
К1 ПОЗИЦИЙ Йо прейскуранту Республики, крап, сбласта, городя Оптовая цена пату рад ьирго топлива, руб/1 000 >И2 3 Цена уелоо- НПГП ТО11ЛИВЭ, py6jm
1 Николаевская обл.» Одесская обл., Ровенская обл.. Тернопольская обл., Херсонская обл., Хмельницкая обл., Черниговская обл.. Черновиц- кая обл.» Черкасская обл. 19 16,24
4 Горьковская обл.. Мордовская АССР, Марийская АССР, Чуваш- ская АССР, Молдавская ССР 20 17,08
2 Брянская обл.. Калужская обл., г. Москва, Московская обл., Орловская обл.. Рязанская обл., Смоленская обл., Тульская обл., Белорусская ССР. 21 17,S3
3 Владимирская обл.. Ивановская обл., Калининская обл., Костромская обл., Ярославская обл., Грузинская АССР, Азербевджаткая ССР, Литов- ская ССР, Латвийская ССР, Армяиская ССР 22 18,79
6 Вологодская обл., Ленинградская обл., Новгородская обл., Эстонская ССР 24 20,50
П и нм® ч анця: ]. Оптовые цены промышленности установлены при расчетной теплоте сгорания газа q£—8 200±1ЦО ж-кол/л^
2. Пересчет на фактическую теплоту сгорания прС'Кзеодитск по формуле ---»ГД*' —отовгя цена по прейскуранту. руб/1 030 л^;
факт — фактическая теплота сгорания, ккал/л3.
Тарифы на железнодорожные перевозки энергетического топлива, руб/т натурального топлива
(из прейскуранта 10-01)
Вид топлива Расстояние, км
25 50 100 200 300 4С0 500 700 1 000 1 200 L EDO 1 700 2 000 2 SO0 3000 3500 40СК>
Мазут .... — 1.10 1,30 1,60 1,90 2.30 2,60 3.30 4,20 4,90 5.90 6.50 7,50 9,10 10,80 12,40 14,10
Уголь .... — 0.Б5 0,65 0,88 1,13 1,40 1.62 2.18 2.95 3,33 3,93 4.37 5.17 6,48 9,45 11.38 13.18
Уголь подмо- сковного бас- сейна .... — 0,27 0,33 0,47 0,62 0.77 0,90 1,22 1,67 1,97 2,42 — — — — — —
Торф ..... 0,92 1,00 1,12 1.40 1,72 2,08 2,32 2,96 3.80 — — — — — — —
Слайды .... 0,30 0,35 0,45 0,68 0,98 1.87 2,62 4,30 6,62 — — — — — —
Примечание. Техническая норма погрузки в полувагон грузоподъемностью 59—63 т для угля и слаяця 60 т, дли торфа 25 г.
Расчетные характеристики слоевых механических топок JJ1.48J
ПРИЛОЖЕНИЕ &
Наименование величины Обозначение Рзэмсрносгь Топки с цепной решеткой Гопци с пиеадсататсским aaujiacfciaare- лем и цепной решеткой прямого хода3
Донецкий антрацит AM, АС Каменные угли типа Бурые уели тите
Кузнецких ГнД донецких ГнД ирте- мо«- ского
1 2 S 4 5 6 7
Приведенная влажность топлива W % -IO** KZ/ККДЛ 9,77 1,24—1,76 1,21 2,53 7,37
Приведенная зольность топлива А" %-10* кг-'ккал 2,04 1.43 3,13—3.06 4.1
Выход летучих топлива V % 4 40—42 40- 43 50,5
Тепло га сгорания топлива QE ккал! кг 6 500 6 450—5 960 5 760—5 130 3 660
Видимое теплонапряжение зеркала горения -Д-.10- ккал/м*-ч 1 000 1 000 1 000 1 400
Видимое теп юиапряжеиме топочного объема -^10- ккал /м* • ч 250—300 200—250
8вг
Продолжвнил прилож. 6
Наименование величины О6<хч1аченме Рачмерисст ь Топки с ггееьмг>мехйМГ1есК1гмв забрасывателями и цеп- ной решеткой обратного ходя
Каменное угли чипа Бурые угли тина
кузнецких Г в Д донецких Г и Д ир»па- Ccipo л ИН' ского хара- Ыор- ского под- мо- сков- ггого
1 2 3 б 9 10 11 15
Приведенная влажность топлива й?“ %-10а кг}ккал .1,2-1-1,76 1.21—2.53 8,82 13.6 12,8
Приведенная зольность топлива Л” %'Юа кг/ккал 1,43 3.13—3,06 J ,61 2.88 8,86
Выход летучих топлива V % 40—42 40—43 48 44 47
Теплота сгорания топлива <% ккал/кг 6 450—5960 5 760—5 130 3 740 2980 2 570
Видимое теплом ап ряжение зеркала горе- ния R '° ккал/м2 ч 1 400 I 400 1 400 1 400 1 000
Видимое теплом ап ряжение топочного объема ^-10-3 ккал/м* ‘Ч 200—251
1 П родолжение прилож. &
Наименование величины Обозначение р8зме|й4СсТь Топки с пневмомеханическими эабррсыаателими и неподвижной pCHieiKOil
Донецкий антрацит AM. АС Каменные угли типа Вурые угли типа
кузясцквх ГиД донецких Г и Д и »пи Cuix> л ян- ского ар<с- MOU- скпго хара- нод- СКПГО
1 Я 8 13 14 15 16 17 [8
Приведенная влажность топли- ва %-10’ кг/ккал 0.77 1.24—1,76 1.21—2,53 8.82 7.37 13,6
Приведенная зольность топлива Л” °/о -10а кг/ккал 2,04 1,43 3.13—3,06 1.61 4.1 2.83
Выход летучих топлива Уг % 4 40—42 40 43 48 50.5 44
Теплота сгорания топлива <Э’ ккал}кг 6 500 6 450- 5 960 5 760- -5 >30 3 740 3 660 2980
Видимое теплом апряжение зер кала горения BQ₽ -К-’0- ккпл}л& - ч 1 000 900 900 900 900 ООО
Видимое 1 еплонапряжение то- почного объема jsqj; ТГ10’* ккал/м*’Ч 250—300 200—250
ьз со
П рооолэкснис ПриЯОЖ. 6
Наименование величины Обозначение Размерность Топки с цепной решеткой Гоикн С пневматическим зьбрасыва ге- лем и цепной fie uei кой прямого хода’
Донецкий антрацит AM, АС Камсниь'.е угли типа Бурые угли типа арте- Ь\ПВ‘ СКйГО
кузнецких ГиД донецких ГкД
1 2 3 4 К 6 7
Коэффициент избытка воздуха в топке’ а1 — 1.4—1.5 1 .3 1,4
Содержание горючих в шлаке 7 nfta % 25 12.5—12 11 9
Содержание горючих в укосе1 г ув 7о 76 55- -54 36—34 20
Доля золы топлива в уносе1 °уи % to 8,3—9,1 6,7—7.0 8.5
Потеря от химической неполноты сгорания % 0.5 0,5 0.5 0,5
Потеря со шлаком 1 'Увша % 5 1,5—1,4 2.8—2.7 2.8
Потеря с уносом1 ?4JTH % 5 1,1—1,2 0.9 0.7
Суммарная потеря от механической непол- ноты сгорания 4i 7« 10 2.6 3.7—3.0 3.5
П родолжение прилож. 6
Наименование величины Обозначение Размерность Топки с г[нет1Омеханичсскимя вабрасывателямм и цеп- ной рсшегксЭ обратного кодя
Каменные угли типа Бурые угли типа
кузиецкйх ГИД донецких Г « Д нршя- боро- дин- СКОГО хара- н ор- ского лод- MD- с ное- во го
1 2 3 8 9 10 1) 12
Коэффициент избытка воздуха в топке1 °т — 1,3—1,4
Содержание горючих в шлаке Г ШЯ % 12.5—12 11 Н и 7
Содержвние горючих в уносе5 Пув % 55—54 36—34 45 39 15
Доля золы топлива в уносе* аУв 7» 8,3—9,1 6,7—7.5 12 8,5 4.9
Потеря от химической неполноты сгора- вия Чг 7° 0,5 0,5 0.5 0,5 0,5
Потеря со шлаком •/» 1,5—1.4 2.9—2.7 1.3 2.7 4.8
Потеря с уносом2 ?4УВ 7» 1,1- 1.2 0,9 1.2 1.2 0.6
Суммарная потеря от механической не- полноты сгорания ч. 7» 2.6 3.7—3,6 2.5 3.9 5,4
292
П родолженае прилож. 6
Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой
Наименование величины Обозначение Ра змериость Каменные угли типа Бурые угли типа
Донецкий антрацит AM, АС кузнецких Г и Д донецких ГиД мр.па- боро- айн- ского арте- мов- ского харз- нор- ск иго
I 2 3 13 14 13 16 17 18
Коэффициент избытка воздуха в топке1 ат — 1.6—1,7 1.4—1,5
Содержание горючих в шлаке Содержание горючих в уносе2 Г шл Г ун % % 25 76 15—14,5 55—54 14—13,5 36—34 13,5 45 11,5 20 13 39
Доля золы топлива в уносе2 а у й % 10 6,7—7,3 5,4—6,0 9,5 6,8 6.8
Потеря от химической непол- ноты сгорания <7з % 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Потеря со шлаком Потеря с уносом2 Суммарная потеря от механи- ческой неполноты сгорания 74ШЛ 7+ун Qi % % % 5 5 10 1,9—1,7 0,9—1,0 2,8—2,7 3,8—3,5 0,7—0,8 4,5—4,3 1,8 1,0 2,8 3,9 0,6 4.5 3,2 1,0 4,2
1 Меньшие значения для котлов D^IO т/ч.
« Значения потерь с уносом в случаях сжигания каменных и бурых углей даны для рядового топлива с содержанием пылевых частиц
2)0^03=2,5% при наличии возврата уноса И острого дутья.
» Сжигание углей с легкоплавкой золой в топках данного типа не рекомендуется.
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
ПРИМЕРНАЯ ФОРМА РЕЖИМНОЙ КАРТЫ ВОДОГРЕЙНОГО
КОТЛОАГРЕГАТА ТИПА ТВГ; ТОПЛИВО—ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Наименование показателей Обозначе- ние Размерность Величина при нагрузке агрегата, % от номинальной
50 75 100 120
Теплопроизводителыюсть агрегата Давление газа у горелок допустимые отклоне- ния Разрежение в топке . . Разрежение за котлом Разрежение перед дымо- сосом Содержание СО2 за кот- лом Коэффициент избытка воздуха за котлом . . Температура уходящих газов Расход топливного газа, приведенный к нор- мальным условиям . . Расход сетевой воды че- рез котел Температура сетевой во- ды на выходе из котла допустимые откло- нения Температура сетевой во- ды на входе в котел допустимые откло- нения Давление сетевой волы на входе в котел . . Давление сетевой воды на выходе из котла . . допустимые отклоне- ния Давление дутьевого воз- духа ... ..... Потеря тепла с уходя- щими газами Потеря тепла ог химиче- ской неполноты сгора- ния Коэффициент полезного действия котлоагрега- та брутто Q Рт ±$Рт SK £л СО2 "к Т JX в G ±д*"в ±Д."в Ув р"» ±Л//'В ^возд <72 „бр Va Гкал/ч мм рт. ст. мм вод. ст. WWW и г и % °C м3'ч т/ч СС » » Й кгс'См* If я мм вод. ст. °/о • -
293
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
Примерная форма режимной карты котлоагрегата
с цепной решеткой
Наименование показателей Обозначе- ние Размерность Величина при на- грузке, % номи- нальной
50 75 103 Г20*
Паропронзводительность котлоагрегата D т/ч
Давление пара в барабане допустимые отклонения Рк ±ДА кгс/см? ti
Температура питательной воды -В °C
допустимые отклонения . в °C
Давление питательной воды Ръ. в Kzcici/?
допустимые отклонения Д/^в -п я
Содержание РО2 в уходя- щих газах - рог* %
Коэффициент избытка воз- духа аух —
Температура уходящих га- зов Gx °C
допустимое повышение:
в период между чи- стками ...... я
в период между об- дувками »
Разрежение в топке .... St мм вод. cm.
Разрежение за котлом ... SK мм вод. cm.
Разрежение за водяным эко- номайзером Sb.в. я
Разрежение за воздухоподо- гревателем sB.n Я
Разрежение перед дымососом s₽ Я
294
Продолжение при лож. 8
Наименование показателей Обозначе- ние Размерность Величина при на- грузке, % номи- нальной
50 75 100 120’
Температура воздуха на всасе вентилятора . . . °C
Температура воздуха за воздухоподогревателем . . it.в. »
Тотщина слоя топлива . . . h мм
Давление воздуха под ре- шеткой:
I зона Атц мм вод. ст.
11—III зоны Рвозд1" W
IV зона ЕОЗД W
Скорость цепной решетки W М/ч
Содержание горючих:
в шлаке ГШЛ %
в уносе Г ун я
Потери тепла
с уходящими газами <?2 %
от химической непол- ноты сгорания . . W
от механической не- полноты сгорания <h •
Коэффициент полезного дей- ствия котлоагрегата брут- то 'К.у %
* Необходимость введения показателей, отлосящихся к нагрузке котлоагрегата,
равной 123% номинальной, определяется в каждом случае в зависимости от паспорт-
ных данных агрегата, особенностей топлива, налита резерва тяги и дутья, графика
нагрузки и других местных условий.
* * При стабильной характеристике топлива.
295
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Насыщенный водяной пар по М- П. Вукаловичу
Абсолютное давление, кгс[см3 Температура 1-асыщения, СС Удельный объем пара, л3/кг Энтальпия, ккел.'ьг Теп юта парэобразэва- кия. киал1кг
воды пара
1.0 99,09 1.725 99,19 638,8 539,6
1.1 101,76 1.578 101,87 639.8 537,9
1,2 104,25 1,455 104,38 640.7 536 .В
1,3 106,56 1,350 106.72 641,6 534,9
1Л 108,74 1,259 108,92 642.3 533.4
1.5 110.79 1,181 110.99 643.1 532.1
1.6 112,73 1,111 112,95 643,8 530,8
1.7 114,57 1.050 114,81 644,5 529.7
1.8 116,33 0,9954 116.60 645,1 528,5
1.9 118.01 0,9462 118,30 645,7 527.4
2,0 119,62 0.9018 119.94 646,3 526,4
3.0 132,88 0.6169 133.4 650.7 517,3
4.0 142,92 0,4709 143,7 653,9 510,2
5,0 151,11 0.3817 152,1 656.3 504,2
6.0 158.08 0.3214 159,3 658,3 498,9
7.0 164,17 0.2778 165,7 659.9 494,2
8.0 169,61 0,2448 171.4 661,2 489,8
9,0 174.53 0,2189 176.5 662,3 485,8
10.0 179,04 0.1980 181,3 663,3 482.1
11,0 183.20 0,1808 185,7 664,1 478,4
12,0 187,08 0,1663 189,8 664,9 475,1
13,0 190.71 0,1540 193,6 665,6 472.0
14,0 194.13 0,1434 197,3 666,2 468,9
15,0 197.4 0,1342 200,7 666,7 466,0
16.0 200,4 0,1261 204.0 667,1 463,1
18,0 206.1 0,1125 210.2 667,8 457,6
20,0 211.4 0,1015 215.9 668,5 452,6
22,0 216,2 0.0924 221,2 668,9 447,7
24,0 220,8 0.0849 226,2 669,2 443.0
26.0 225.0 0,0784 230.9 669,4 438,5
296
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
РАЗМЕР ВОЗНАГРАЖДЕНИЙ АВТОРУ ЗА ИЗОБРЕТЕНИЯ
И РАЦИОНАЛИЗАТОРСКИЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ (угверждено
постановлением № 435 Совета Министров СССР
от 24 апреля 1959 г.)
Сумма годовой-эко- номии, руб. Вознаграждение за изобрете- ние Вознаграждение за рацио- нализаторские предложе- ния
До 100 От 100 до 500 . 500 „ 1 000 , 1 000 „ 5 000 . 5 000 , 10 000 , 10 000 „ 25 000 , 25 000 „ 50 000 , 50 000 , 100 000 „ 100 000 и выше 25% экономии, но не менее 20 руб. 15% 4- Ю руб. 12% 4- 25 „ 10% — 45 а 6% 4- 250 „ 5% 4- 350 „ 4% 4- 600 „ з%4-1 юо и 2% 4- 2 100 ру5, но не i более 20 000 руб. 13,75% ЭКОНОМИИ, НО не менее 10 руб. 7% 4- ю руб. 5% 4" 20 рнб. 2,75% 4-45 руб. 2% 4-85 pv6. 1,75%-4- 110 руб. 1,25% 4- 235 руб* 1%4“360 руб. 0,5% 4- 860 руб., но не более 5 000 руб.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и
водогрейных котлов. Госгортехнадзор СССР. М., «Недра», 1968.
2. Временные руководящие указания по эксплуатации котель-
ных установок промышленных предприятий. Государственная инспек-
ция по промышленной энергетике и энергонадзору. М.—Л., Гос-
энергоиздат, 1958.
3. Строительные нормы и правила. Ч. II, разд. Г, гл. 9. Котель-
ные установки. Нормы проектирования СНиП П-Г. 9-65, Госстрой
СССР, М., Стройпздат, 1966.
4. Указания по проектированию котельных установок, СН 350-66,
Госстрой СССР. М., Стройиздат, 1967.
5. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)
Под ред. Н. В. Кузнецова и др. М., «Энергия». 1973.
6. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный
метод). ЦКТИ им. И. Ползунова. М., «Энергия», 1964.
7. Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов.
Изд. ВТИ, LIKTII, 1968.
8. Типовая методика определения экономической эффективности
капитальных вложений. Госплан СССР, Госстрой СССР, Академия
Наук СССР, 1969.
9. Основные методические положения и исходные данные для
проведения технико-экономических расчетов в теплоэнергетике. Изд.
ВТИ, 1969, с «Дополнениями», 1970.
10. Основные положения по нормированию расхода топлива,
электрической и тепловой энергии в производстве. Госплан СССР,
1966.
11. Экономия топлива на электростанциях и в энергосистемах.
Под ред. А. С. Горшкова. М., «Энергия», 1967.
12. Инструкция по определению качества угля для учета удель-
ных расходов топлива на электростанциях. М.—Л., Госэнер гонад ат,
1954.
13. Инструкция по ремонту поверхностей нагрева паровых кот-
тов, пароперегревателей и экономайзеров. Союзэнергоремтрест.
М.—Л., Госэнергопздат, 1964.
14. Инструкция по нормированию расхода газа в промышлен-
ных котельных малой производительности. Мингазпром СССР. М„
«Недра», 1969.
15. Методика испытаний котельных установок, ОРГРЭС. М.,
«Энергия», 1964.
16. Нормирование расходов тепла и топлива для стационарных
установок железнодорожного транспорта. ЦНИИ МПГ м., ^Транс-
порт», 1968.
298
17. Пособия для изучения правил технической эксплуатации
электрических станции п сетей. Вып. 1 и 2. Под ред. К. Ф. Родда-
тиса. М, «Энергия.;, 1964.
18. Рекомендации по переводу котлов, работающих на серни-
стых мазутах, на режим сжигания с малыми избытками воздуха,
ВТИ и ОРГРЭС. Изд. БТИ ОРГРЭС, 1966.
19. Руководящие указания по сокращению потерь конденсата
на тепловых электростанциях. ОРГРЭС, 1961.
20. Руководящие указания по устройству и обслуживанию про-
дувок паровых котлов. МЭС СССР. М.—Л., Госэнергоиздат, 1953.
21. Руководящие указания по химической очистке от накипи
теплосилового оборудования. Техническое управление МЭС СССР,
1955.
22. Сборник материалов по обмену опытом работы топливно-
транспортных цехов электростанции. Союзглавэнерго, изд. ОРГРЭС,
1961.
23. Труды научно-технической сессии по эксплуатации промыш-
ленных котельных установок. М.—Л., Госэнергоиздат, 1953.
24. Труды конференций-курсов по котлам малой мощности. Под
ред. С. П. Невельсона. М.—Л., Госэнергоиздат, 1955.
25. Автоматизация отопительных котельных, Ленинградский
научно-исследовательский институт Академии коммунального
хозяйства им. К. Д. Памфилова. Сб. статей, вып. 3. Гостоптехиздат,
1963.
26. Аронов И. 3. Использование тепла уходящих газов в гази-
фицированных котельных. М., «Энергия», 1967.
27. Белан Ф. И., Сутоцкнй Г. П. Водоподготовка промышлен-
ных котельных. М... «Энергия», 1969.
28. Бузников Е. Ф., Роддатнс К. Ф., Спейшер В. А. Перевод
котлов ДКВ и ДКВР на газообразное топливо. М., «Энергия», 1964.
29. Вознесенский А. А. Экономия топлива на электростанциях
малой и средней мощности. Изд. МКХ РСФСР, 1955.
30. Внуков А. К. Надежность и экономичность котлов для га-
за и мазута.. М., «Энергия», 1966.
31. Галтыхин В. М., Славин М. Б. Эффективность эксплуатации
автоматизированных отопительных. котельных. М., «Недра», 1969.
32. Гастев А. К. Как надо работать. Л!.. «Экономика», 1966.
33. Геллер 3. И. <Мазут как топливо. М., «Недра», 1965.
34. Далин А. Ф. Сбор и возврат конденсата. М.—Л., Госэнерго-
издат, 1949.
35. Зайцев И. А., Матвеев А. А. Пути повышения эффективно-
сти использования топлива, электрической и тепловой энергии
в промышленности Украинской ССР. УкрНИИНТИ, 1969.
36. Картошкин М. Д. Хранение топлива на электростанциях.
М.—Л., Госэнергоиздат, 1963.
37. Кибрик П. С., Либерман Г. Р. Эксплуатация котельных уста-
новок небольшой производительности. М., «Энергия», 1969.
38. Кнорре Г. Ф. Топочные процессы. М.—Л., Госэнергоиздат,
1961.
39. Косарский Л. Г. Защита паровых котлов от шлакования и
заноса золой. М., «Энергия», 1964.
40. Левин М. С. Использование отработавшего и вторичного па-
ра и конденсата. М.. «Энергия», 1971.
41. Лифшиц О. В. Справочник по водоподготовке котельных
установок малой мощности. М., «Энергия», 1969.
299
42. Лохматов В. М. Автоматизация промышленных котельных.
М., «Энергия», 1970.
43. Ляндо И. М. Эксплуатация мазутного хозяйства котельной
промышленного предприятия. АС, «Энергия», 1968.
44. Максимов А. А. Экономия электрической и тепловой энер-
гии на промышленных предприятиях. М.., «Энергия», 1968.
’ 45. Манушин А. К. Испытание котельных установок, работаю-
щих на газовом топливе. Изд. ААКХ РСФСР, 1961.
46. Мелентьев Л. А., Стырикович М. А., Штейнгауз Е. О.
Топливно-энергетический баланс СССР. М.—Л., Госэнергоиздат,
1962.
47. Мурзаков В. В. Основы теории и практики сжигания газа
л паровых котлах. AL, «Энергия-', 1969.
48. Нечаев Е. В., Лубнип А. Ф. Механические топки. М„ «Энер-
гия», 1968.
49 Опыт сжигания мазута и газа на электростанциях. ОРГРЭС.
М., «Энергия», 1968.
50. Пеккер Я- Л. Теплотехнические расчеты по приведенным ха-
рактеристикам топлива. М., «Энергия», 1967.
51. Попов В, Л1„ Шабаров А. М. Сжигание торфа в топках
котлов. М.—Л., Госэнергоиздат, 1958.
52. Примененш жидких присадок к мазутам, сжигаемым в ко-
тельных установках. ЦКТИ, Руководящие указания, вып. 19, 1968.
53. Прузнср С. Л. Экономика и организация энергетического
производства. М., «Энергия», 1969.
54. Равич М. Б. Упрощенный метод теплотехнических расчетов.
ГЛ., Изд.-АН СССР. 1968.
55. Равич М. Б. Топливо п эффективность его использования.
М„ «Наука», 1971.
56. Семененко Н. А., Сидельковский Л. Н,, Юренев В. Н. Ко-
тельные установки промышленных предприятий. М.—Л., Госэнерго-
издат, I960.
57. Семин А. Н. Хранение углей па железнодорожных складах
топлива. М., Трапсжслдорпздат, 1957.
58. Сигал И. Я-, Лавренцов Е. М„ Косинов О. И., Домбров-
ская Э. П. Газовые водогрейные промышленно-отопитезьиые котлы.
Киев. «Техника», 1967.
59. Сильницкий А. К. Работа котельных установок на мазуте.
М., «Недра», 1965
60. Спейшер В. А. Сжигание газа на электростанциях и в про-
мышлепности. М... «Энергия», 1967.
61. Стырикович М. А. Внутрикотловыс процессы. М.—Л., Гос-
энергоиздат, 1954.
62. Татищев С. В. Топочные устройства промышленных котель-
ных. 51.—Л., Госэнергоиздат, 1956.
63. Флаксерман Ю. Н. Диаграммы расчета горения топлив
СССР. АС—Л., Госэнергоиздат, 1961.
64. Хазен М. М„ Иванов И. И., Аронович С, С. Теплосиловое
хозяйство. М„ «Транспорт», 1964.
65. Хижняков С. В. Практические расчеты тепловой изоляции
промышленного оборудования и трубопроводов. АС. «Энергия», 1964.
66. Эстеркин Р. И. Эксплуатация котлоагрегатов на газообраз-
ном топливе. М., Гостоптехиздат, 1963.
67. Аронович С. С. Теплосиловое хозяйство железнодорожного
транспорта. М., Траисжелдорнздат, 1951.
300
08. Энергетика СССР в 1971—1975 гг. Под редакцией А. С. Пак-
ленке и А. М. Некрасова. М., «Энергия», 1972.
G9. Инструкция о порядке образования и использования средств
фонда развития производства предприятиями, переведенными на но-
вую систему планирования и экономического стимулирования про-
мышленного производства. Министерство финансов СССР, Госплан
СССР, Госбанк СССР, 1967.
70. Инструкция о кредитовании затрат по внедрению новой тех-
ники, увеличению производства товаров народного потребления и
улучшению культурно-бытового обслуживания населения. Государ-
ственный банк СССР, 1968.
71. Справочник химика-энергетика. Под общей ред. С. М. Гур-
вича. Т. 3. И. И. Матвеева. Энергетическое топливо (характеристика
и контроль качества). М., «Энергия», 1972.
72. Татищев С. В. Работа и расчет подовых горелок с перекры-
тыми амбразурами. — «Промышленная энергетика», 1969, № 5.
73. Бузников Е. Ф. и др. Опыт модернизации котла ДКВР-6,5/13
с повышением производительности до 20 т/ч. — «Промышленная
энергетика», 1968, № 6.
74. Кружков В, Н. и др. Модернизация паровых котлов типа
ДКВР-10-13. — «Промышленная энергетика». 1970, № 2.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.................................................. 3
Глава первая. Народно-хозяйственная эффективность эко-
номии топлива ........................................ 5
Глава вторая. Коэффициент полезного действия котло-
агрегата ...................................... . 15
2-1. Определение коэффициента полезного действия
котлоагрегата и расхода топлива.....................15
2-2. Определение тепловых потерь в котлоагрегате . . 27
Глава третья. Экономичная эксплуатация топочных
устройств.............................................43
3-1. Общие положения . 43
3-2. Влияние свойств топлива на экономичность работы
топок ...........................................49
3-3. Экономичная эксплуатация топочных устройств для
слоевого сжигания.................................58
3-4. Экономичная эксплуатация топочных устройств для
сжигания газа и мазута............................67
Глава четвертая. Мероприятия для повышения коэф-
фициента полезного действия котлоагрегата ... 78
4-1. Общие замечания...................................78
4-2. Влияние коэффициента избытка воздуха в топке
на экономичность котлоагрегата ..... 82
4-3. Устранение присосов воздуха по газовому тракту 84
4-4. Поддержание номинального давления в котле . . 90
4-5. Поддержание экономичной температуры питатель-
ной воды ..................................... . 92
4-6. Безнакипный режим эксплуатации котлоагрегата . 95
4-7. Снижение тепловых потерь путем поддержания чи-
стоты наружных поверхностей нагрева .... 9/
4-8. Хвостовые поверхности иагрева котлоагрегатов . . 106
4-9. Оценка эффективности мероприятий для повышения
экономичности котлоагрегатов . . , . . 113
Глава пятая. Перевод котлов иа газообразное и жидкое
топливо................................. ... 115
5-1. Общие положения.................................115
5-2. Перевод котлов на сжигание газообразного топлива 118
5-3. Перевод котлов на сжигание жидкого топлива . . 125
5-4. Повышение паропроизводительности котлов . . 127
302
Глава шестая. Снижение потерь тепла в окружающую
среду нагретыми поверхностями.........................131
6-1. Тепловые потери нагретыми поверхностями . . . 131
6-2. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов
котельных установок ...... 133
Глава седьмая. Оптимальный режим эксплуатации ко-
тельных установок ......... 145
7-1. Общие замечания............................... 145
7-2. Экономичное распределение нагрузок между котло-
агрегатами . . . ’.........................146
7-3. Поддержание оптимальных параметров вырабаты-
ваемых теплоносителей........................... .153
Глава восьмая. Использование тепла непрерывной про-
дувки паровых котлов................................. 155
8-1. Потери тепла с продувочной водой............155
8-2. Схемы использования тепла непрерывной продувки 166
Глава девятая. Сокращение потерь конденсата . . 173
9-1. Потери тепла с конденсатом......................173
9-2. Схемы использования тепла конденсата .... 182'
9-3. Устранение потерь конденсата ...................192
Глава десятая. Экономия топлива при рациональных
устройстве и эксплуатации складов топлива 201
10-1. Общие требования к устройству и эксплуатации
складов топлива .............................. 201
10-2. Экономия топлива при рациональных устройстве и
эксплуатации складов твердого топлива . . 202
10-3. Экономия топлива при рациональных устройстве
и эксплуатации складов жидкого топлива . . 222
Глава одиннадцатая. Учет, теплотехнический контроль
и автоматизация работы котельных установок 237
11-1. Учет расхода топлива и выработки тепла . 237
11-2. Автоматизация и теплотехнический контроль . . 241
11-3. Экономия топлива при автоматизации котельных
установок . . . . .... 252
Глава двенадцатая. Научная организация труда в ко-
тельных как фактор экономии топлива ... . 258
12-1. Общие сведения............................ .... 258
12-2. Нормирование расхода топлива ...... 259
12-3. Организация рабочего места.....................263
12-4. Повышение квалификации обслуживающего пер-
сонала ........................................264
Глава тринадцатая. Расчеты экономической эффектив-
ности мероприятий по экономии топлива 266
13-1. Общие положения................................266
303
13-2. Экономическая эффективность устройств возврата
конденсата......................................271
13-3- Экономическая эффективность использования теп-
ла продувочной воды.............................274
13-4. Выбор варианта модернизации котлоагрегата . . 275
13-5. Экономическая эффективность автоматизации ре-
гулирования горения и других тепловых процессов
в котельных установках..........................27С
13-6. Экономическая эффективность снижения тепловых
потерь нагретыми поверхностями ..... 279
Приложения............................................... 281
Список литературы ....................................... 298
ЕФИМ ГРИГОРЬЕВИЧ ВОЛКОВЫСКИЙ
АЛЕКСАНДР ГРИГОРЬЕВИЧ ШУСТЕР
Экономия топлива
в котельных установках
Редактор А. А. Русанов
Редактор издательства А. А. Кузнецов
Технический редактор Н. А. Галанчева
Корректор В. С. Антипова
Сдано в набор 29/ХП 1972 г.
Подписано к печати 10/Х 1973 г. Т-16911
Формат 84XI08'/SJ Бумага типографская № 3
Усл. печ. л. 15.96 Уч.-изд. л. 16.96
Тираж 14 003 экз. Зак. 1 Цена 97 коп.
Издательство «Энергия» Москва, М-114.
Шлюзовая наб., 10.
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома
при Государственном комитете Совета
Министров СССР по делам издательств,
полиграфии и книжной торговли.
Москва, М-114, Шлюзовая наб., Ю,
Советские
ТЕХНИЧЕСКИЕ
УЧЕБНИКИ
SHEBA. SPB.&U/DELO