Котельные агрегаты (Хомяков В.Б.)x

йцу Федеральное агентство по образованию
ГОУ СПО Дальневосточный энергетический техникум
юйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфываКраткий курс лекций по дисциплине
«Котельные агрегаты»
пролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмитьбюйцукенгшщзхъфывапролджэячсмить2008
бюйцукенгшщзхъфывапролджкенгшщзхъфывапролджэячсмитьб
2
Настоящее методическое пособие предназначено для учащихся энергетического
техникума специальности 140101 «Тепловые электрические станции» в качестве дополнительной литературы. Как дополнение к этому пособию прилагается второй том,
в котором приведены иллюстрации к теоретическим вопросам, которые изложены в
настоящем томе.
На многих иллюстрациях приведено основное и вспомогательное оборудование,
схемы технологических процессов на тепловых электростанциях с некоторым упрощением для более ясного понимания рабочих процессов, а также для облегчения
усвоения материала дисциплины учащимися.
В данном томе изложены теоретические основы горения твёрдого, жидкого и газообразного топлива, описаны различные типы топок, дано описание современного
оборудования топливно-транспортного хозяйства тепловых электростанций. Кроме
теоретического материала, в томе приведены практические примеры (пересчёт элементарного состава топлива с горючей и сухой массы на рабочую, определение теоретического и действительного количества воздуха, коэффициента избытка воздуха,
определение геометрических характеристик топки и построение эскиза топочной камеры, тепловой расчёт топки котлоагрегата, предусмотренные программой обучения
учащихся специальности 140101.
3
Одобрено
Цикловой комиссией
теплотехнических дисциплин
Председатель_________
_____________________
№ протокола_________
«____»_____________2008 г.
.
Утверждаю
Заместитель директора по учебной работе
Карыгина Л.Н. ______________________
«______» ______________2008 г.
4
Рецензия
На краткий курс лекций, включая приложение «Иллюстрации к Краткому курсу
лекций по дисциплине «Котельные установки тепловых электростанций» для специальности 140101 «Тепловые электрические станции» преподавателя ГОУ СПО ДВЭТ
Хомякова В.Б.
Большой объём материала, который необходимо усвоить учащимся, изложен
компактно. Исходя из этих положений, в разделах курса «Котельные установки тепловых электростанций» положен тот минимум дополнительных сведений, которые
требуются для успешного освоения принципов работы котельных агрегатов и его
оборудования.
В данном томе освещены такие важные вопросы как описание топочных устройств
современных котлоагрегатов, различного типа пароперегревателей, даны типы низкотемпературных поверхностей нагрева, применяемых в котлах большой мощности и
другие немаловажные понятия.
Считаем положительным аспектом то, что иллюстрации к каждой теме данной
дисциплины приведены в отдельном томе. Количество и качество иллюстраций даёт
возможность в необходимом объёме изучить курс «Котельные установки электрических станций» учащимися энергетического техникума.
Особое внимание уделено практическим занятиям в нужном учебном объёме, что
позволяет закрепить теоретический материал на приведённых примерах краткого
курса.
В данном томе освещены специфические вопросы парогенераторостроения, расчёт
конструкций, даны характеристики современным парогенераторам и т. д. Всё это характеризует Хомякова В.Б. как специалиста, владеющего профессиональными знаниями, богатой производственной практикой.
Рецензент_________________
Рецензент_________________
«____»_____________________2008 г.
5
Содержание
Стр.
1 Ведение
Раздел 1. Топливо и его сжигание.
Тема 1.1. Классификация топлива и его технические характеристики.
Практическое занятие №1.
Тема 1.2. Основы горения твёрдого , жидкого и газообразного топлива.
Практическое занятие №2.
Тема 1.3. Эффективность использования топлива.
Практическое занятие №3. Определение часового расхода топлива на
котёл.
Раздел 2. Паровые котлы и вспомогательное оборудование.
Тема 2.1. Топочные устройства
Практическое занятие №4. Определение геометрических характеристик
топки и построение эскиза топочной камеры.
Практическое занятие №5. Тепловой расчёт топки.
Тема 2.2. Основы гидродинамики и водный режим паровых котлов.
Тема 2.3. Парообразующие поверхности нагрева паровых котлов.
Тема 2.4. Пароперегреватели.
Практические занятия №6. Изучение схем пароперегревателей
Тема 2. 5. Низкотемпературные поверхности нагрева
Тема 2.6. Каркас, обмуровка и гарнитура паровых котлов
Тема 2.7. Компоновка и конструкции паровых котлов
Тема 2.8. Методика расчёта парового котла
Тема 2.9. Водопаровой тракт паровых котлов и расчёт на прочность основных элементов котла
Тема 2.10.Топливоподача и приготовление твёрдого топлива
Тема 2.11. Топливное хозяйство газомазутных электростанций
Тема 2.12.Газовоздушный тракт котельных установок
Тема 2.13. Золошлакоудаление
6
14
14
21
22
35
36
43
45
45
56
61
65
74
77
83
90
94
97
100
101
102
108
109
113
6
1. Введение
1.1. Общие вопросы.
Данный курс базируется на таких дисциплинах, как «Теоретические основы теплотехники», «Гидравлика и насосы», «Химия», «Физика» и другие.
С ростом городов, посёлков требуется потребление всё больше и больше электрической и тепловой энергии. Как Вы знаете, источниками электрической и тепловой
энергии являются электрические станции, преобразующие различные виды первичной энергии, заключённой в природных энергетических ресурсах. К ним прежде всего
относится органическое топливо – твёрдое (уголь, торф, сланцы), жидкое (нефть) и
газообразное (природный газ).
В настоящее время используется энергия рек, атомная энергия, в гораздо меньших
масштабах используется ветровая, солнечная энергия, тепло геотермальных источников, энергия приливов и отливов и т. д. Однако подавляющая часть электрической и
тепловой энергии получается от ископаемого топлива. Более 75% производимой во
всём мире электроэнергии приходится на долю тепловых электрических станций, использующих органическое топливо – уголь, нефть, природный газ.
Тепловая электрическая станция (ТЭС) – это комплекс сооружений и оборудования, предназначенный для преобразования первичной энергии топлива
(химической или ядерной) в электроэнергию. В основе такого преобразования
лежит первый закон термодинамики, то есть закон сохранения энергии, а технологическая схема тепловой электростанции строится так, чтобы превращение
первичной энергии топлива в электрическую происходило с минимальными по
терями, то есть с наивысшим достижимым коэффициентом полезного действия
(КПД).
Рассмотрим принципиальную тепловую схему ТЭС, работающей на органическом
топливе (рис. 1В). В топке парогенератора (2) сжигается поступающее через горелки
(1) топливо. Образующиеся при сжигании топлива газы высокой температуры движутся вдоль кипятильных трубок (3) парогенератора, в нижнюю часть которых поступает вода из барабана (4) парогенератора. Вода подаётся питательным насосом
(16) в барабан, из которого котловая вода, перемешанная с питательной, направляется
по опускным трубам (на рисунке не показаны) в кипятильные трубы. Проходя по кипятильным трубкам снизу вверх, вода частично превращается в пар. Образовавшаяся
пароводяная смесь поступает в верхнюю часть барабана (4), где пар отделяется от воды и затем направляется в пароперегреватель (5), где температура пара повышается
до 500÷5500С и более. Перегрев пара происходит за счёт теплоты дымовых газов, покидающих топку парогенератора. Пар из пароперегревателя по паропроводам (7) поступает в паровую турбину (6), приводя её во вращение с частотой, необходимой для
электрогенератора тока (11).
После турбины пар поступает в конденсатор (12). По трубкам циркуляционным
насосом (13) прокачивается охлаждающая вода. В конденсаторе пар конденсируется,
и его конденсат откачивается конденсатным насосом (14) в питательный бак (15), то
есть в деаэратор для удаления из питательной воды агрессивных газов. Деаэрированная питательная вода подаётся питательным насосом в парогенератор, и этот цикл повторяется.
7
Таким образом, паровой котёл является основным агрегатом тепловой электростанции. Паровым котлом называется устройство для выработки пара с давлением выше атмосферного за счёт теплоты сжигаемого топлива. Необходимая
тепловая мощность парогенератора определяется его паропроизводительностью при
обеспечении установленных рабочих температуры и давления перегретого пара. При
этом в топке котла сжигается расчётное количество топлива.
1.2. Основные определения и термины паровых котлов.
Рассмотрим устройство парового котла с естественной циркуляцией (рис. В-2).
Основными рабочими элементами парового котла являются поверхности нагрева,
которые представляют собой металлические трубчатые поверхности, омываемые с
одной стороны горячими дымовыми газами, а с другой стороны – водой, пароводяной
смесью, паром, воздухом.
Экономайзер (11, 12) – это трубчатая поверхность нагрева, которая служит для
подогрева горячими дымовыми газами питательной воды, подаваемой в котёл питательным насосом. Фактически экономайзер является теплообменным аппаратом.
Питательная вода по трубопроводу (13) подаётся из экономайзера в барабан котла
(1), из которого котловая вода, перемешанная с питательной, направляется по
опускным трубам (9) на питание испарительных поверхностей нагрева, которые
называются топочными настенными экранами (7).
В экранных трубах происходит частичное испарение воды, а в барабане пароводяная смесь разделяется на воду и пар. Таким образом, в барабане имеется водяное (2)
и паровое (3) пространства.
Условная поверхность, отделяющая паровое пространство от водяного, называется зеркалом испарения.
Уровень воды в барабане котла измеряется системой водоуказательных приборов,
который поддерживается постоянным при данной нагрузке. Различают два крайних
по высоте уровня воды в барабане: низший и высший. Низший уровень воды
определяется опасением оставить опускные трубы и их экраны без воды, а выс
ший уровень устанавливается так, чтобы влажность пара не превышала допустимых значений, то есть пар не содержал большого количества капель воды.
Объём воды между предельными уровнями называется запасом питания.
Вода в барабане, замыкая цикл, снова поступает в опускные трубы (9) и нижние
коллекторы (10). В барабане пар является насыщенным (вспомните ТОТ). Насыщенный пар проходит внутрибарабанные сепарационные устройства, оставляя в барабане часть влаги с примесями, и направляется по паропроводу (14) на перегрев в
пароперегреватель.
Барабан котла является самым сложным, металлоёмким и дорогим узлом. В барабане осуществляются сбор и раздача рабочей среды, обеспечение запаса воды в
котле, разделение пароводяной смеси на воду и пар, а также поддержание концентрации примесей в котловой воде, а следовательно, качество пара.
Испарительная поверхность парогенератора – это трубчатая поверхность
нагрева, в которой осуществляется испарение воды за счёт теплоты дымовых
газов. Дымовые газы передают теплоту поверхностям нагрева за счёт лучеиспускания
газов (в этом случае поверхности нагрева называются радиционными) и конвекцией,
8
то есть непосредственного контакта с га- зами (в этом случае поверхности нагрева
называются конвективными).
Все энергетические парогенераторы оборудуются экранами, то есть поверхностями нагрева, которые располагаются на стенах топочной камеры (4), конвективных газоходов (24). Топочные экраны ограждают стены парогенератора от воздействия высоких температур в топке.
Пароперегреватель – это трубчатая поверхность нагрева, которая служит для подогрева пара выше температуры насыщения за счёт теплоты, переданной конвекцией
или комбинированно: радиацией в топке и конвекцией в газоходах в зависимости от
их места размещения в котле. Пар в перегревателе проходит последовательно потолочный перегреватель (29), ширмы (30), затем первый контур конвективного перегревателя (15) и второй контур конвективного перегревателя (17). Между ними
расположен пароохладитель (16), впрыскивающий питательную воду для поддержания необходимой постоянной температуры перегрева пара. После пароохладителя перегретый пар поступает по паропроводам в турбину.
Ширмы представляют собой плоские трубчатые полурадиционные поверхности, а
почему полурадиционные, так они же расположены в верхней части топки, где теплопередача идёт лучеиспусканием и одновременно конвекцией. А правая часть котла
называется конвективной шахтой, где тепло передаётся только за счёт конвекции.
Конвекцией называется распространение теплоты в среде с неоднородным распределением температуры, осуществляемое макроскопическими элементами
жидкости при её перемещении.
Такое распространение теплоты может происходить только в жидкостях и газах,
частицы которых легко перемещаются в пространстве. Распространение теплоты конвекцией всегда сопровождается теплопроводностью, то есть молекулярным переносом теплоты.
Теплообмен, обусловленный совместным действием конвективного и молекулярного переноса теплоты, называется конвективным теплообменом. Конвективный теплообмен между движущейся жидкостью и поверхностью её раздела с
другой жидкостью называется теплоотдачей.
В данной схеме парогенератора имеется вторичный промежуточный перегрев пара, осуществляющийся во вторичном промежуточном пароперегревателе (31), который служит для повышения температуры пара, отработавшего в корпусе высокого давления турбины. Перед пароперегревателем установлен фестон (8), который является испарительной поверхностью, образованный из разрежённого в верхней
части топки котла заднего экрана.
Фестон предназначен для организации свободного выхода из топки (4) топочных газов в поворотный горизонтальный газоход (23).
Топочная камера парогенератора предназначена для сжигания органического
топлива, частичного охлаждения продуктов сгорания за счёт передачи теплоты
топочным экранам и выделения из продуктов сгорания золы. Топочная камера
(4) имеет на фронтовой стене ряд круглых пылеугольных горелок (5), к которым из
системы пылеприготовления подведено топливо с первичным воздухом (6) и вторичным горячим воздухом (20).
Первичный и вторичный воздух нагреваются в воздухоподогревателе (18, 19), и
по воздуховоду (21) часть воздуха , который называется первичным, направляется
9
на сушку и транспорт пыли.
Дутьевой вентилятор (28) забирает тёплый воздух из-под крыши котельной (27) и
подаёт его на подогрев в воздухоподогреватель.
В нижней части топки предусмотрена система твёрдого золошлакоудаления, которая состоит из холодной воронки (32), шлаковой шахты (25) и канала гидрозолошлакоудаления (26).
Дымовые газы после воздухоподогревателя направляются в золоуловитель, а от
него к дымососу, затем через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу при температуре уходящих газов 120÷1600С.
Данный парогенератор имеет со стороны дымовых газов систему под разрежением
(или ещё её называют системой с уравновешенной тягой), которую создают совместным действием дымосос и дутьевой вентилятор. При этом дутьевой вентилятор (28)
создаёт разрежение (0,001÷0,003 МПа) в воздушном подогревателе, в воздуховодах (20) и горелках (5).
Так как частички золы, содержащихся в уходящих газах обладают абразивным
свойством, то дымосос из соображения уменьшения эрозии лопаток устанавливается
после золоуловителей и создаёт разрежение, начиная с топки и кончая самим дымососом (до 0,004 МПа). Однако имеется и более простая система под наддувом
0,002÷0,006 МПа, создаваемый работой только дутьевой установки от всаса (27) и
вплоть до дымовой трубы.
Котёл с внешней стороны имеет наружное ограждение, которое называется обмуровкой (22) и включает в себя обшивку из стального листа толщиной 3÷4 мм со стороны помещения котельной, вспомогательный каркас, огнеупорную обмуровку, тепловую изоляцию толщиной 50÷200 мм. Основное назначение обмуровки и обшивки заключается в уменьшении тепловых потерь в окружающую среду и обеспечения газовой плотности.
1.3. Классификация паровых котлов.
По назначению паровые котлы делятся на несколько групп: энергетические,
промышленные, отопительные, утилизационные, энерготехнологические и специальные.
Энергетические котлы отличаются высокой единичной паропроизводительностью,
повышенными параметрами пара, высокими требованиями к надёжности и экономичности и т. д.
Промышленные паровые котлы вырабатывают пар для технологических нужд
промышленности.
Отопительные котлы производят горячую воду для отопления промышленных,
жилых и общественных зданий.
Водогрейный котёл служит для получения горячей воды с давлением выше атмосферного. Они могут использоваться как пиковые для выдачи сетевой воды на отопление от 100 до 1500С.
10
Котлы-утилизаторы и энерготехноло- гические используют резервы вторичных
энергетических ресурсов при переработке отходов химических производств, бытового мусора как на мусоросжигательном заводе в г. Владивосток и т. д.
По давлению пара на выходе из котла они делятся на котлы низкого давления (до 1 МПа), среднего (1÷10 МПа), высокого (14 МПа), сверхвысокого (18÷20
МПа) и сверхкритического давления (более 22,5 МПа).
Энергетические парогенераторы по производительности различаются как
котлы малой, средней и большой производительности.
По способу циркуляции воды все котлы сводятся к трём типам: с естественной циркуляцией (рис. В-3,а), с многократной принудительной циркуляцией
(рис.В-3, б), прямоточные (рис В-3,в).
В парогенераторах с естественной циркуляцией движение рабочего тела по испарительному контуру осуществляется за счёт разности плотностей столбов рабочей
среды: воды ρв в опускной питательной системе и пароводяной смеси ρсм в подъёмной испарительной части циркуляционного контура (рис. В-3,а).
Движущий напор циркуляции S выражается формулой:
S=hg(ρв-ρсм), Па, где:
h – высота столба жидкости в опускных трубах, м;
g – ускорение свободного падения, м/с2.
. Циркуляцией в парогенераторе называется явление многократного обращения испаряемой воды в экранных и кипятильных трубах барабанных котлов.
Движение рабочего тела по испарительному контуру характеризуется кратностью
циркуляции. Отношение количества циркулирующей воды, вошедшей в испарительную систему котла, к количеству пара, который вырабатывается за то же
время этой системой, называется кратностью циркуляции:
К
GВ
D
.
Для современных парогенераторов сверхвысокого давления кратность циркуляции
составляет 5÷10.
Парогенератор с многократной принудительной циркуляцией (рис. В-3б) отличается наличием в контуре специальных циркуляционных насосов. В этом случае движение воды и пароводяной смеси осуществляется принудительно.
Недостатком системы многократной принудительной циркуляции является
наличие специальных циркнасосов сложной конструкции, которые нужно обслуживать и ремонтировать, а также увеличиваются собственные нужды электростанции. В Российской Федерации такие парогенераторы не выпускаются и широкого применения они не нашли.
Прямоточные парогенераторы (рис. В-3,в) принципиально отличаются тем, что поступающая в испарительный тракт вода на выходе из него полностью превращается в
пар, и движение рабочего тела от входа воды в экономайзер до выхода из котла пара
осуществляется принудительно питательным насосом. Дорогой элемент -- барабан в
прямоточных парогенераторах отсутствует. Кратность циркуляции в таких котлах
равна единице. Надёжная работа трубной системы обеспечивается повышением скорости рабочей среды в трубах.
11
1.4. Основные параметры и обозначе-
ния паровых котлов.
К основным параметрам паровых котлов государственный стандарт (ГОСТ)
относит номинальную паропроизводительность, номинальное давление пара,
номинальную температуру первичного и промежуточного перегрева пара, номинальную температуру питательной воды.
Номинальная производительность котла D (кг/с) -- это наибольшая паропроизводительность, которую должен обеспечить котёл при длительной эксплуатации, при сжигании основного топлива, при соблюдении номинальных параметров пара и питательной воды, с учётом допускаемых отклонений.
Номинальное давление пара р (МПа) – это принятое при проектировании
котла абсолютное давление пара, которое должно обеспечиваться за пароперегревателем. Напомню, что абсолютное давление ра среды – это полное давление ,
которое равно сумме атмосферного и избыточного давлений:
Номинальные температуры пара tп и tпп (0С) – это температуры пара, которые
должны обеспечиваться котлом непосредственно за пароперегревателями (первичным и промежуточным) при номинальных значениях основных параметров,
с учётом допускаемых отклонений.
Номинальная температура питательной воды tпв (0С) – это температура воды,
принятая при проектировании котла и обеспечиваемая для его номинальной
паропроизводительности перед входом в экономайзер.
Тепловое совершенство работы парогенератора характеризуется коэффициентом полезного действия брутто (ηбрк), который представляет собой отношение
теплоты, переданное рабочему телу (воде—пару), к теплоте, полученной при
сжигании топлива. Для современных мощных парогенераторов тепловые потери небольшие и КПД брутто равен 93÷94%.
Типоразмер парового котла включает: вид циркуляции воды, номинальную производительность и давление. Например, Е-420-140 означает – котёл с естественной циркуляцией паропроизводительностью 420 т/ч и абсолютным давлением пара 140 кг/см2
(или 13,7 МПа). Пп-950-255 означает – котёл прямоточный с промперегревом пара
паропроизводительностью 950 т/ч и абсолютным давлением 255 кг/см2 (25 МПа). Пр1-9 означает – котёл с принудительной циркуляцией паропроизводительностью 1 т/ч
и абсолютным давлением9 кг/cм2 (0,9 МПа). Для других условий к этим обозначениям добавляется индекс: Ж – топка с жидким шлакоудалением; В – вихревая топка; Ц –
циклонная топка; Г – газ; М – мазут; Н – котёл под наддувом.
Параллельно с маркировкой ГОСТ существует заводская маркировка парогенераторов. Заводы-изготовители применяют сокращённую маркировку: сначала ставятся
первые буквы наименование завода – Т или ТКЗ (Таганрогский котлостроительный
завод), БКЗ (Барнаульский котельный завод), затем буква для характеристики топлива: П – пылеугольный, М – мазутный, Г – газовый, например, БКЗ-420-140ГМ -- паровой котёл Барнаульского котельного завода производительностью 420 т/ч, давлением 140 кг/см2, работает на газе и мазуте; ТПП-110 означает, что он «Таганрогский
пылеугольный прямоточный, а цифра указывает номер серии котлов; ТГМП-314 –
Таганрогский газомазутный прямоточный котёл, а цифры также означают номер серии котлов.
12
1.5. Поверхности нагрева паровых кот-
лов.
В паровых котлах имеются следующие поверхности нагрева: экономайзеры,
испарительные элементы, пароперегреватели и воздухоподогреватели.
1.5.1. Экономайзеры.
Экономайзеры представляют собой обычные подогреватели питательной воды, использующие теплоту уходящих дымовых газов. Вода как рабочее тело паросиловой установки поступает в змеевики экономайзера под действием давления, создаваемого питательным насосом. Конструктивными деталями экономайзера являются трубы и коллекторы, изготовленные из качественной углеродистой стали (см. рис.
В-4).
Питательная вода движется снизу вверх, против направления движения дымовых
газов. Так как в топке имеется некоторое разряжение, то через неплотности обмуровки могут наблюдаться присосы воздуха. Для снижения присосов при монтаже стараются резко сократить количество проходов труб через обмуровку установкой соединительных патрубков (10) между змеевиками и коллекторами.
Так как частицы золы, уносимые дымовыми газами, обладают абразивным свойством, то наружные поверхности труб экономайзера, особенно первые ряды, подвержены износу. Для уменьшения износа приваривают стальные прутки (7), которые изменяют аэродинамику набегающего газового потока.
1.5.2. Испарительные поверхности нагрева.
Испарительные поверхности – это поверхности парового котла, в которых
происходит испарение воды до температуры кипения (рис. В-5). Это котельные
пучки труб, омываемые горячими топочными газами, фестон на выходе газов из
топки, настенные топочные экраны с радиационным обогревом. Рассмотрим рис.
1 – опускной пучок трубок, 2 – подвод питательной воды, 3 -- смесеотводящие
трубы заднего экрана и фестона, 4 – верхний коллектор экрана, 5 – путь горячих
топочных газов, 6 – фестон, 7 – нижний коллектор заднего экрана, 8 – промежуточный коллектор экрана.
1.5.3. Пароперегреватели.
. Перегрев пара осуществляется в трубчатых поверхностях, которые из способа передачи теплоты от дымовых газов можно классифицировать так: радиационные поверхности (передача тепла радиацией), конвективные поверхности (передача тепла
конвекцией) и радиационно-кон-вективные поверхности (рис. В-6).
Радиационная поверхность нагрева (2) пароперегревателя обычно размещается на
стенах топки. Поверхность радиационно-конвективная выполняется в виде U-образных ширм (3) и потолочных панелей (6), а конвективные поверхности в виде змеевиковых пакетов (4 и 5).
Различают перегреватели по способу крепления змеевиков: вертикальные (4) –
первичного перегревателя и горизонтальные (5) – вторичного.
13
1.5.4. Воздухоподогреватели.
По принципу действия воздухоподогреватели делятся на рекуперативные и
регенеративные. В рекуперативном типе воздухоподогревателей передача теплоты
от газов к воздуху осуществляется непосредственно через разделяющую их стенку, а
в регенеративном – через промежуточное тело (например, через стенку трубок). Регенеративный подогреватель, как правило, эксплуатируется только как вращающийся, а
рекуперативный – как неподвижный.
Основным видом рекуперативных воздухоподогревателей является трубчатый воздухоподогреватель с вертикально расположенной трубной системой (рис. В-7). Трубы
прямые и вертикальные, концы которых приварены к трубным доскам и расположены
в шахматном порядке.
Преимущества трубчатых воздухоподогревателей заключаются в том, что они
просты по конструкции, надёжны в работе, значительно более плотны по сравнению с воздухоподогревателями других систем, требуют сравнительно небольших расходов металла.
Однако имеются и недостатки: они в большей мере подвергаются коррозии, в
результате чего в трубах появляются свищи, через кото-рые воздух утекает в газоход
котла. Поэтому рекуперативные воздухоподогреватели применяются на котлах производительностью до 130 кг/с.
Основным типом регенеративного воздухоподогревателя электростанций являются
вращающиеся воздухоподогреватели, у которых поверхностью теплообмена служит
набивка из тонких гофрированных и плоских стальных листов, которые образуют небольшой диаметр (8÷10 мм) для прохода продуктов сгорания и воздуха (рис. В-8).
Движение газового и воздушного потоков непрерывное и раздельное, а набивка
ротора попеременно проходит эти потоки. В газовой части воздухоподогревателя металлическая набивка секторов аккумулирует теплоту, полученную от дымовых газов,
а затем отдаёт её воздушному потоку. В конечном счёте происходит непрерывный
нагрев воздуха переносом теплоты, которая аккумулирована в газовом потоке. Движение дымовых газов и воздуха – противоточное.
К набивкам предъявляются такие требования, как возможно большая интенсивность теплообмена между воздухом и дымовыми газами и минимальное аэродинамическое сопротивление с той и с другой стороны.
Применение гофрированных листов (рис. 5б) обеспечивает интенсивный конвективный теплообмен и соответственно более быстрый нагрев металлической набивки,
а затем более глубокое её охлаждение.
В отличие от рекуперативных в регенеративных подогревателях в условиях
вращающегося ротора имеют место перетоки воздуха по радиусу ротора, потери
воздуха в воздушной части ротора и присосы воздуха в газовый поток. Утечки
воздуха и присосы его в газовый поток примерно одинаковы, поэтому их можно
рассматривать как перетоки.
Защита от перетоков достигается установкой в верхней и нижней частях ротора
кольцевых и радиальных уплотнений.
Регенеративные воздухоподогреватели нашли широкое применение в энергетике
на крупных энергоблоках. По конструкции эти подогреватели сложнее рекупера-
14
тивных, но они компактны, требуют меньшего расхода металла, имеют невысокое аэродинамическое сопротивление и устойчивость к коррозии.
Задание на дом: По учебнику Резников М. И., Липов Ю. М. -- Паровые котлы
электростанций; стр. 3÷19 и 188÷202.
Раздел 1. Топливо и его сжигание.
Тема 1.1. Классификация топлива и его технические характеристики.
1.1.1. Виды органического топлива.
Органическим топливом называются вещества, способные активно соединяться с кислородом и образовывать продукты сгорания, нагретые до высокой
температуры за счёт содержащейся в нём химически связанной энергии. Углерод
является основным горючим элементом органического топлива. Второе место
занимает водород, которого хотя сравнителтно немного, но удельное тепловыделение
его большое. Сера является третьим горючим элементом, даёт тепловыделение, но
наносит вред котельному оборудованию и окружающей среде. В состав органического топлива входят также влага и негорючие минеральные примеси, из которых в
ходе горенияобразуется зола и шлак.
По агрегатному состоянию все используемые в энергетике органические топлива
делятся на три группы: твёрдые, жидкие и газообразные. К энергетическим топливам
относятся вещества, которые целесообразно использовать для получения тепла в
больших количествах. Из общего потребления топлива в нашей стране примерно 30%
приходится на долю тепловых электрических станций.
Газообразные и жидкие топлива в последние 20 лет получили всё большее применение. Использование газообразных и жидких топлив по сравнению с углем не только
повышает общую культуру эксплуатации электростанций, но и приводит к ощутимому снижению стоимости основного оборудования и увеличению КПД установок.
Естественным жидким топливом является сырая нефть, но как энергетическое топливо используется чрезвычайно редко (в основном на небольших котельных). После извлечения (отгонки) лёгких фракций (светлых нефтепродуктов—бензина, лигроина,
керосина, газойля) остаётся 4060% сильновязких тяжёлых фракций – мазута, который и используется как энергетическое жидкое топливо.
Газовые топлива могут быть природными и искусственными. Природные газы
имеют «нефтяное» происхождение. Как и нефть, они либо являются продуктом длительного химического преобразования органических веществ (остатков живых организмов), скопившихся в осадочных породах, либо образовались в результате синтеза
в присутствии воды и карбидов металлов на больших глубинах под воздействием высокого давления и температуры. Во многих случаях выход газов сопутствует добыче
нефти. Это так называемые попутные газы.
Искусственные газы, сжигаемые в топках парогенераторов, -- это, как правило, по
15
бочный продукт металлургической про- мышленности, получаемый в большом
количестве.
1.1.2. Элементарный состав топлива.
Для анализа тепловых характеристик топлив, определения состава газов, полученных в процессе горения, для других тепловых расчётов необходимо знать химическую структуру каждого вида топлива. В состав органической части топлива входят
пять химических элементов: углерод С, водород Н, кислород О, сера S и азот N.
Кроме того, топливо содержит минеральные примеси А, попавшие извне в исходную
залежь, и влагу W, представляющие вместе внешний балласт топлива.
Горючими элементами топлива являются углерод, водород и сера. Наличие окислов
серы в продуктах сгорания при определённых концентрациях опасно для всего живого, в том числе и для человека, и поэтому требует принятия мер для рассеяния их в атмосферу.
Сера в жидком топливе содержится в виде сернистых соединений, а также в свободном состоянии. Содержание её достигает 3,5%.
Влага – W также является внешним балластом, так как она уменьшает тепловую
ценность топлива. На испарение влаги тратится часть теплоты, выделяемой при сгорании топлива. Кроме того, испарившаяся влага, являясь составной частью газообразных продуктов сгорания, снижает их температуру, что уменьшает количество теплоты, передаваемой к поверхностям нагрева. Различают внешнюю и внутреннюю
влагу.
Внешняя влага в топливе является результатом попадания влаги в топливо из
окружающей среды в процессе добычи топлива, его транспортирования и хранения.
Внутренняя влага связана с органическим веществом топлива и его минеральными
примесями. Часть этой влаги (она называется гигроскопической) равномерно распределена в массе топлива.
1.1.3. Характеристики топлива.
Основными техническими характеристиками топлив являются: теплота сгорания, выход газообразных горючих веществ при нагреве (выход летучих веществ), зольность топлива, свойства золового остатка, влажность и сернистость
топлива, выход летучих и кокса.
Теплота сгорания является наиболее важной основной технической характеристикой топлива. Различают высшую и низшую теплоту сгорания топлива. Высшей
теплотой сгорания QВ называют количество тепла, которое выделяется при сгорании 1 кг твёрдого (жидкого) или 1 м3 газообразного топлива. Низшая теплота
сгорания QН отличается от высшей на теплоту испарения влаги топлива и влаги, образующейся при горении водорода. Чем больше влажность топлива, тем
меньше будет величина QН. Низшая теплота сгорания рабочей массы определяется
как результат разности высшей теплоты сгорания горючих элементов топлива и теплоты, затраченной на испарение всей влаги. Размерность теплоты сгорания Q выражается в КДж/кг или КДж/м3. С увеличением возраста топлива его высшая теплота
сгорания увеличивается, так как растёт доля углерода в топливе. Высшая теплота сго
16
рания топлива является наиболее посто- янной величиной, поэтому она используется для сравнения различных топлив.
Высшая и низшая теплота сгорания рабочей массы топлива связаны соотношением:
QНР  QВР  25,12  (9Н Р  W Р ), КДж/кг, где:
QНР -- низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, КДж/кг;
QВР -- высшая теплота сгорания рабочей массы топлива, КДж/кг;
25,12  (9Н Р  W Р ) -- теплота, затраченная на испарение влаги топлива и влаги,
полученной при горении водорода топлива Нр (%),КДж/кг.
Твёрдый горючий продукт, остающийся после выхода летучих, называется
коксом. Масса несгоревшего остатка топлива называется золой. Свойства золы играют большую роль при сжигании топлив. Образовавшаяся после сгорания топлива зола представляет собой смесь минералов, а их сплавы, возникшие в зоне высоких температур, называются шлаками. Суммарное количество шлаков и золы принято
называть зольностью топлива. Высокая зольность топлива требует установки более
дорогих золоулавливающих устройств после парогенератора. Наиболее зольным топливом являются бурые угли, горючие сланцы, менее зольным – каменный уголь, антрациты и полуантрациты.
К техническим характеристикам жидкого топлива—мазута относятся вязкость и температура вспышки. Вязкость мазута положена в основу его маркировки.
Маловязким является топочный мазут марки 40, используемый для растопки котлоагрегата.
Газовое топливо представляет собой механическую смесь горючих и негорючих
газов: метан, пропан, этан, бутан – горючие газы, и негорючие – это азот и двуокись
углерода. К основным характеристикам природного газа относятся: теплота сгорания
и плотность. Искусственные газы содержат больше негорючих компонентов, так
называемого балласта, к которому относятся азот и кислород.
Массу вещества топлива принято условно характеризовать как рабочую, аналитическую, сухую, горючую и органическую. В соответствии с этими наименованиями
вверху компонента ставится индекс из первой буквы наименования массы. Так, для
рабочей массы топлива, которое доставляется потребителю, можно записать:
р
Ср+Нр+Ор+Nр+𝑺л +Ар+Wр=100%.
При лабораторных исследованиях пользуются аналитической пробой топлива:
Са+На+Оа+Nа+𝑺ал +Аа+Wа=100
Далее, путём искусственной подсушки пробы при температуре 105 0С можно удалить всю влагу, как внешнюю, так и внутреннюю, и тогда останется сухая масса:
Сс+Нс+Ос+Nс+𝑺сл +Ас=100
Так как азот и кислород находятся в топливе в связанном состоянии, то принято их
массу относить к условной горючей массе:
Сг+Нг+Ог+Nг+𝑺гл =100
Исключив из горючей массы серу, получим условную органическую массу:
Со+Но+Оо+Nо=100
Во всех теплотехнических расчётах принято иметь дело с рабочей массой.
Расчётные характеристики топлива часто даются на горючую массу, так как она
является наиболее устойчивой. Для вывода пересчётной формулы с одной массы на
другую, например, из горючей в рабочую, можно записать:
17
г
г
г
г
С +Н +О +N
+𝑺гл =100
р
Ср+Нр+Ор+Nр+𝑺л =100-Ар-Wр
Тогда, обозначив через хр содержание какого-либо элемента в рабочей массе в
процентах, а через хг -- в горючей, то можно записать:
𝟏𝟎𝟎−Ар −𝑾р
хр = хг
.
𝟏𝟎𝟎
Аналогично можно найти все пересчётные коэффициенты.
1.1.4. Выход летучих и кокса, твёрдость топлива
и коэффициент размолоспособности.
Выход летучих является одной из важнейших характеристик твёрдого топлива, от
него зависят условия воспламенения и характер горения топлива. При нагревании из
каменного угля выходят летучие Vг, включающие горючие газы и влагу, а из углерода
и мминеральной части образуется коксовый остаток различного вида: спёкшийся,
слабоспёкшийся и порошкообразный.
Каменные жирные угли с большим содержанием битума при нагревании дают
плотный, спёкшийся, крупнопористый осадок, который называется коксом. Кокс используется в металлургических печах. Такие угли называются коксующимися.
С уменьшением выхода летучих веществ топливо загорается труднее, так как
уменьшается количество горючих газов, таких как окись углерода СО, водород Н2,
различные углеводороды, например, метан. Выход летучих веществ используется для
технической классификации углей. Наиболее молодые топлива имеют более высокий
выход летучих веществ и меньше содержат углерода. И наоборот, с увеличением возраста топлива уменьшается выход летучих веществ и увеличивается содержание углерода.
Твёрдость и сопротивляемость измельчению твёрдого топлива характеризуются
коэффициентом размолоспособности kло, под которым понимают отношение
удельного расхода электроэнергии на помол эталонного твёрдого топлива
(антрацита), принимаемого за единицу, к удельному расходу энергии на помол
испытуемого топлива до того же размера, что и антрацит:
Ээтал
𝑘ло = исп .
Э
За эталонное топливо принят антрацит, его kло=0,95. Большинство углей мягче и
они имеют более высокие значения kло.
1.1.5. Свойства топлива.
К свойствам твёрдого топлива относятся плотность, механическая прочность,
термическая устойчивость, укрупнённость кусков и т. д.
Различают истинную, кажущуюся и объёмную плотность. Истинная плотность характеризует атомную плотность топлива, взятого в объёме плотности
массы без пор. Кажущаяся плотность определяется в объёме массы топлива с
включением пор. Объёмная (или насыпная) плотность определяет степень пористости топливной массы в насыпанном виде и степень заполнения объёма. Объёмная плотность топлива зависит от влажности, размера кусков и уплотнённости.
18
Механическая прочность топлива определяет степень его измельчения, зависит от физической структуры угля, наличия и характера минеральных включений.
При длительном хранении топлива на открытом воздухе прочность углей уменьшается и уголь измельчается. Изменение механической прочности углей определяется изменением температуры, влажности, атмосферного давления и другими факторами.
Окисление и выветривание углей также уменьшают их прочность, а, следовательно, и
влияют на состав топлива по крупности кусков.
Термическая устойчивость топлива – это способность его выдерживать высокие
температуры без растрескивания. Термическая устойчивость зависит от химического
состава топлива, зольности, влажности, скорости нагрева кусков и других факторов.
К свойствам жидкого нефтяного топлива относятся: плотность, испаряемость, вязкость, температуры застывания, вспышки, воспламенения и самовоспламенения и т. д.
Вязкость является характеристикой текучести топлива и изменяется в зависимости
от температуры (повышение температуры уменьшает вязкость). Увеличение вязкости
топлива вызывает увеличение гидравлического сопротивления движению топлива по
трубопроводу, ухудшает условия распыливания топлива в камере сгорания. Для использования жидких топлив с высокой вязкостью предусматривается его подогрев в
хранилищах.
К основным свойствам газообразных топлив относятся цвет, запах, плотность, токсичность, взрываемость. Содержание водяных паров в газообразном топливе незначительно. Наиболее опасными компонентами газообразных топлив являются окись углерода СО, сероводород Н2S и другие.
1.1.6. Приведённые характеристики топлива. Условное топливо.
19
Для пересчёта реального топлива Вр в условное Ву и наоборот можно использовать следующее соотношение:
ВУ  ВР 
QНР
, кг/с, где:
QУ
Qу=29310 КДж/кг (7000 Ккал/кг) – теплота сгорания условного топлива;
QНР -- теплота сгорания рабочей массы натурального топлива, КДж/кг.
1.1.7. Определение теплоты сгорания
по данным элементарного состава топлива.
Теплота сгорания отдельных видов топлив определяется по данным элементарного
состава топлива (то есть аналитически) или экспериментальным путём в приборах,
которые называются калориметрами. Аналитическое определение теплоты сгорания
топлива по данным элементарного состава возможно для топлива с известным элементарным составом и может рассматриваться как приближённая оценка тепловой
ценности топлива. Это объясняется тем, что элементарный состав топлива на рабочую массу в значительной степени изменяется в зависимости от различных факторов,
в том числе и от хранения топлива. Более точное значение теплоты сгорания топлива
определяется экспериментальным путём.
Определение теплоты сгорания топлива по данным его элементарного состава основано на том, что тепловыделение горючих составляющих топлива на единицу массы или единицу объёма уже известны. Предполагается, что горючие составляющие топлива не связаны друг с другом, а имеющийся в топливе кислород связан только с водородом.
Это можно объяснить так: в составе топлива содержится кислород О. Если принять, что он связан с водородом Н, то часть водорода топлива не будет участвовать в
горении (например, Н2О – влага). На одну массовую долю водорода Н приходится восемь массовых долей кислорода О, поэтому с кислородом окажутся связанными О/8
массовых долей водорода. Вспомним таблицу Менделеева: атомная масса водорода –1, а кислорода – 16; в воде содержится два атома водорода и одна молекула
кислорода, поэтому 16:2·1=8). Следовательно, в горении будет участвовать не Н
массовых долей водорода, а Н-
О
массовых долей водорода.
8
С учётом всего этого высшая теплота сгорания топлива на рабочую массу по данным элементарного состава может быть выражена следующей формулой:
QВР  340,8С Р  1427,7( Н Р 
ОР
)  91,27 S ЛР ,
8
КДж/кг, где:
S ЛР -- летучая сера на рабочую массу,%;
численные значения коэффициентов представляют собой количество теплоты, выделяющейся при сгорании 1% массы соответствующего элемента.
Используя данную формулу, можно выразить и низшую теплоту сгорания топлива
на рабочую массу:
QНР  340,8С Р  1427,7( Н Р 
ОР
)  91,27S РЛ  25,12(9 Н Р  W Р ),
8
КДж/кг.
Эти сложные соотношения представляют расчётные формулы для определения
теплоты сгорания топлива по данным элементарного состава. Однако они не дают
20
точного совпадения с теплотой сгорания топлива, определённой экспериментальным путём. Это объясняется тем, что в этих зависимостях всё ещё остаются нераскрытыми связи между отдельными элементами топлива.
И поэтому для определения теплоты сгорания топлива по данным элементарного
состава применяются различные эмпирические расчётные формулы. Одной из первых
формул является формула Дюлонга.
Наиболее удачной зависимостью является формула Д.И.Менделеева, которая основана на обобщении большого числа опытных данных по сжиганию твёрдых и жидких топлив.
Формула Менделеева для определения высшей теплоты сгорания топлива на рабочую массу имеет вид:
QВР  339,13С Р  1256 Н Р  108,86(О Р  S ЛР ), КДж/кг.
Низшая теплота сгорания топлива на рабочую массу определяется по формуле:
QНР  339,13С Р  1256 Н Р  108,86(О Р  S ЛР )  25,12(9 Н Р  W Р ), КДж/кг.
Д. И. Менделеев установил, что теплота сгорания 1 кг водорода, входящего в состав твёрдого и жидкого топлива, равна не 142770 КДж, а 125600 КДж. Менделеев
полагал также, что кислород топлива находится в соединении и с углеродом С, поэтому он предложил при определении теплоты сгорания топлива учитывать общее
содержание водорода. Считая, что 1% содержания серы S выделяет 108, 86 КДж теплоты, Менделеев и предложил свою формулу, которая имеет ряд преимуществ перед
другими, в том числе большую точность.
Теплота сгорания газообразных топлив также может быть определена по данным
их состава, но формулы получаются сложнее и длиннее, так в состав газообразного
топлива входят различные компоненты, например, водород, метан, окись углерода,
бутан и другие.
Выявление энергетических связей между компонентами топлива позволит получить более точные расчётные формулы для определения теплоты сгорания топлива. А
пока формула Менделеева даёт в большинстве случаев удовлетворительное совпадение с результатами экспериментального определения теплоты сгорания топлива. В
зависимости от заданного элементарного состава топлива можно теплоту сгорания
топлива одной массы пересчитать на состав другой. Формулы пересчёта теплоты сгорания с заданной массы на искомую массу топ-лива приводится в таблице:
Итак, можно сделать выводы:
21
1. Рабочая масса представляет собой топливо в том виде, в каком оно поступает в топку.
2. Расчёты котлов выполняются по рабочей массе топлива.
3. Наиболее устойчивым составом топлива является состав на горючую массу. Поэтому в таблицах расчётных характеристик топлив состав их приводится
на горючую массу.
4. Пересчёт состава топлива из одной массы в другую производится по формулам пересчёта.
Стр. 20÷34.
Практическое занятие №1.
Задача №1.
Дано: элементарный состав топлива.
Задание: Пересчитать элементарный состав топлива с заданной горючей и сухой
массы на рабочую и проверить сумму составляющих. Допустимая ошибка не должна превышать ±0,02%.
Вид топлива Wр, %
Ас, %
Сг, %
Нг, %
Sг, %
Nг, %
Ог, %
Бурый уголь
15
11
79,8
5,7
1,1
3,0
10,4
Решение.
1. Пересчёт состава топлива с одной массы на другую производится при помощи
множителей, приведённых в следующей таблице:
Заданная масса топлива
Искомая масса топлива
Рабочая
Сухая
Горючая
100
100
Рабочая
1
Сухая
100  W Р
100
100  (W Р  А Р )
100
Горючая
100  W Р
100  (W Р  А Р )
1
100
100  А С
100  АС
100
1
2. Зольность на рабочую массу.
А Р  k C Р  АС 
100  W Р
100  15
 АС 
 11  9,35%.
100
100
3. Определим переводной коэффициент.
k Г- Р 
100  (W Р  А Р ) 100  (15  9,35)

 0,7565
100
100
4. Углерод на рабочую массу.
С Р  k Г Р  С Г  0,7565С Г  0,7565  79,8  60,37%.
5. Водород на рабочую массу.
Н Р  k Г Р  Н Г  0,7565Н Г  0,7565  5,7  4,31%.
6. Азот на рабочую массу.
N Р  k Г Р  N Г  0,7565N Г  0,7565  3,0  2,27%.
7. Сера на рабочую массу.
S Р  k Г Р  S Г  0,7565S Г  0,7565  1,1  0,83%.
22
8. Кислород на рабочую массу.
О Р  k Г Р  О Г  0,7565О Г  0,7565  10,4  7,87%.
9. Проверка.
Wр+Ар+Ср+Нр+Sр+Nр+Ор=15+9,35+60,37+4,31+2,27+0,83+7,87=100%.
Задача №2.
Дано: теплота сгорания топлива на горючую массу QНГ =30310 КДж/кг.
Определить: теплоту сгорания топлива на рабочую массу QНР пересчётом и по
формуле Менделеева, используя множитель задачи №1 и формулы.
Решение.
1. Используя множитель kг-р=0,7565.
QНР  QНГ  k Г  Р  QНГ
100  (W Р  А Р )
100  (15  9,35)
 30310
 22930
100
100
КДж/кг.
2. Используя формулу.
QРР  QНГ
100  W Р  А Р
100  15  9,35
 25,12W Р  30310
 25,1  15  23306
100
100
КДж/кг.
В дальнейших расчётах использовать величину теплоты сгорания топлива на рабочую массу QРР по формуле Менделеева, так как она более точна и проверена экспериментальным путём.
Тема 1.2. Основы горения твёрдого, жидкого и газообразного топлива.
1.2.1. Понятие о горении.
Процессы горения органического топлива для получения теплоты нашли широкое
применение в теплоэнергетике. Регулируемые процессы горения осуществляются в
специальных устройствах, которые называются камерами сгорания. К ним, в частности, относятся топочные устройства парогенераторов и камеры сгорания газотурбинных установок.
Горение представляет собой сложный физико-химический процесс окисления
топлива, протекающий с интенсивным выделением теплоты и характеризующийся значительным повышением температуры газообразных продуктов сгорания. Или: реакцию окисления кислородом горючего вещества, при которой
выделяется тепловое и световое излучение, называется горением.
Известно, что воздухе содержится около 21% кислорода. При содержании в воздухе менее 14% кислорода горение большинства горючих веществ становится невозможным.
Процесс горения может протекать только при наличии топлива и окислителя.
Наиболее распространённым окислителем является кислород воздуха, который участвует в процессах горения всех видов органических топлив. Воздух представляет собой смесь различных газов: азота, углекислоты, кислорода, водяного пара, аргона и т.
д. Кислорода в воздухе содержится 20,7%.
Обычно для упрощения состав воздуха принимается сухим. Пренебрегая незначительным составом некоторых газов, можно принять содержание воздуха таким (в %):
23
Кислород
Азот
По объёму
21
79
По массе
23
77
Азот воздуха является газом, практически не вступающим в окислительные процессы.
В зависимости от агрегатного состояния топлива и окислителя реакции горения бывают гомогенные и гетерогенные.
Реакции, при которых топливо и окислитель находятся в одном и том же агрегатном состоянии, называются гомогенными. Они характеризуются отсутствием поверхности раздела между реагирующими веществами. Например, горение газообразного топлива относится к гомогенному горению.
Реакции, при которых топливо и окислитель находятся в различных агрегатных состояниях, называются гетерогенными. Эти реакции протекают на поверхности раздела фаз. Горение твёрдого и жидкого топлива относится к гетерогенным реакциям.
Смесь горючих веществ топлива и окислителя при данных температуре и давлении, кроме тепловой внутренней энергии, обладает химической энергией. Химическая энергия – это энергия, которая может выделяться или поглощаться при
протекании химической реакции между веществами топлива и окислителем.
Химические реакции, протекающие при горении топлива, могут сопровождаться с выделением теплоты (они называются экзотермическими) или с поглощением теплоты (эндотермические).
К экзотермическим реакциям относятся реакции горения всех горючих составляющих топлива в атмосфере избытка кислорода: углерода, водорода, серы. В условиях
высоких температур в ядре факела могут протекать эндотермические реакции,
например, реакция образования окиси азота или реакция восстановления двуокиси
углерода.
Протекание реакций горения органических веществ топлива связано с образованием газообразных продуктов. Реакция может быть химически обратимой, если она
идёт как в прямом, так и в обратном направлении. При горении топлива в топочном
устройстве парогенераторов скорость прямого процесса гораздо больше скорости обратного процесса, поэтому горение топлива в топке сопровождается химически необратимыми реакциями.
В реакциях горения топлив за тепловой эффект реакции принимается теплота сгорания топлива, относящуюся к одному килограмму твёрдого или жидкого
топлива или к 1 м3 газообразного топлива. Для вступающих в химическую реакцию составляющих топлива скорость реакции прежде всего зависит от температуры.
Количество теплоты, выделяющееся при горении, всегда одно и то же, протекает ли
данная химическая реакция сразу с образованием конечных продуктов горения или
постепенно, с образованием промежуточных продуктов горения.
В топочных устройствах котлов горение происходит при постоянной подаче топлива и окислителя, которым является воздух, в зону горения и, следовательно, при
практически постоянной концентрации реагирующих веществ во времени. В этих
24
условиях максимальная скорость реакции может быть достигнута при определённом соотношении концентраций топлива и воздуха.
Для горения необходимы горючие вещества, окислитель и источник зажигания, который должен нагреть горючую смесь до определённой температуры. Существует
нижний предел концентрации горючего (НП), ниже которого горение становится невозможным, и верхний предел (ВП), когда уже ощущается нехватка окислителя для
поддержания горения. Во всём диапазоне концентраций между нижним и верхним
пределами при внесении в горючую смесь источника зажигания будет происходить
устойчивое горение.
Температура горючей смеси, начиная с которой смесь способна к самоускорению химической реакции до устойчивого горения, называется температурой
воспламенения, которая не является постоянной для реагирующих веществ и зависит от многих факторов: тонины помола топлива, температуры окислителя, условий
отвода теплоты из зоны реакции и т. д. Тепло от реакции горения топлива в котле передаётся трубчатым поверхностям нагрева (настенным экранам, пароперегревателям
и т. д.), по которым проходит рабочее тело (вода и пар). Теплоотвод из зоны реакции
к тепловоспринимающим поверхностям можно выразить формулой И. Ньютона:
Q0=αF(Tр-Tст), КДж/кг, где:
α – коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К);
F – площадь тепловоспринимающей поверхности, м2;
Тр и Тст – температуры в зоне реакции и на тепловоспринимающей поверхности, 0К.
Из уравнения Ньютона следует, что если теплоту отводить постоянно из зоны реакции (то есть α≈const), то теплоотвод Q0 изменяется пропорционально разности температур Tр-Tст.
1.2.2. Горение натуральных топлив.
К натуральным топливам относятся уголь, торф, газ, мазут и т. д. Реакции горения
газообразных топлив относятся к наиболее сложным типам химических реакций. Механизм этих реакций имеет характер разветвлённой цепной реакции, то есть в процессе этих реакций один активный центр порождает два и более новых активных центров.
Существует теория цепных реакций Семёнова, согласно которой цепная реакция
протекает через ряд химических превращений, в которых огромную роль играют
промежуточные активные продукты реакций в виде свободных атомов водорода. Образовавшиеся атомы водорода не могут долгое время существовать самостоятельно.
Являясь активными центрами, они возбуждают цепную реакцию, как это происходит
при делении ядер тяжёлых элементов.
Горение газового топлива в смеси с воздухом идёт с очень большой скоростью
(например, готовая смесь метана с воздухом объёмом 10 м3 сгорает за 0,1 секунду).
Поэтому интенсивность сжигания природного газа в топочных устройствах котлов
определяется скоростью его смешения с воздухом в специальных устройствах, называемых газовыми горелками. Трудность обеспечения полного смешения большого
расхода газа с воздухом за небольшой промежуток времени связана с большим различием объёмных расходов газа и воздуха, например, на сжигание одного м3 газа требуется около 20 м3 горячего воздуха. Для лучшего перемешивания приходится вводить
газ в поток воздуха внутри горелки большим количеством мелких струй мелкого
25
диаметра и с большой скоростью. Воз- душный поток также сильно турбулизуется в специальных завихривающих устройствах.
При сжигании жидких топлив осуществляется принцип предварительного распыливания топлива. В энергетических установках в качестве жидкого нефтяного топлива применяются мазуты, распыливание которых производится с помощью устройств,
называемых форсунками. Температура воспламенения мазута выше его температуры
кипения. Поэтому при поступлении в зону высоких температур капля мазута сначала
испаряется, а затем пары топлива смешиваются с подаваемым воздухом, подогреваются до температуры воспламенения и горят в газообразном состоянии. При сжигании мазута наблюдаются случаи нарушения устойчивости горения в виде пульсации
и хлопков факела, а иногда и в виде отрыва пламени.
Итак, основными условиями для устойчивого и интенсивного горения жидкого топлива являются предварительный подогрев и тонкое распыление топлива,
подогрев и подача всего необходимого для горения воздуха в зону поступления
жидкого топлива, энергичное смесеобразование. Всё это обеспечивает поддержание высокой температуры в ядре факела – более 15000С.
Процесс горения твёрдого топлива может быть разбит на два периода: период подготовки топлива к горению и собственно горение. В первый период происходит подогрев топлива, испарение влаги, выделение летучих веществ и образование кокса.
Длительность этого периода зависит от влажности топлива, размеров его кусков,
условий теплообмена и других факторов.
В подготовительный период происходит затрата тепла, которое расходуется в основном на подогрев и сушку топлива. Выход летучих веществ зависит от химического состава топлива, например, для бурого угля при температуре 150÷170 0С, для антрацита -- 380÷4000С. Выделение летучих веществ может заканчиваться при температуре 10000С и выше.
Второй период начинается с воспламенения и горения летучих веществ. Тепло, которое при этом выделяется, способствует повышению температуры массы топлива и
дальнейшему развитию процесса горения кокса.
Сущность процесса сжигания твёрдого топлива в пылевидном состоянии заключается в том, что предварительно измельчённое твёрдое топливо посредством горелки
вдувается потоком воздуха в топочную камеру котла, где оно сгорает во взвешенном
состоянии. Воздух, посредством которого транспортируется твёрдое топливо в
пылевидном состоянии, называется первичным. Количество его составляет
лишь некоторую часть от общего количества воздуха, потребного для горения.
Остальное количество воздуха, подаваемого в топку через горелки либо помимо
них, называется вторичным воздухом.
На паротурбинных электростанциях, кроме камерных топок с факельным сжиганием твёрдого топлива, применяются топочные устройства с циклонным или вихревым способом сжигания. При циклонном способе сжигания роль горелочного
устройства выполняет циклонная камера.
1.2.3. Состав продуктов сгорания.
В процессе горения топлива горючие элементы взаимодействуют с окислителем
(кислородом), и образуют соответствующие окислы СО2, SO2, Н2О. Так как окисление
26
идёт в основном за счёт кислорода, то в продуктах сгорания содержится ещё и
азот, входящий в состав воздуха.
Состав продуктов сгорания при сжигании одного кг твёрдого или жидкого топлива
или 1 м3 газообразного топлива можно записать в следующем виде:
1 кг (м3)+Vвозд= VСО2  VSO2  VН 2О  VN2  VO2  VСО  VН 2  VСН 4 , где:
Vвозд – объём воздуха, использованного для сжигания 1 кг (или 1 м3) топлива, м3/кг
или м3/м3;
VCO , VSO и другие составляющие – объёмы отдельных газов в продуктах сгорания, м3/кг или м3/м3.
Продукты сгорания можно разделить на несколько групп: сухие трёхатомные
2
2
газы VRO2  VCO2  VSO2 , водяные пары VН 2О , остаток воздуха после горения и
продукты неполного сгорания.
Если при полном сгорании топлива прореагирует весь поданный с воздухом
кислород, то имеющееся при этом соотношение количества кислорода и топлива
называется стехиометрическим, а количество поданного воздуха – теоретически
необходимым V0, м3/кг.
В этом случае можно записать:
1 кг (м3)+V0= VСО2  VSO2  VН 2О  VN2 .
В действительных условиях невозможно довести топливо до полного сгорания при
теоретически необходимом объёме воздуха. Вследствие несовершенства перемешивания топлива с воздухом в топочном устройстве всегда существуют такие участки,
где ощущается недостаток кислорода, что приводит к недожогу топлива, то есть образованию продуктов неполного сгорания. Поэтому действительный объём воздуха
всегда несколько больше теоретического (Vв>V0).
Отношение действительного объёма воздуха к теоретическому называется коэффициентом избытка воздуха:

VВ
V0
Сжигание топлива с недостаточным количеством воздуха приводит к недоокислению горючих компонентов топлива, вызывая химический недожог его.
При чрезмерных избытках воздуха увеличиваются затраты теплоты на его
нагрев. Экономическое сжигание топлива достигается при оптимальных значениях коэффициента избытка воздуха, которое определяется видом топлива и типом топочного устройства.
Оптимальные значения коэффициента избытка воздуха изменяются от 1,05 до 1,5.
Экономическое сжигание природного газа и мазута возможно при небольших коэффициентах избытка воздуха (α=1,05÷1,15), так как процессы смесеобразования при
сжигании этих топлив можно организовать более эффективно, чем при сжигании
твёрдого топлива. Сжигание пылевидного топлива производится при коэффициентах
избытка 1,2÷1,25.
В большинстве случаев газовый тракт парогенераторов находится под разрежением, создаваемым за счёт тяги дымососов. Поверхность стен парогенератора достигает
4000 м2 и более и может иметь неплотности, особенно в местах сопряжения отдельных элементов, местах ввода и вывода труб за пределы обмуровки, соединениях плит
тепловой изоляции и т. д. За счёт этих неплотностей происходит подсос в парогене-
27
ратор холодного воздуха из окружающей среды, что увеличивает объём продуктов
сгорания и снижает их температуру.
Присосы воздуха по результатам многочисленных испытаний котлоагрегатов
обычно составляют 2÷5% от теоретического объёма воздуха. При работе системы
приготовления имеют место свои присосы воздуха, и тогда при подсчёте потребного
количества первичного и вторичного воздуха необходимо произвести подсчёт воздушного баланса системы пылеприготовления и котла.
Теоретический объём воздуха для полного сгорания твёрдых и жидких топлив рассчитывается как алгебраическая сумма объёмов воздуха, необходимых для полного
сгорания горючих элементов в рабочей массе топлива:
0
0
0
0
V0= VС Р  VН Р  VS Р  VОР , где:
VО0Р -- объём воздуха, эквивалентный содержанию кислорода в рабочей массе топлива, м3/кг.
1.2.4. Объём продуктов сгорания.
Газообразными продуктами сгорания топлива являются углекислый газ СО2, сернистый газ SO2, азот топлива и воздуха N2, некоторая часть кислорода топлива и воздуха О2, не вступившего в реакцию окисления, водяные пары Н2О, образующиеся при
окислении водорода Н2 и при испарении влаги топлива. Продукты сгорания топлива
представляют собой смесь этих газообразных веществ.
Объём воздуха, необходимый для полного сгорания топлива, определяется для
твёрдых и жидких топлив на основании составления реакций горения горючих элементов топлива. При взаимодействии углерода с кислородом получаем двуокись углерода: С+О2=СО2, и для одного моля горючего: 12 кг С+32 кг О2=44 кг СО2.
Молем называется количество (масса) газа в килограммах, численно равное
его молекулярной массе.
Для одного кг углерода получим:
12
32
44
С  О2 
СО2 или 1кгС  2,67О2  3,67СО2
12
12
12
Точно также для серы и водорода:
S+О2=SO2; 1 кг S+1 кг О2=2 кг SO2 (атомный вес серы – 64, кислорода – 32).
2Н2+О2=2Н2О;
1 кг Н2+8 кг О2=9 кг Н2О.
Итак, для полного сжигания одного килограмма углерода требуется 2,67 кг кислорода и при этом образуется 3,67 кг углекислого газа, для сжигания 1 кг серы – 1 кг
кислорода, для сжигания водорода – 8 кг кислорода.
Суммарная потребность в кислороде (кг) при полном сгорании одного килограмма
рабочей массы твёрдого или жидкого топлива с учётом кислорода, имеющегося в самом топливе, равна:
VО02  2,67
Ср
Н р S ЛР О Р
,
8


100
100 100 100
кг/кг.
Обычно в расчётах применяются объёмы воздуха и газов в кубических метрах при
нормальных условиях, то есть при температуре 00С и давлении 760 мм рт. ст.
Тогда при плотности кислорода 1,428 кг/м3 получим такое же уравнение в м3:
28
VО02 
SР
2,67 С р
8 Нр
1
1 ОР




 Л 


1,428 100 1,428 100 1,428 100 1,428 100
 0,0186С Р  0,055Н Р  0,007S ЛР  0,007О Р , м 3 / кг
С учётом того, что в воздухе содержится 21% кислорода по объёму, или 1/4,76-ая
часть, то теоретически необходимый объём воздуха получается путём сложения объёмных расходов кислорода использованных на горение отдельных горючих элементов С,S,Н, выраженных в долях от 1 кг топлива, с введением пересчётного коэффициента 4,76. Тогда для горения одного килограмма рабочей массы топлива теоретически
необходимый объём воздуха составит:
VВ0  4,76(0,0186С Р  0,055Н Р  0,007 S ЛР  0,007О Р ), м 3 / кг
.
После преобразования этой формулы получим:
VВ0  0,0889(С Р  0,375S Р )  0,265Н Р  0,0333О Р , м 3 / кг .
Для газообразного топлива теоретически необходимый воздух определяется
как сумма теоретически необходимых количеств воздуха, потребного для полного сжигания отдельных компонентов газа, м3/м3.
Теоретические объёмы воздуха и продуктов сгорания приводятся в таблице.
1.2.5. Определение избытка воздуха.
Значение коэффициента избытка воздуха может быть определено для конкретных
условий сжигания топлива по данным газового анализа, то есть по содержанию в
продуктах сгорания: VCO2  VSO2  VRO2 , О2 и СО.
При полном сгорании топлива коэффициент избытка воздуха определяется по следующей формуле:
29

21
О2
21  79
100  ( RO 2  О2 )
,
а при неполном сгорании топлива по такой формуле:

21
,.
О2  0,5  СО
21  79
100  ( RO 2  О2  СО)
Действительное объёмное количество сухого воздуха, подаваемого в топочную
камеру при сжигании одного килограмма твёрдого, жидкого или газообразного топлива, может быть определено и по известной нам формуле:
VВ  V 0 , м3/кг или м3/м3.
Теоретически необходимое объёмное количество воздуха можно представить как
разность между действительным и избыточным объёмами воздуха:
V 0  VВ  V ИЗБ , м3/кг, где:
Vизб – избыточное объёмное количество воздуха, м3.
Тогда:  
VВ
VВ


0
V
VВ  V ИЗБ
1
V ИЗБ
1
VВ
В эксплуатации для обеспечения оптимальных условий горения топлива и минимальных значений присосов воздуха проводится постоянный контроль за избытками
воздуха в газовом тракте парогенератора. Основным методом является определение
остаточного кислорода в потоке дымовых газов с помощью прибора, который называется кислородомером. Этот прибор позволяет установить коэффициент избытка
воздуха из следующего соотношения:

21
, где:
21  О2
21 – процентное содержание кислорода в воздухе;
О2 – содержание кислорода в продуктах сгорания по показанию кислородомера,%.
В курсе «Измерительные приборы и автоматика» мы более подробно остановимся
на работе различных типов кислородомеров.
По кислородомеру определяется процентное содержание кислорода О2 в потоке
дымовых газов до 400С и содержащего пары влаги. Поэтому при расчёте коэффициента избытка воздуха по формуле  
21
это обстоятельство не учитывается, по21  О2
этому несколько завышается значение избытка воздуха в дымовых газах.
Вследствие этого вводится специальный коэффициент ρ, который учитывает
различие в объёмах влажного и сухого газа. Тогда формула коэффициента избытка воздуха примет вид:

21    О2
.
21  О2
Коэффициент ρ принимается равным 0,02 для твёрдого топлива, 0,05 для мазута,
о,10 для газообразного топлива. По этой формуле определяется α только при полном
сгорании топлива.
30
Если в дымовых газах имеются про- дукты неполного сгорания (СО, Н2), то не
весь кислород нужно считать избыточным. Часть его должна быть израсходована на
окисление этих продуктов.
Обычно для сжигания одного моля СО или Н2 требуется по 0,5 моля кислорода, то
необходимое количество кислорода для их дожигания в процентах составит
0,5(СО+Н2), а значит на это значение необходимо уменьшить действительный избыток воздуха в продуктах сгорания. Тогда коэффициент избытка воздуха можно определить так:

21    О2
21  О2  0,5  (СО  Н 2 )
Содержание продуктов неполного сгорания (СО, Н2 и других) в составе дымовых
газов находят методами газовой хроматизации.
В практике для определения коэффициента избытка воздуха α пользуются
номограммами по данным
анализа на процентное содержание в потоке продуктов сгорания сухих трёхатомных
газов
RO2=CO2+SO2.
Объём сухих трёхатомных газов определяются в
объёмных газоанализаторах
методом
поглощения
СО2+SO2 из объёма продуктов сгорания раствором едкого калия.
Контроль за избытком
кислорода на работающем
парогенераторе обычно проводится в двух точках газового тракта: в поворотной камере и за воздухоподогревателем, то есть в зоне уходящих газов. Значение кислорода О2 в поворотной камере топки характеризует долю избытка воздуха в топочном устройстве котла, так как присосы в горизонтальном газоходе, как правило,
небольшие. Избыток воздуха в уходящих газах характеризует общее состояние
плотности парогенератора и общий объём уходящих газов. В то же время разность показателей содержания кислорода О2 в поворотной камере и уходящих
газах даёт оценку доли присосов холодного воздуха в конвективной шахте.
1.2.6. Энтальпия продуктов сгорания.
Расчёт энтальпий продуктов сгорания проводится с целью определения тепловосприятия поверхностей нагрева и изменения теплосодержания газового потока. При этом принято удельную энтальпию продуктов сгорания, как и удельные
объёмы, определять для объёма газов, получающегося при сгорании одного килограмма или одного кубического метра топлива. Как и для водяного пара, энтальпия
продуктов сгорания обозначается буквой Н, а её размерность КДж/кг или КДж/м3.
31
Таким образом, теплота продуктов сгорания является суммой физической
теплоты трёхатомных газов (RO2), двухатомных (например, N2) и водяных паров
(Н2О).
Для теоретического избытка воздуха при температуре газов ϑ энтальпия продуктов
сгорания составит:
Н  (VRO2  cCO2  VN 2  c N 2
0
Г
АР
 VН2О  сН 2О  УН
 сЗЛ )  , КДж/кг, где:
100
с – объёмные теплоёмкости отдельных компонентов дымовых газов, взятые при
расчётной температуре газов ϑ, КДж/ (м3·К);
сзл – теплоёмкость золовых частиц, КДж/кг;
Ар – содержание золы в рабочей массе топлива,%.
Выражение УН
АР
 сЗЛ
100
характеризует энтальпию золовых частиц и учитывается
только при сжигании высокозольных топлив.
Теплоёмкости принимаются по табличным данным теплотехнических справочников в зависимости от температуры. С ростом температуры значения теплоёмкостей
неизменно возрастают. Например, сСО при 00С равна 1,5998 КДж/ (м3·К), а при 15000С
возрастает до 2, 3354 КДж/ (м3·К).
Энтальпия дымовых газов для действительных объёмов воздуха равна:
Н Г  Н Г0  (  1)  Н В0 ,
где энтальпия теоретического объёма воздуха равна: Н В0  V 0 сВЛ .ВОЗД .   .
Энтальпия дополнительного объёма водяных паров из-за своей малой величины и
для упрощения расчётов обычно не учитывается.
По расчётам энтальпий газов при различных температурах строится Н,ϑ-диаграмма.
1.2.7. Коррозия поверхностей нагрева парогенератора.
2
Коррозия поверхностей нагрева со стороны дымовых газов – это процесс разрушения металла в результате взаимодействия с продуктами сгорания, агрессивными газами, растворами и расплавами минеральных соединений. Различают высокотемпературную коррозию и низкотемпературную, которым подвергаются различные
элементы котлоагрегата при соответствующих уровнях температур.
Сернокислотная температурная коррозия – это один из видов высокотемпературной коррозии. При контакте высокотемпературных газов с горячими металлическими поверхностями образуется окись серы и сернистый ангидрид SO2 и SO3 при
наличии местных избытков кислорода.
Ванадиевая коррозия возникает при сжигании мазутов, содержащих ванадий,
при температуре выше 6000С. Ванадиевой коррозии подвержены практически все
стали. Коррозионно-активной является пятиокись ванадия V2O5. На поверхности труб
пароперегревателя при температуре выше 6100С соединения ванадия с натрием Nа
образуют жидкую плёнку, которая разрушает стали всех классов. Коррозионный процесс усиливается при наличии в продуктах сгорания окислов серы. Скорость ванадиевой коррозии снижается при добавлении в мазут щелочных присадок. Наиболее эффективным методом предупреждения ванадиевой коррозии является работа
труб пароперегревателя в температурном режиме ниже 6000С.
32
Сульфидная или газовая коррозия экранных труб возникает при температурах около 4000С и также относится к высокотемпературной коррозии. Сущность сульфидной коррозии заключается в том, что при неполном сжигании топлива,
сопровождающемся образованием окиси углерода СО, сероводорода Н2S, водорода
Н2 и серы, в некоторых случаях наблюдается интенсивная коррозия экранных труб,
которая распространяется от горелок до верха топки. Характер разрушений напоминает по внешнему виду абразивный износ золой. Первичным продуктом реакции Н2S
с металлом труб является сульфид железа FеS, который переходит в сульфаты железа
и отслаивается от стенки.
Низкотемпературная коррозия возможна при сжигании любых органических топлив и ею поражаются конвективные поверхности нагрева парогенератора.Эта коррозия по своей природе может быть кислородной и сернокислой.
Кислородная низкотемпературная коррозия возникает при конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания. Такая коррозия наблюдается в
местах, где температура наружной поверхности стенки tст становится ниже температуры росы tс. Температурой росы называется температура, при которой происходит конденсация водяных паров (tк). При кислородной коррозии на поверхности
нагрева образуется жидкая плёнка воды, служащая электролитом, через которую легко проникает кислород, способствующий протеканию электрохимической коррозии.
Для бессернистого топлива точка росы определяется по парциальному давлению
водяных паров р Н 2О в продуктах сгорания. Парциальное давление – это давление,
которое имел бы газ, входящий в состав газовой смеси, если бы он один занимал объём, равный объёму смеси при той же температуре. Температура конденсации растёт с
ростом влажности топлива и содержания водорода, например, для антрацитного
штыба tк=27÷300С, для бурых углей -- 45÷550С, мазута -- 44÷450С и природного газа -54÷550С.
Положение резко изменяется при присутствии серы в топливе. Тогда возникает и
сернокислая низкотемпературная коррозия.
Основной и наиболее эффективной мерой для снижения сернокислой коррозии является доведение до возможного минимума коэффициента избытка воздуха в зоне активного горения. Эксплуатационно- профилактическим мероприятием, способствующим уменьшению коррозии при сжигании высокосернистых мазутов, является
применение присадок для связывания коррозионных агентов, содержащихся в мазуте
или появляющихся в процессе горения. В качестве присадки может применяться каустический магнезит МgО и другие.
1.2.8. Отложения продуктов сгорания на поверхности нагрева котлов.
Методы сокращения выбросов в атмосферу летучей золы сильно зависят от
свойств топлива и условий его сжигания. В процессе сжигания минеральные примеси
и несгоревшие органические остатки топлива переходят в поток газов во взвешенном
состоянии. Большая часть этих продуктов выносится вместе с газовым потоком из
котла, а незначительная часть их осаждается на поверхностях нагрева в виде отложений. Образование отложений на поверхностях нагрева котла сопровождается значительным повышением температуры уходящих газов, и, как следствие, увеличением
33
скорости газов в электрофильтрах и уве- личением выбросов твёрдых продуктов
сгорания в атмосферу.
В зависимости от факторов, определяющих формирование отложений, они
классифицируются по месту их образования, характеру связей частиц и химическому составу.
В зависимости от места образования они подразделяются на отложения на
экранных радиационных, полурадиационных ширмовых и на конвективных поверхностях нагрева.
По характеру связей частиц и механической прочности слоя отложения подразделяются на сыпучие, связанные рыхлые, связанные прочные и сплавленные
(шлаковые).
По химическому составу отложения различают алюмосиликатные, щёлочносвязанные, сульфатные, фосфатные и отложения с высоким содержанием железа.
Существуют различные методы очистки поверхностей нагрева парогенераторов.
Вкратце их рассмотрим.
Дробевая очистка предназначена для борьбы с отложениями на конвективных поверхностях нагрева, расположенных в вертикальной шахте парогенератора. При образовании особо прочных отложений только этот вид очистки способен
решить задачу поддержания конвективных поверхностей в эксплуатационно—приемлемом состоянии. Однако, во время очистки поверхностей нагрева котла дробью
многократно повышается выброс твёрдых частиц с уходящими газами в атмосферу,
что приводит к дополнительному загрязнению атмосферного воздуха.
Паровая и воздушная обдувки являются наиболее распространёнными способами удаления отложений с топочных экранов, полурадиционных ширмовых и
конвективных поверхностей нагрева. Процесс удаления отложений паровой или
воздушной струёй происходит от динамического, термического и абразивного воздействия.
Удаление отложений с помощью вибрации поверхностей нагрева котла
нашло использование в основном для очистки ширм и конвективных змеевиков
пароперегревателей.
Во время удаления отложений из регенеративного воздухоподогревателя водными
промывками увеличение выбросов в атмосферу твёрдых частиц не происходит, так
как все отложения удаляются с потоком воды. На пылеугольных электростанциях, где
имеется система гидрозолоудаления, отработавшая промывочная вода вместе удалёнными отложениями сбрасывается в золоотвал.
На мазутных парогенераторах дело обстоит сложнее, так как такие электростанции
не имеют золоотвалов, и токсичность промывочных вод более высокая. При промывке воздухоподогревателя мазутных котлов до 85% отложений растворяется в воде,
остальное переходит в воду в виде грубодисперсных примесей, которые в основном
состоят из оксида железа, кремниевой кислоты, продуктов недожжённого топлива.
1.2.9. Содержание токсичных веществ в топливах и дымовых газах.
В результате процесса полного сгорания топлива в дымовых газах в воздушной
среде образуется углекислый газ СО2, водяные пары Н2О, азот N2, сера в виде окислов
34
SО2 (сернистый газ), SО3 (серный ангидрит), летучая зола. Летучая зола некоторых
топлив, помимо нетоксичных составляющих, содержит вредные примеси. Так в золе
донецких антрацитов содержится мышьяк, в золе экибастузских углей – свободная
двуокись кремния, в золе канско-ачинских углей – свободная окись кальция. При
сжигании некоторых твёрдых топлив могут образовываться фтористые соединения.
При сжигании мазутов в атмосферу дополнительно поступают соединения ванадия и
соли натрия. Углекислый газ не относится к токсичным веществам, но воздействует
на общее состояние околоземной атмосферы.
Картина значительно осложняется, если процесс горения протекает не полностью,
и в дымовых газах содержатся продукты неполного сгорания, к которым относятся
угарный газ СО (окись углерода), С2Н4 (этилен) и другие. Продукты неполного сгорания являются весьма вредными составляющими и резко ухудшают состояние атмосферы в районе тепловых электростанций.
Загазованность от тепловых электростанций характерна непостоянством действия на данном участке и её предельное значение достигается при совпадении
ряда неблагоприятных факторов: максимум нагрузки агрегатов, максимум температуры наружного воздуха, опасная скорость ветра и наихудшее состояние
атмосферы. Рассеяние выбросов в атмосфере может рассматриваться как один
из способов защиты биосферы от вредного воздействия наряду с очисткой топлива или дымовых газов от серы и сжигания окислов азота при специальной организации топочного процесса.
Рост сернистости сжигаемых топлив и сооружение на этих топливах мощных ТЭС
сделали актуальным вопрос очистки от серы либо самого топлива, либо продуктов
его сгорания.
Основными способами снижения количества сернистых соединений, выбрасываемых в атмосферу при заданной мощности ТЭС, являются:
1. Очистка нефтяного топлива от серы на нефтеперерабатывающих заводах.
2. Глубокая переработка жидкого или твёрдого топлива на ТЭС с получением
топлива и последующей его очисткой от сернистых соединений.
3. Очистка дымовых газов от окислов серы.
Первый способ весьма дорог. Снижение серы в котельном топливе с 2,5 до 0,5%
приводит к удвоению его стоимости. Поэтому может оказаться целесообразным только в случаях, когда это особенно необходимо. Например, для ТЭЦ крупнейших городов при высокой фоновой загазованности. Применяется крайне редко.
Второй способ находится в стадии разработки. Третий способ в промышленном
масштабе также пока не освоен.
1.2.10. Способы снижения концентраций окислов азота
в топочных камерах парогенераторов.
Окислы азота являются весьма вредной примесью. Даже при минимальных дозах в
воздухе они раздражающе действуют на органы дыхания, способствуют образованию
смогов и ухудшению видимости. Особенностью окислов азота является то обстоятельство, что они могут образовываться при сжигании всех видов топлив, используемых в энергетике: углей, мазута, природного газа.
35
В отличие от SO2 концентрация окислов азота в дымовых газах в решающей степени определяется организацией топочного процесса. Есть несколько способов снижения концентрации окислов азота:
1. Уменьшение избытка воздуха, подаваемого в топку. При избытках воздуха
1,03÷1,07 происходит уменьшение концентрации кислорода и некоторое уменьшение
NO2. Это мероприятие даёт умеренный эффект по снижению NO2, поэтому практическое применение этого способа возможно для мазута и природного газа, так
как при сжигании угля необходима точная дозировка воздуха в каждую горелку,
отсутствие неорганизованного присоса воздуха в топке. Этого очень трудно достичь.
2. Понижение температуры подогрева воздуха, приводящее к понижению
температуры в топке котла. Однако это возможно в довольно узких пределах, так
как снижение температуры воздуха для большинства топлив приводит к ухудшению
процесса его сжигания, что является недопустимым.
3. Выбор горелочных устройств и их расположения в топочной камере таким
образом, чтобы смешение топлива с воздухом было искусственно замедленно.
При некоторых видах горелок, например, тангенциальных, наблюдается некоторое
снижение концентрации окислов азота. Таким образом, рациональный выбор типов
горелок и их расположения в топке является существенным фактором. Однако это
мероприятие ограничивается тем условием, что при сильно растянутом смешении
топлива и воздуха может ухудшиться процесс горения, особенно при сжигании твёрдого топлива. При сжигании мазута возможно также сажеобразование.
4. Применение двухступенчатого сжигания. Простейшим вариантом такого способа является подача в нижние горелки обогащённой топливом смеси, с тем чтобы
процесс горения шёл при недостатке воздуха. Температура в этой области оказывается ниже, чем при горении с подачей полного количества воздуха. В верхние горелки,
наоборот, подаётся обеднённая топливом смесь, и часть поступающего в них воздуха
служит для дожигания горючих газов нижних горелок.
Снижение окислов азота до очень низких величин приобретает особое значение
для некоторых районов с неблагоприятными метеорологическими условиями, имеющие другие источники выбросов.
Стр. 68÷87, 196÷201.
Практическая занятие №2.
Задача №1.
Дано: в топочной камере парогенератора в пылевидном состоянии сжигается бурый уголь марки Б Райчихинского месторождения следующего элементарного состава:
Wр, %
Ар,%
Ср, %
Нр, %
Nр, %
Ор, %
S ЛР , %
37,0
9,5
0,2
37,8
2,3
0,5
12,7
Коэффициент избытка воздуха принят равным α=1,2.
Определить: теоретическое и действительное количество воздуха, необходимое
для сжигания 1 кг топлива.
36
Решение.
1. теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива.
V 0  0,0889(С Р  0,375S Р )  0,265Н Р  0,0333О Р 
 0,0899(37,0  0,375  0,2)  0,265  2,3  0,0333  12,7  3,56 м 3 / кг
2.
Действительное количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг топлива.
VВ    V 0  1,2  3,56  4,27 м 3 / кг.
Задача №2.
Дано: в топке котла сжигается бурый уголь Райчихинского месторождения; в то
же время по данным газового анализа установлено, что в продуктах полного сгорания
оказалось VCO2  VSO2  VRO2 =11,0%, избыточного кислорода О2=4,0% и СО=2,0%.
Определить: коэффициент избытка воздуха α при полном и неполном сгорании
топлива.
Решение.
1. Коэффициент избытка воздуха при полном сгорании топлива.

3.
21
О2
21  79
100  ( RO 2  О2 )

21
4
21  79
100  (11  4)
 1,215.
Коэффициент избытка воздуха при неполном сгорании топлива.

21
21

 1,141.
О2  0,5  СО
4  0,5  2
21  79
21  79
100  (11  4  2)
100  ( RO 2  О2  СО)
Тема 1.3. Эффективность использования топлива.
1.3.1. Тепловой баланс парового котла.
Тепловой баланс парового котла заключается в установлении равенства между поступившим в него при сжигании топлива количеством теплоты и суммой
использованной теплоты с учётом тепловых потерь. На основе теплового баланса
находится КПД котла и расход топлива. Количество теплоты, поступившей в котлоагрегат при сжигании топлива, называется располагаемой теплотой Qрр.
При установившемся режиме работы котлоагрегата тепловой баланс для одного кг
или 1 м3 сжигаемого топлива можно записать так:
Qрр=Q1+Q2+Q3+Q4+Q5+Q6, КДж/кг, где:
Qрр – располагаемая теплота, приходящаяся на 1 кг твёрдого или 1 м3 газообразного топлива, КДж/кг или КДж/м3;
Q1 – использованная теплота;
Q2 – потеря теплоты с уходящими газами из котла;
Q3 – потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;
Q4 – потери теплоты от механической неполноты сгорания;
Q5 – потери теплоты в окружающую среду через внешние ограждение котла;
Q6 – потери теплоты с физической теплотой шлака.
37
При расчётах обычно используется уравнение теплового баланса, выраженное в процентах по отношению к располагаемой теплоте, принимаемой за 100%, то
есть Qрр=100%:
100=q1+q2+q3+q4+q5+q6, где:
q1 
100  Q3
100  Q1
100  Q2
, q2 
, q3 
и т. д.
Р
Р
QР
QР
QРР
Рассмотрим потери тепла в парогенераторах в табличной форме.
Из таблицы видно, что наибольшей является потеря тепла с уходящими газами.
Снижение температуры уходящих газов на 12÷150С приводит к увеличению КПД парогенератора примерно на 1%.
Наименование потери
Абсолютные Относительная Величина
потери,
потеря,
потери,
КДж/кг
q,%
% от Qрр
3
(КДж/м )
С уходящими газами
Q2
q2
4÷7
С химическим недожогом топлива
Q3
q3
0÷1,5
С механическим недожогом топлиQ4
q4
0,5÷5,0
ва
От наружного охлаждения через
Q5
q5
0,3÷1,0
обмуровку парогенератора
С физическим теплом шлаков, удаляемых из топки парогенератора
Q6
q6
0÷2,0
Сумма тепловых потерь
ΣQпот
Σq
6÷12
Для разных видов топлива существуют оптимальные величины температур уходящих газов (110÷1600С) в зависимости от стоимости топлива, его влажности, начального давления пара, температуры питательной воды.
К топочным потерям, определяющим полноту сгорания топлива, относят химический и механический недожог топлива. Небольшое количество твёрдого и жидкого
топлива либо не догорает, либо просто не воспламеняется в топке и уносится с потоком газов, либо попадает в шлак и составляет механический недожог. Существенное
влияние на механический недожог оказывают выход летучих веществ, тонкость размола топлива, температурный уровень горения, избыток воздуха в топке и т. д. Химический недожог может иметь место при сжигании всех видов топлива и связан с
наличием в дымовых газах продуктов неполного сгорания. При сжигании твёрдых и
жидких топлив химический недожог определяется главным образом содержанием СО
в дымовых газах.
Потери тепла в окружающую среду q5 составляют небольшой процент потерь. Половину потери в окружающую среду условно относят на топку, а вторая половина
распределяется пропорционально тепловосприятию полурадиционных и конвективных поверхностей нагрева.
Потери тепла с физическим теплом шлака – это потери тепла с уносом горячей золы вместе с газами и потери тепла с горячим шлаком, который гасится водой и уносится на золоотвал.
Располагаемая теплота включает все виды теплоты, внесённой в топку парогенератора вместе с топливом:
Qрр=Qрн+Qф.т.+Qв. вн+Qф-Qкарб, где:
38
Qф.т. – физическая теплота топлива, включая полученную при подсушке и подогреве;
Qв. вн – теплота воздуха, полученная им при подогреве вне котла;
Qф – теплота, вносимая в топку с распыливающим форсуночным паром;
Qкарб – теплота, необходимая для разложения карбонатов при сжигании сланцев.
Использованная теплота Q1 воспринимается поверхностями нагрева в топочной
камере котла и его конвективных газоходах, передаётся рабочему телу и расходуется
на подогрев воды до температуры фазового перехода, испарение воды и перегрев пара. Количество использованной теплоты в паровом котле Q1 определяется повышением энтальпии рабочего тела (вода, пар) при прохождении поверхностей нагрева:
Q1 
DПЕ
D
D
//
/
(h ПП  hПВ )  ВТ (hВТ
 hВТ
)  ПР (hН  hПВ ),
В
В
В
где:
Dпе и Dвт – расход свежего и вторично перегретого пара (если есть промежуточный
перегрев пара), кг/с;
Dпр – расход продувочной воды из барабана котла с естественной циркуляцией,
кг/с;
hпп, hпв и hн – энтальпии перегретого пара, питательной воды, поступающей в экономайзер котла, и воды при давлении насыщения в барабане котла, КДж/кг;
h//вт и h/Вт – энтальпии вторично перегретого пара на выходе из промежуточного
перегревателя и на входе в него;
В – расход сжигаемого топлива, кг/с или м3/с.
Для котлов, у которых нет промперегрева, второе слагаемое уравнения отсутствует; для прямоточных котлов с промперегревом отсутствует третье слагаемое; для
прямоточных котлов без промперегрева уравнение имеет вид:
Q1 
DПЕ
(h ПП  hПВ ).
В
1.3.2. Тепловые потери парового котла.
Эффективность использования топлива определяется в основном полнотой сгорания топлива и глубиной охлаждения продуктов сгорания в паровом котле. Рассмотрим все потери в котле более подробно.
Потеря теплоты с уходящими газами Q2 является самой большой и определяется тем, что продукты сгорания после прохождения газового тракта котла не
охлаждаются до температуры окружающего воздуха, а имеют ещё достаточно
высокую температуру (120÷1800С).
Её можно определить по следующей формуле:
Q2=(Hух-α·Н0хв)(100-q4), где:
Hух – энтальпия уходящих газов при температуре уходящих газов ϑух и избытке
воздуха в уходящих газах αух;
Н0хв – энтальпия холодного воздуха при температуре холодного воздуха tхв и избытке воздуха αух;
(100-q4) – доля сгоревшего топлива.
Главным фактором, влияющим на значение этой потери, является температура
уходящих газов, зависящая от размера поверхностей нагрева котла и интенсивности
отдачи теплоты этим поверхностям. Оптимальное значение температуры уходящих
39
газов для каждого топлива устанавливается на основании технико-экономических
расчётов.
Потеря теплоты с уходящими газами сильно зависит от избытка воздуха αух. Чем
выше избыток воздуха в топке и больше присос в газоходах, тем больше объём
продуктов сгорания за котлоагрегатом, что увеличивает потери тепла с уходящими газами.
Потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива Q3 – это теплота, которая осталась химически связанной в продуктах неполного горения (СО,
Н2, СН4 и другие). Их догорание за пределами топочной камеры становится невозможным из-за недостаточно высокой для этого температуры и нехватки кислорода.
Теплота, которая могла быть получена в топочной камере в случае догорания газообразных горючих, составляет химический недожог, поэтому и потеря эта ещё называется потерей с химическим недожогом. Рассчитывается эта потеря по формуле:
Q3=VсоQсо+ VH Q н + VСН QСН , где:
2
2
4
4
Vсо, VH , VСН -- объём горючих газов в продуктах сгорания топлива, м3/кг
Qсо, Q н , QСН -- объёмная теплота сгорания соответствующих горючих газов, КДж/м3.
Удельное значение тепловой потери от химического недожога топлива определяется из уравнения:
q3  126,4  VСО  108  VН  358,2  VСН ,где:
цифры перед объёмами – это уменьшенные в 100 раз значения теплоты сгорания
одного м3 соответствующих газов.
Потеря теплоты с химическим недожогом сильно зависит от коэффициента
избытка воздуха и нагрузки парогенератора.
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива (или потеря
теплоты с механическим недожогом топлива) Q4 – это теплота топлива, которая
при камерном сжигании уносится продуктами сгорания в виде твёрдых частиц в
газоходы котла.
При камерном сжигании твёрдого топлива потеря теплоты Q4 состоит от потери
теплоты со шлаком Qшл4 и потери теплоты с уносом Qун4. Потеря теплоты со шлаком Qшл4 возникает из-за того, что в топке расплавленный при высокой температуре шлак застывает при меньшей температуре, и в результате этого не полностью сгоревшие частицы топлива заплавляются в шлаке и вместе со шлаком
удаляются. Эта потеря тепла небольшая по величине, так как вместе со шлаком удаляется ничтожное количество несгоревшего топлива.
Потеря теплоты с уносом Qун4 вызвана тем, что маленькие частицы топлива и
заплавленные в золе горючие элементы уносятся дымовыми газами по газовому
тракту, и вместе с летучей золой удаляется из газового потока в золоуловителях.
Потерю тепла с механическим недожогом Q4 можно определить по формуле:
Г ШЛ
ГУН
Q4  ( ШЛ
)   УН
)  32,7 А Р ,где:
2
2
4
4
2
100 - Г ШЛ
4
100  ГУН
Гшл и Гун – содержание горючих веществ в шлаке и уносе; определяется взвешиванием и дожиганием проб шлака, уноса в лабораторных условиях, %;
αшл и αун – доля золы в шлаке и уносе; определяется взвешиванием и из золового
баланса αшл+αун=1;
40
коэффициент 32,7 – это теплота сгорания горючих веществ в шлаке (по данным
испытания котлов ВТИ).
Относительная потеря теплоты с механическим недожогом определяется из следующего равенства:
q 4   УН  А Р
Г УН 32,7

, где:
1  Г ун QРР
АР – зольность рабочей массы топлива, %.
Так как потери со шлаком весьма незначительны, то потерю теплоты с уносом принимается за полное значение потери с механическим недожогом.
Потеря теплоты в окружающую среду Q5 обусловлена тем, что обмуровка
котла и его элементы имеют более высокую температуру, чем температура
окружающего воздуха, поэтому они и отдают теплоту от котла окружающей среде. Эта потеря зависит от площади наружной поверхности котлоагрегата и разности
температур поверхности и окружающего воздуха.
Потерю теплоты в окружающую среду можно выразить следующей формулой:
Q5 
FСТ
( К   Л )(t СТ  t ОКР ),
В
где:
Fст – наружная поверхность стен котлоагрегата и высокотемпературных его элементов, м2;
αк и αл – коэффициенты теплоотдачи конвекцией и лучеиспусканием, КВт/(м2·К);
В – расход топлива на котлоагрегат, кг/с;
tст и tокр – средняя температура поверхности теплоотдающих стен котла и температура окружающего воздуха, 0С.
При росте номинальной нагрузки котлоагрегата потери в окружающую среду
уменьшаются. Для котлоагрегатов единичной паропроизводительностью более 260
кг/с (для энергоблоков 300 МВт) величину q5 принимают равной 0,2%. При снижении
нагрузки котлоагрегата ниже номинальной q5 растёт примерно обратно пропорционально нагрузке qН5  DН , где индекс «н» относится к значению потерь при номинальq5
D
ной нагрузке; Dн – номинальный расход пара от котла.
В тепловых расчётах топочной камеры и отдельных газоходов парового котла
принято величину q5 распределять по отдельным элементам котлоагрегата пропорционально количеству теплоты, воспроизводимому в каждом из них. Поэтому для
упрощения в формулу расчёта теплоты, отданной продуктами сгорания в каждом
элементе, вводится коэффициент сохранения теплоты φ, учитывающий потери теплоты в окружающую среду:
  1
q5
, где:
  q5
БР
К
 КБР -- КПД котлоагрегата.
Например, в результате прохождения поверхности пароперегревателя продукты
ГАЗ
ГАЗ
сгорания отдали QПЕ
, то поверхность нагрева пароперегревателя получит QПЕ=φ QПЕ
,
ПЕ
ГАЗ
а теплота в количестве Q5  (1   )QПЕ будет потеряна газовым потоком через стены
газохода котлоагрегата.
41
Потеря теплоты с физической теп- лотой шлака Q6 происходит за счёт
удаления из топочного устройства шлака, температура которого может быть
ещё достаточно высокой. Эта потеря зависит от способа шлакозолоудаления: с
твёрдым шлакоудалением и жидким шлакоудалением.
В пылеугольных топках с твёрдым шлакоудалением температура шлака составляет
600÷7000С, и потеря q6 весьма небольшая. Учёт этих потерь при твёрдом шлакоудалении производится только для многозольных топлив. А в топках с жидким шлакоудалением температура шлака составляет 1400÷16000С, и потери q6 заметно возрастают.
Потеря Q6 рассчитывается по следующей формуле:
Q6   ШЛ
АР
с ШЛ  t ШЛ ,
100
где:
tшл –температура шлака, 0С;
сшл – теплоёмкость шлака, зависящая от температуры шлака, КДж/(кг·К).
Например, при температуре шлака 6000С сшл=0,930 КДж/кг·К), а при температуре
шлака 16000С сшл=1,172 КДж/кг·К)
Расчёт относительной потери с физической теплотой шлака q6 (%) можно провести
по следующей формуле:
q6 
 ШЛ  с ШЛ  t ШЛ  А Р
QРР
В парогенераторах большой мощности доля таких потерь незначительна и при
расчётах её часто не учитывают.
1.3.3. Коэффициент полезного действия парогенератора
и расход топлива.
Эффективность использования топлива определяется тремя основными
факторами:
1. Полнотой сгорания топлива в топочной камере.
2. Глубиной охлаждения продуктов сгорания в поверхностях нагрева.
3. Снижением сопутствующих процессу горения потерь тепла в окружающую
среду.
Полнота использования тепла топлива в парогенераторе определяет коэффициент полезного действия парогенератора брутто. КПД брутто определяется как
отношение полезно использованного в парогенераторе тепла Q1 к располагаемому
теплу сгорания топлива Qрр:
Q
Q
 ПГ  1Р  100  Р К , %, где:
QР
QР  В
В – расход топлива, кг/с;
QК – теплота, полезно отданная котлу и выраженная через тепловосприятие поверхностей нагрева, КДж/с.
Для барабанных котлов с промперегревом пара теплота, полезно отданная котлоагрегату определяется по формуле:
//
/
QК  DПЕ (hПП  hПВ )  DНП (hНП  hПВ )  DПР (hКИП  hПВ )  DВТ. ПЕ (hВТ.
ПЕ  hВТ. ПЕ )  QОТД , где:
DПЕ – количество выработанного котлом перегретого пара, кг/ч;
hпп – энтальпия перегретого пара, определяется по температуре и давлению пара
42
после котла, КДж/кг;
hпв – энтальпия питательной воды на входе в котёл, КДж/кг;
Dнп – количество насыщенного пара в барабане котла, кг/ч;
hнп – энтальпия насыщенного пара в барабане котла, определяется по давлению в
барабане, КДж/кг;
Dпр – расход продувочной воды, кг/ч;
hкип – энтальпия кипящей продувочной воды, определяется по давлению в барабане, КДж/кг;
DВТ. ПЕ – расход пара через вторичный пароперегреватель, кг/ч;
/
//
hВТ
.ПЕ и hВТ.ПЕ -- энтальпии вторичного пара до и после вторичного пароперегревателя, КДж/кг;
Qотд – тепловосприятие воды или воздуха, подогреваемых в котлоагрегате и отдаваемых на сторону для различных нужд, КДж/ч.
Располагаемое тепло топлива Qрр в большинстве случаев принимается равным теплоте его сгорания Qрр=Qрн, например, при сжигании сухого твёрдого топлива (углей).
Но в ряде случаев дополнительно учитываются и другие источники тепла, если
они составляют заметную величину: Qрр= Qрн+Qф.т+Qвнеш, КДж/кг, где:
Qф.т – физическое тепло поступающего в парогенератор топлива (учитывается при
сжигании мазута, который подогревается перед распыливанием в форсунках, и сильно влажных топлив)
Qвнеш– тепло подогрева воздуха за счёт внешнего источника тепла, например,
предварительный подогрев воздуха в калориферах паром из отбора турбины.
Полезно использованным называется количество тепла, которое получило
рабочее тело (вода, пар) в парогенераторе в расчёте на 1 кг (или м 3 при сжигании
жидкого топлива) сжигаемого твёрдого топлива.
КПД парогенератора брутто можно определить, зная сумму тепловых потерь при
его работе, то есть методом обратного баланса: ηпг=100-Σqпот, %, где: Σqпот – сумма
тепловых потерь. Σqпот=q2+q3+q4+q5+q6, % и составляет 6÷12%, поэтому возможные
абсолютные ошибки при определении этих потерь скажутся на значении КПД парогенератора относительно слабо.
КПД парогенераторов нетто определяется с учётом расхода электроэнергии и тепла на собственные нужды.
Н
 ПГ
  ПГ  qСН , %, где:
qсн – суммарный расход теплоты на собственные нужды котлоагрегата, то есть
расход электроэнергии на привод вспомогательных механизмов (дымососов, дутьевых вентиляторов, различных насосов и т. д.), %.
Для современных парогенераторов КПД брутто ηпг составляет 92÷94%.
Можно определить расход топлива подаваемого в топку котла:
В
QК  100
QРР  КБР
Так как часть топлива теряется с механическим недожогом, то при всех расчётах
объёмов воздуха и продуктов сгорания, энтальпий используется расчётный расход
топлива Вр, учитывающий механическую неполноту сгорании
ВР  В(1 
q4
).
100
Задание на дом: стр. 87÷98.
43
Практическое занятие №3.
Определение часового расхода топлива на котёл.
Задача №1.
Дано:
Наименование величин
Обозначение
В системе СИ
Давление перегретого пара после котла
рпп
Температура перегретого пара после котла
Расход перегретого пара
tпп
Dпе
Давление питательной воды
Давление в барабане котла
Температура питательной воды
Давление вторичного пара перед входом в
промежуточный пароперегреватель
Температура вторичного пара перед входом в промежуточный пароперегреватель
Расход вторичного пара через промежуточный пароперегреватель
Давление вторичного пара на выходе из
промежуточного пароперегревателя
Температура вторичного пара на выходе из
промежуточного пароперегревателя
Температура уходящих газов
Коэффициент избытка воздуха в уходящих
газах
Температура холодного воздуха
Вид топлива
Способ шлакоудаления
рпв
рб
tпв
/
р ВТ
137,7
МПа
5450С
177,8 кг/с
(640 т/ч)
17,2 МПа
15,2 МПа
2350С
2,9 МПа
/
t ВТ
3200С
Dвт
155,4 кг/с
(559 т/ч)
2,6 МПа
//
р ВТ
//
t ВТ
5450С
ϑух
αух
1250С
1,36
Внесистемные
единицы
140 кг/cм2
175 кг/см2
155 кг/см2
29,6 кг/см2
26,5 кг/см2
tхв
300С
Донецкий каменный уголь
В жидком состоянии
Характеристика топлива
Вид топлива
Wр, %
Ар, %
Ср, %
Нр, %
Sр
Nр, %
Донецкий АШ
7,0
20,5
64,5
3,3
2,0
1,3
Конечная цель – определить часовой расход топлива на котёл.
Решение.
Ор, %
1,4
QРР ,
КДж/кг
25773
1. Объём воздуха, необходимый для полного сгорания одного кг твёрдого топлива.
V0= 0,0889(Ср+0,375·Sр)+0,265·НР-0,0333·ОР=0,0889(64,5+0,375·2)+0,265·3,3-0,0333·1,4=6,2 м3/кг.
44
2. Потери теплоты с химическим и ме- ханическим недожогом (по табл. ХVIII
Тепловой расчёт котельных агрегатов, стр. 200).
Для каменного угля и топок с жидким шлакоудалением q3=0 и q4=0,5%., соответсвенно (табл. XIX, стр. 174).:
q 4  QРР 0,5  25773

 128,9 КДж/кг.
Q3=0, а Q4=
100
100
3. Теоретический объём газов при полном сгорании топлива при α=1.
VГ0  VRO  VH0 O  VN0 , где:
2
2
2
VRO 2 -- объём трёхатомных газов, м3/кг;
VH02O -- теоретический объём водяных паров, м3/кг;
VN02 -- теоретический объём водяных азота, м3/кг
VRO 2 =0,01866(Ср+0,375·Sр=0,01866·(64,5+0,375·2)=1,218 м3/кг.
3.1.
0
3.2. VH 2O =0,111·Нр+0,0124·Wр+0,0161·V0=0,111·3,3+0,0124·7+0,0161·6,2=0,553 м3/кг.
VN02 =0,79·V0+0,008·Nр= 0,79·6,2+0,008·1,3=4,91 м3/кг.
3.3.
3.4.
Тогда: VГ  VRO2  VH2O  VN2 =1,218+0,553+4,91=6,681 м3/кг.
4. Полный объём продуктов сгорания топлива при заданных коэффициенте избытка воздуха αух и температуре уходящих газов ϑух.
VГ  VГ0  1,0161( УХ  1)  V 0  6,681  1,0161(1,36  1)  6,2  8,95 м3/
5. Энтальпия дымовых газов при заданных αух и ϑух.
0
0
0
Н Г  Н Г0  ( УХ  1)  Н В0  Н ЗЛ
5.1. Физическая теплота золы.
Нзл=Ар·αун·
102,88
сЗЛ УХ
 47,2
 20,5·0,8
100
100
КДж/кг
αун=0,80 (табл. ХIX, стр. 174);
с ЗЛ УХ
=102,88 КДж/кг (табл. ХIV, стр. 153)
5.2. Энтальпия теоретиче6ского объёма воздуха.
Н Г0  (VRO2  cCO2  VN2  c N2  VH 2O  cH 2O ) 
1,218∙1,723375+4,91∙1,29775+0,553∙1,5106=
=9,3 КДж/кг (теплоёмкости газов с находятся по табл. V, стр. 141).
5.3. Энтальпия теоретического объёма воздуха.
0
0
Н =V cВЛ. Воз.ϑ=6,2∙1,327175∙125=1028,6 КДж/кг.
в
5.4. Энтальпия дымовых газов при заданных αух и ϑух.
Н Г  Н Г0  ( УХ  1)  Н В0  Н ЗЛ =9,3+(1,36-1)∙1028,6+47,2=426,8 КДж/кг.
6. Потеря теплоты с уходящими газами.
(Н
𝑞
2
=
г
−𝛼
ух
0
∙ Н ) (100 − 𝑞 )
(426,8 − 1,36 ∙ 102,9)(100 − 0,5)
х. в
4
=
= 1,1%
р
25773
𝑄р
0
Н
=102,9 КДж/кг находится по табл. ХIV, стр. 153.
х. в.
45
𝑄
=
2
р
𝑞 ∙𝑄
2 н
100
=
1,1∙22930
100
= 252,2 КДж/кг
7. Потеря теплоты в окружающую среду. Принимается q5=0,2%.
8. Потеря тепла с физической теплотой шлака.
𝛼
q6=
∙с
∙𝑡 ∙А
шл шл шл
р
𝑄р
р
Доля золы в шлаке: αшл=1-αун=1-0,8=0,2, температура нормального жидкого шлакоудаления tшл=15500С (табл. II, стр134),тогда сшл=1,1325 КДж/(кг∙К), см. п. 1.3.2.
настоящих лекций.
𝑞6 =
А
р
0,2∙1,1325∙1550∙20,5
25773
20,5
=0,28%
𝑄 =𝛼
∙
∙с
∙ 𝑡 =0,2
∙1,1325∙1550=72 КДж/кг.
100
6 шл 100 шл шл
9. КПД котельного агрегата.
𝜂
бр
= 100 − (𝑞 + 𝑞 + 𝑞 + 𝑞 + 𝑞 ) = 100 − (1,1 + 0 + 0,5 + 0,2 + 0,28) =97,9%
к
2
3
3
4
4
10. Теплота, полезно отданная котлоагрегату.
//
/
QК  DПЕ  (hПП  hПВ )  DПР  (hКИП  hПВ )  DВТ. ПЕ  (hВТ.
ПЕ  hВТ. ПЕ ) 
=640000∙(3451,7-1017,3)+12800∙(2607,9-1017,3)+559000∙(3563,6-3049,1)=
=1866∙106 КДж/кг.
Dнп∙(hкип-hпв) – тепло насыщенного пара, отданного помимо пароперегревателя для
этого котла можно не учитывать; Qотд – тепловосприятие воды или воздуха, подогреваемых в котлоагрегате на сторону, в формулу не вошли, так как для данного котлоагрегата отсутствуют.
Все энтальпии пара и воды находятся по таблицам Ривкина по давлению и температуре, либо по давлению насыщения в зависимости от состояния рабочего тела (вода, насыщенный пар, перегретый пар).
11. Расход топлива, подаваемого в топку.
QК  100 1866  10 6  100
В  Р БР 
 73954,4
25773  97,9
QР  К
кг / ч  73,95
т/ч
12. Так как часть топлива теряется с механическим недожогом, то при всех расчётах объёмов воздуха и продуктов сгорания, энтальпий используется расчётный расход
топлива Вр, учитывающий механическую неполноту сгорания:
ВР  В  (1 
q4
0,5
)  73,95  (1 
)  73,6
100
100
т / ч.
Раздел 2. Паровые котлы и вспомогательное оборудование.
Тема 2.1. Топочные устройства.
2.1.1. Методы сжигания органического топлива.
Существует несколько методов сжигания органического топлива в топках
парогенератора: слоевое сжигание в слоевых топках, которые могут быть с бес
46
провальной цепной решёткой, и сжи- гание в шахтных топках; камерное
сжигание; сжигание в кипящем слое.
В большой энергетике основным типом топок мощных парогенераторов является
камерная топка. Топливно-воздушная смесь поступает в неё из горелок в виде прямоточных или завихрённых струй. Эти топки мы будем рассматривать более подробно и
разбирать методику расчёта этой топочной камеры. А пока вкратце рассмотрим другие методы сжигания органического топлива, которые ещё применяются в Российской Федерации.
Слоевые топки – это устройства, предназначенные для сжигания твёрдых органических топлив в кусках с поперечным размером до 100 мм в слое толщиной до 300 мм
в зависимости от крупности куска на решётке, которая называется колосниковой. На
колосниковую решётку подаются в необходимой пропорции кусковое топливо и воздух. Топливо обычно подаётся сверху, а воздух всегда снизу. Основная масса топлива
сгорает в самом слое, а горючие газы – в слое и надслойном объёме топочной камеры.
В слоевых топках происходят три основные операции: загрузка топлива, шуровка
слоя и удаление шлака. Все эти операции полностью механизированы. Парогенераторы со слоевыми топками обычно маломощны и в энергетике не применяются, применяются ещё в системе жилищно-коммунального хозяйства.
Шахтные топки появились в России ещё в ХIХ веке как топочные устройства,
специально рассчитанные на сжигание высоковлажного торфа. Подробно рассматривать не будем.
Сжигание топлива в кипящем слое (или псевдоожиженном слое) представляет
собой дальнейшее развитие слоевого способа сжигания (рис. 2). Находящееся на решётке измельчённое до 1÷6 мм топливо продувается снизу воздухом с такой скоростью, что частицы топлива как бы «всплывают» над решёткой и совершают возвратно-поступательные движения в вертикальной плоскости. Получается иллюзия кипения, поэтому и такое название сжигания топлива. Более мелкие и частично выгоревшие частицы топлива поднимаются в верхнюю часть кипящего слоя, где скорость потока снижаются, и там сгорают.
В технике известны два типа топок с кипящим слоем: высокотемпературные
(1500÷16000С) и низкотемпературные (800÷9000С). Низкотемпературное сжигание
достигается в противовес высокотемпературному установкой в самом кипящем слое
поверхностей нагрева котлоагрегата.
Основные достоинства парового котла с низкотемпературным кипящим слоем заключается в уменьшении вредных выбросов, снижении размеров и металлоёмкости котла, возможности сжигания топлив низкого качества. При этом
сжигании полностью отсутствует шлакование экранов, конвективного пароперегревателя, а поверхности нагрева, погруженные в кипящий слой, остаются
также чистыми.
К недостаткам таких котлов относится большая неполнота сгорания топлива
q4, высокое аэродинамическое сопротивление решётки, относительно узкий диапазон качественного регулирования нагрузки котла. Поэтому кипящий слой как
новый метод сжигания твёрдых топлив не нашёл пока применения в теплоэнергетике,
но его возможности к резкому снижению вредных выбросов (SO2, NO2 и других) дают
основание на прогнозы для использования такого способа сжигания топлива в энергетике.
47
Камерное сжигание (рис.3) – это способ сжигания топлива во взвешенном состоянии в особых камерах (камерных топках). Камерное сжигание может быть с твёрдым
и жидким шлакоудалением. Все методы сжигания пыли в камерных топках объединены одним свойством – высокотемпературной обработкой золы в зоне интенсивного
горения при температуре 1500÷17000С. При этом происходит налипание расплавленного шлака на стенки топки и на поверхности нагрева котла. Поэтому с точки зрения
профилактики шлакования было заманчиво иметь такой способ сжигания топлива,
при котором вся часть топлива проходила всю топку в одном твёрдом состоянии.
Высокотемпературное и высокоинтенсивное сжигание природного газа осуществляется в камере сгорания МГД-генератора (рис.ж 4).
Назначение камеры сгорания(КС) заключается в выработке газовой электропроводящей плазмы с температурой 2500÷300 К. Таким образом, камера сгорания выполняет на МГД-электростанции роль плазмотрона. Ответственным элементом камеры сгорания является горелочное устройство (3), через которое в камеру подаётся горючий
газ, горячий воздух и присадка в виде сухого поташа К2СО3 в качестве ионизирующейся добавки. При работе МГД-генератора в его канале возникает продольная электродвижущаяся сила (ЭДС), которая может достигать от 20 до 40 киловольт. Отсюда
и получение электроэнергии от МГД-генератора.
2.1.2. Виды камерных топок и их характеристики.
Сжигание различных видов топлив в камерных топках.
Топочная камера предназначена для сжигания пылевидного твёрдого топлива, распыленного жидкого или газообразного топлива. В топочной камере химическая энергия исходного горючего вещества превращается в тепловую энергию продуктов сгорания.
Сжигание газа в камерных топках осуществляется через газовые горелки следующими четырьмя способами, различающимися характером смесеобразования.
При первом способе однородная смесь газа и воздуха вводится через горелку в камеру сгорания. На выходе из горелки образуется короткое почти невидимое пламя в
однородной среде с постоянным избытком воздуха. Часто этот способ называется
беспламенным горением.
При втором способе подготовленная горючая смесь сжигается при высокой температуре параллельно с процессом её образования. В этом случае смесеобразование
происходит полностью в горелке.
При третьем способе, когда объёмы потребного воздуха большие, смешение горючего газа производится только с частью воздуха, который называется первичным, и
эта смесь воспламеняется сразу же по выходе из устья горелки. Второй поток воздуха,
который называется вторичным, обычно закручивается и подаётся только к устью горелки в поперечном направлении к первичному для интенсивного смешения. При
этом достигается контакт первичного воздуха с горящим газом, быстрый прогрев и
зажигание небольшой массы первичной смеси.
На практике применяется и четвёртый способ сжигания, при котором отсутствует
предварительное смешение газа и воздуха, так как подаются они по каналам горелки
48
раздельно. Горючая смесь образуется в факеле после выхода из горелки в процессе турбулентного смешения.
Камерные топки для природного газа строят редко, так как обычно предусматривается сжигание мазута в качестве резервного топлива. Конструкция топочных камер
для сжигания только природного газа весьма проста. Это – в основном призматические камеры, но есть и другие формы (вихревые, циклонные).
По методу сжигания топлива камерные топки подразделяются на факельные
с прямым выходом газов из топки, вихревые. Камерные топки для сжигания
твёрдого топлива могут быть с жидким и твёрдым шлакоудалением, а по конструкции однокамерной, двухкамерной и с пережимом.
Однокамерная топка с твёрдым шлакоудалением (см. рис. 6) представляет собой
большую вертикальную камеру, стены которой закрыты экранами из испарительных
труб и имеют относительно невысокую температуру. За счёт сближения фронтового и
заднего экранов в нижней части топки, в так называемой холодной воронке создаются относительно низкие температуры, в результате чего шлаковые частицы, попадая
из зоны горения в холодную воронку, отвердевают. В этих топках обычно поддерживается температура горения 900÷11000С. Пылеугольные топки с твёрдым шлакоудалением применяют для сжигания топлив с большим и умеренным выходом
летучих веществ при тугоплавкой золе и высокой влажности.
В однокамерных топках с жидким шлакоудалением (см. рис.) за счёт покрытия огнеупорной массой труб экранов в зоне горения и нижней части топки (пода) за счёт её
футеровки создаются высокие температуры газа у стен топки. Шлаки, попадая на футерованные стены, остаются в жидкотекучем состоянии при температуре плавления
t3+1000С, стекают по стенам на наклонный под топки и удаляются через лётку в водяную ванну.
За счёт повышения температуры газов в зоне горения до 1600÷17000С увеличиваются тепловые напряжения испарительных поверхностей и достигается более глубокий выжиг топлива. Является заметная доля потерь тепла с удаляемым шлаком. Доля
шлакоулавливания αшл возрастает до 0,2÷0,3.
Топочная камера с пережимом (рис. ) также работает с жидким шлакоудалением.
Двухкамерная топка (рис. ) отличается более полным разделением камер горения и
охлаждения. Для более полного улавливания шлаков, дальнейшего уменьшения размеров топочной камеры созданы конструкции топок с вихревыми циклонными предтопками (рис. ).Это двухкамерные топки, первая камера которых представляет собой
циклонный предтопок, где обеспечивается основное сжигание топлива в условиях
турбулентного смешивания поступающих потоков топлива и воздуха. Во второй камере происходит дожигание остатка топлива и охлаждение газов за счёт интенсивного радиационного теплообмена с открытыми топочными экранами. Циклонные предтопки могут быть горизонтальными со слабонаклонённой осью или вертикальными
(см. рис.7).
Принцип циклонного метода сжигания топлива заключается в том, что вводимый в
цилиндрический предтопок с огромной скоростью (100÷150 м/с) под некоторым углом вторичный воздух закручивает поток первичной смеси. В результате центробежных сил крупные частицы топлива отбрасываются к стенкам циклона и находятся в
нём до полного выгорания.
49
Вся поверхность нагрева циклона ошипована и покрыта огнеупорной массой, поэтому в циклоне развивается довольно высокая температура, при которой
шлак находится в расплавленном состоянии и вытекает через лётку в нижней части
циклона. Высокие скорости вторичного воздуха обеспечиваются специальными высоконапорными вентиляторами напором до 25 КПа, что почти в три раза выше обычных напоров воздуха.
Особенностью топок с циклонными предтопками и топок с пережимами, которые
создают как бы обособленную камеру горения, является то, что при переходе с одного вида топлива на другой, например, на газ или мазут, происходит сравнительно небольшое изменение температуры на выходе из топки из-за небольшого различия в излучательной способности факела.
2.1.3. Пылеугольные горелки.
Пылеугольные горелки предназначены для подачи в топочную камеру пыли
и воздуха в необходимых пропорциях, для осуществления полного или частичного их смешения, обеспечения росжига пылевого факела мазутом или горючим
газом и реализации запроектированной аэродинамики топки.
Конструктивно пылеугольные горелки разбиваются на две группы: вихревые
(или центробежные) и прямоточные (или струйные).
Вихревые горелки выполняются следующих видов:
-- двухулиточные с закручиванием аэропыли и вторичного воздуха в улиточном
аппарате (см. рис. 8);
-- прямоточно-улиточные, в которых аэропыль подаётся по прямоточному каналу
и раздаётся в стороны за счёт рассекателя, а вторичный воздух закручивается в улиточном аппарате;
-- улиточно-лопаточные с улиточным закручиванием потока аэропыли и аксиальным лопаточным закручивателем вторичного воздуха (аксиальный, или осевой, то
есть поток пыли закручивается вдоль оси горелки);
-- двухлопаточные, в которых закручивание потоков вторичного воздуха и аэропыли обеспечивается аксиальным и тангенциальным (под углом) лопаточными аппаратами.
Наиболее распространёнными являются двухулиточные и улиточно-лопаточные
горелки. Вихревые горелки могут применяться для любого твёрдого топлива, но
наибольшее распространение они получили при сжигании топлив с малым выходом
летучих веществ.
Прямоточные горелки создают дальнобойные струи и с вялым перемешиванием
первичного и вторичного потоков. Поэтому хорошее сжигание топлива достигается
взаимодействием струй разных горелок в объёме топочной камеры. Прямоточные горелки могут быть установлены неподвижно или поворотными (см. рис. 9).
Прямоточные горелки выполняют относительно небольшой производительности,
поэтому в мощных паровых котлах их набирают в блоки.
Прямоточные горелки в основном применяются для сжигания бурых углей и каменных углей с высоким выходом летучих веществ
Горелки на стенах топочной камеры располагают так, чтобы обеспечить максимальную полноту сгорания топлива в ядре факела, а также чтобы создать благоприят-
50
ные условия для удаления шлаков из топ- ки в твёрдом или в жидком состоянии.
Таким образом, компоновка горелочных устройств и форма топочной камеры
взаимосвязаны и имеют решающее значение для надёжности и экономичности
работы топки и котлоагрегата в целом.
Определяющим конструктивным параметром является диаметр амбразуры Dа. Горелки размещают на расстоянии (2,2÷3,0)Dа, чтобы исключить раннее взаимодействие факелов и наброс факела на стены топки. Прямоточные горелки обеспечивают
полное сжигание топлива только за счёт турбулизации факелов отдельных горелок
при их соударении в объёме топочной камеры.
Наибольшее применение нашла схема с угловыми прямоточными горелками, так
как тепловые потоки располагаются равномерно по всем стенкам топки, малая вероятность шлакования стен, так как вдоль них движутся уже частично остывшие газы.
Рассмотрим расположение горелок в топочной камере по рисункам 10 и 11 (Приложение к лекциям).
2.1.3. Геометрический и тепловой расчёт топочной камеры.
Общие вопросы.
Тепловой расчёт топочной камеры входит непосредственно в тепловой расчёт котлоагрегата как его часть (или этап), иначе говоря – это часть курсового проектирования, и мы на практических занятиях будем рассчитывать топочное устройство.
Задача теплового расчёта топочной камеры заключается в определении её
тепловосприятия, размеров необходимой лучевоспринимающей поверхности
экранов и объёма топки, обеспечивающих снижение температуры продуктов
сгорания до заданного значения. Различают два вида расчёта: конструктивный
(или проектный) и поверочный тепловой расчёт.
Конструктивный расчёт имеет целью определить геометрические размеры
топки и конвективных поверхностей нагрева. В результате конструктивного теплового получают размеры всех поверхностей нагрева, а затем выполняют их конструктивную проработку и определяют число труб, образующих поверхность. Для
каждой поверхности котла из теплового расчёта известны тепловосприятия поверхности и температуры рабочей среды, а также температуры газов на входе и выходе из
поверхностей.
Поверочный расчёт выполняется уже для существующей или запроектированной
конструкции котлоагрегата. Цель поверочного расчёта – это определение для данного вида сжигаемого топлива температуры рабочей среды, воздуха и продуктов
сгорания на границах между поверхностями нагрева.
На основании поверочного теплового расчёта устанавливают экономичность и
надёжность работы котлоагрегата, разрабатывают рекомендации для его реконструкции, получают данные, которые необходимы для гидравлических, аэродинамических
и прочностных расчётов.
Геометрически топочная камера характеризуется линейными размерами: шириной
фронта а, глубиной b и высотой hт, расчёт которых определяется количеством сжигаемого топлива, его тепловыми и физико-химическими характеристиками.
Произведение a∙b=fт, м2, является сечением топочной камеры, через которое с
большой скоростью (до 12 м/с) проходят раскалённые топочные газы.
51
Ширина фронта топки а зависит от вида сжигаемого топлива, паропроизводительности котлоагрегата. Оценочно ширину фронта топки можно определить по следующей формуле:
а=0,67∙D0,5, где:
D – паропроизводительность котла, т/ч.
Глубина топочной камеры b определяется размещением горелок на стенах топочной камеры. Глубина топки возрастает при использовании более мощных горелок и
при наличии нескольких ярусов горелок на стенах.
Высота топочной камеры hт должна обеспечивать полное сгорание топлива по
длине факела в пределах топочной камеры и размещение на её стенах необходимой
поверхности экранов для охлаждения продуктов сгорания до заданной температуры.
По условиям сгорания топлива необходимая высота топки может быть найдена из
формулы:
hт=ϖг∙τпреб, где:
ϖг – средняя скорость газов в сечении топки, м/с;
τпреб – время пребывания единичного объёма газа в топке, с, при этом необходимо, чтобы τпреб≥τгор, где: τгор – время полного сгорания наиболее крупных фракций
топлива, с.
На уровне расположения горелок в сечении топки выделяется большое количество
теплоты. Основной тепловой характеристикой топочных устройств паровых
котлов является тепловая мощность топки, характеризующая количество теплоты, выделяющейся в топке при сжигании топлива.
Тепловую мощность топки можно определить по следующей формуле:
р
𝑄т = В ∙ 𝑄н , КВт, где:
В – расход топлива, кг/с;
р
𝑄н -- теплота сгорания топлива, КДж/кг.
Если отнести всё тепловыделение в зоне горения топлива к сечению топки, то
можно получить очень важную расчётную характеристику – тепловое напряжение се𝑄т
чения топочной камеры 𝑞𝑓 = .
𝑓т
Тепловое напряжение сечения топки определяет скорость газов в сечении
топки и уровень температур газов около стен, что связано с опасностью шлакования.
Характеристикой, определяющей условия тепловой работы топочного объёма, является допустимое тепловое напряжение, или энерговыделение, которое
можно найти из формулы:
𝑞𝑣 =
𝑄т
𝑉т
р
=
В∙𝑄н
𝑉т
, КВт/м3, где:
Vт – объём топочной камеры, м3.
Тепловое напряжение сечения топки qf и энерговыделение qv нормируются. Значение энерговыделения определяет тепловую напряжённость настенных экранов и
среднее время пребывания газов в топочной камере.
52
2.1.4. Определение геометрических размеров топочной камеры.
Для выполнения расчёта топки составляется её предварительный эскиз, который
может быть принят близким к эскизу топочной камеры типового котла, указанного в
задании к проекту, если производительность типового котлоагрегата и характеристика топлива в задании к проекту не сильно отличаются от расчётных.
Объём топочной камеры ограничивается осевой плоскостью экранных труб стен и
потолка, поверхностью, проходящей через первый ряд труб фестона или ширм, горизонтальной плоскостью, отделяющей половину высоты холодной воронки при твёрдом шлакоудалении или плоскостью пода топки при жидком шлакоудалении.
Сечение топки по осям труб экранов fт ещё можно найти на основании полного
р
тепловыделения при сгорании топлива В∙𝑄н и теплового напряжения сечения топки
р
𝑞𝑓 :
р
𝑓т =
р
В∙𝑄н
р
𝑞𝑓
, м2.
Расчётное тепловое напряжение 𝑞𝑓 зависит от вида топлива, метода его сжигания и
тепловой мощности топочной камеры. Предельные теплонапряжения в сечении топки
fт в таблице 2.1.4.1.
𝑝
Расчётные значения 𝑞𝑓 =𝑞𝑓 рекомендуется брать для наиболее мощных котлоагрегатов с паропроизводительностью D более 950 т/ч. В других случаях принимают
р
𝒒𝒇 =(0,7÷0,9)𝒒𝒇 .
р
Чем выше 𝑞𝑓 , тем меньше сечение топки в плане, но больше её высота.
53
Расчётное теплонапряжение сечения топочной камеры при твёрдом шлакоудалении и многоярусном расположении горелок принимается выше, чем при одноярусном
расположении горелок.
Глубина топочной камеры b при жидком шлакоудалении, сжигании газа и мазута,
а также при одноярусном расположении горелок при твёрдом шлакоудалении принимается равной 5÷7 диаметрам выходной части амбразуры горелок Dа. Причём мень-
54
шие значения берутся при сжигании газа и мазута. Количество и диаметр амбразур
горелок берётся из табл. 2.1.4.2.
При твёрдом шлакоудалении глубина топочной камеры зависит дополнительно от
числа ярусов горелок:
b=(6÷7)Dа∙φя, где:
φя – поправочный коэффициент на число ярусов, равный 1,2; 1,3 и 1,45 при числе
ярусов соответственно 2, 3, и 4.
Определив общее сечение топки и её глубину, можно получить рекомендуемую
ширину топки в свету:
𝒇
а = т, м.
𝒃
Ширина топочной камеры а увеличивается с увеличением паропроизводительности котлоагрегата. Для котлов с Dном≤185 кг/c ширина топочной камеры определяется
по такой формуле:
0,5
а = 𝑚 ∙ 𝐷ном
, где:
множитель m принимает значения: 1,1 для Dном=33÷45 кг/с (120÷160 т/ч) и 1,3 для
Dном=55÷185 кг/с (200÷670 т/ч).
Для котлов большой мощности с Dном>185 кг/с ширина топочной камеры определяется по такой формуле:
0,1
а = 𝑚 ∙ 𝐷ном
, где:
m=12,6 для твёрдого топлива и m=10,7 при сжигании мазута и природного газа.
При угловом расположении прямоточных горелок отношение размеров топки в
плане a/b не должно превышать 1,3. Вихревые горелки устанавливают встречно на
фронтовой и задней стенах топки или в один ряд на фронтовой стене. При большой
паропроизводительности котлоагрегата расположение 6÷12 горелок на фронтовой
стене топки становится возможным только в два ряда. При числе горелок 12÷16 и более выполняется встречное расположение горелок на фронтовой и задней стенах топки в один или два яруса.
Нижняя часть топки при твёрдом шлакоудалении выполняется в виде холодной
воронки, которая образуется наклоном фронтового и заднего экранов топки внутрь
под углом 30÷350 к вертикали с целью беспрепятственного скатывания отвердевших
частиц шлака с наклонных стен вниз.
При жидком шлакоудалении фронтовой и задний экраны топки в её нижней части
имеют угол гиба примерно 900 и соединяются друг с другом в центре топки, образуя
слабонаклонный двухскатный под топки.
Объём топочной камеры при выбранном её сечении определяет высоту топки. Он
зависит от паропроизводительности и допустимого теплового напряжения топочного
объёма qv. Поэтому сначала необходимо установить минимальный допустимый объём
топки из условия экономического сгорания топлива:
𝑉тмин
р
=
Вр∙ ∙𝑄н
𝑞𝑣
.
Расчётный объём топочной камеры всегда больше минимального и зависит от вы//
бранной температуры газов на выходе из топочной камеры 𝜗т . Снижение температу//
ры уходящих газов 𝜗т достигается увеличением поверхности стен т объёма топочной
камеры. Расчётный объём топки предварительно можно определить по следующим
формулам:
55
для твёрдых топлив
//
р
𝑉т = (3 −
𝜗т
28
) (𝑄р )
625
н
для газа и мазута
//
р
𝑉т = (3 −
𝜗т
700
0,5 мин
∙𝑉т
)∙𝑉тмин
На основе полученных данных можно определить расчётное тепловое напряжение
топочного объёма:
р
𝑞𝑣
р
=
В∙𝑄н
р
𝑉т
.
Для дальнейших расчётов удобно топочную камеру по высоте разбить на три
зоны (или геометрические фигуры): холодную воронку при твёрдом шлакоудалении,
призматическую часть – от начала холодной воронки (или горизонтального пода) до
выступающих ширм и верхнюю часть, равную высоте выступающих ширм и имеющую уменьшенное поперечное сечение. В топках с горизонтальным или слабонаклонным подом и без выступающих ширм весь объём топки представляет собой
призматическую часть.
Объём верхней половины холодной воронки определяется как произведение площади трапеции на ширину топки:
𝑏+𝑏/ ℎ
𝑉х.в = (𝑏 +
) 4х.в 𝑎, где:
2
hх. в – полная высота холодной воронки, м.
Затем определяется объём верхней части топочной камеры:
Vв. ч=a∙b//∙hш, где:
b// -- глубина верхней части топки за вычетом выступающих ширм, м.
Объём призматической части топки определяется по разности:
р
𝑉пр = 𝑉т − 𝑉х.в − 𝑉вч
Ориентировочный эскиз топочной камеры показан на рис. 8
Высота призматической части топки определяется по её объёму и поперечному се𝑉пр
чению:
ℎпр =
𝑓т
Тогда расчётная высота топочной камеры составит:
р
ℎт = 0,5ℎх.в + ℎпр + ℎш
р
За расчётную поверхность стен топочной камеры Fст принимается поверхность,
которую ограничивает активный объём топочной камеры (см. рис. 12). Расчётная поверхность стен может быть определена как сумма поверхностей выделенных зон топки (рис. 13):
р
𝑭ст =Fх.в+Fпр+Fв.ч+Fдв
Дальше определяется величина лучевоспринимающей поверхности участка экрана:
𝑺эл = 𝑭эпл ∙ 𝝌 , где:
𝑭эпл -- площадь стен, занятая экраном, м2;
χ – угловой коэффициент экранов.
Площадь стены, занятой экраном, определяется как произведение ширины стены
bэ на среднюю освещённую длину трубы экрана lэ, то есть: 𝑭эпл = bэ∙lэ, м2, где: ширина
стенки находится как bэ=sэ(z-1), а z – это количество экранных труб на стенке топки.
Или bэ=bст-2s, где: s – шаг экранных труб (принимается по рекомендациям или по
чертежам топки), м.
56
Угловой коэффициент экранов χ опре- деляется по номограмме 1.
Суммарная лучевоспринимающая поверхность расположенная в топке, определяется как сумма лучевоспринимаю-щих поверхностей экранов и выходного окна:
Sл=∑ 𝑆лэ , м2
Затем определяется степень экранирования:
ϗ=
𝑆л
𝐹ст
.
Эффективная толщина излучающего слоя определяется по следующей формуле:
3,6∙𝑉т
𝛿=
,м
𝐹ст
Полученные геометрические размеры топочной камеры позволяют составить
предварительный эскиз её в выбранном масштабе. Эскиз топки является исходным
для выполнения теплового расчёта в результате которого будут получены оконча
тельные размеры топочной камеры.
2.1.5. Тепловой расчёт топочной камеры.
Передача теплоты экранам топочной камеры происходит в основном за счёт излучения высокотемпературного ядра факела, а также раскалённых золовых частиц и
трёхатомных газов, заполняющих топочный объём. Общее количество переданной
теплоты в топке определяется разностью между полезным тепловыделением в зоне
горения и энтальпией газов на выходе из топки.
Полезное тепловыделение в топочной камере Qт складывается из располагаемой
теплоты топлива и теплоты, вносимой в топку воздухом:
р 100−𝑞 −𝑞
3
6
𝑄т =𝑄р
+𝑄в
100
Теплота воздуха состоит из теплоты горячего воздуха и небольшой доли теплоты
присосов холодного воздуха извне:
𝑄в =(αт-∆αт-∆αпл)∙Н0г.в + (∆αт+∆αпл)∙Н0х.в
Я не буду вам давать тепловой расчёт топки полностью, так как лучше всего понять методику расчёта на практических занятиях на конкретном примере.
Тепловой расчёт топки парогенератора сводится к определению температуры
газа на выходе из топки в зависимости от степени черноты топки, эмпирического коэффициента М и теплонапряжения топочного объёма. Эмпирический коэффициент М учитывает характер распределения температуры топочных газов
по высоте топки.
Практическое занятие №4 (4 часа).
Определение геометрических характеристик топки и
построение эскиза топочной камеры.
Задание можно решать либо по эскизу топочной камеры конкретного котлоагрегата,
либо так, как решено ниже. Если выполнение задания даётся по готовой конкретной
топке, то пример решения приведен в «Методических указаниях к курсовому проектированию по предмету «Котельные установки». ДВЭТ. 1995 г.
57
Дано: Расход топлива на котлоагрегат – В=90 т/ч (25 кг/с).
Паропроизводительность котлоагрегата D=640 т/ч (177,8 кг/с).
КПД котлоагрегата 𝜂ка=95%.
Твёрдое шлакоудаление.
Двухярусное встречное расположение горелок.
Топливо – Назаровское месторождение (бурый уголь)
р
р
W , % Ар, % 𝑆лр , % Ср, % Нр, % Nр, % Ор, %
Vг, %
𝑄н , Ккал/кг
39
7,3
0,4
З7,6
2,6
0,4
12,7
3110
48
Определить: геометрические характеристики топки и построить эскиз топочной
камеры.
Прежде чем приступить к выполнению задания, запишем основные положения для
расчёта (если у студентов есть Л.5, то писать не надо).
Эскиз топочной камеры составляется в масштабе после определения её геометрических размеров с указанием всех поверхностей нагрева. Для камерных топок, имеющих постоянную по всей высоте ширину, достаточно начертить две проекции: продольный разрез и горизонтальный.
За расчётный объём топочной камеры Vт принимается объём, ограниченный осевыми плоскостями экранных труб фестона или ширмового перегревателя, а также обращённые в топку поверхности защитного огнеупорного слоя в местах, не защищённых экранами стены топки. В выходном сечении объём топки ограничивается поверхностью, проходящей через оси первого ряда ширмового пучка или фестона.
Границей объёма нижней части пылеугольной топки является условная плоскость
середины холодной воронки и плоскость пода для газомазутных топок и топок с жидким шлакоудалением (см. рис 4-1).
За расчётную ширину топки bт принимается расстояние между осями труб боковых экранов, а за расчётную глубину – фронтового и заднего экранов. Полная поверхность стен топки Fт определяется как сумма поверхностей, ограничивающих
объём топки: фронтовой, задней, двух боковых и выходного окна, то есть:
Fст=fф.ст+fз.ст+2fб. ст+fок.
Площадь фронтовой и задней стены топки определяется как произведение расчётной ширины стенки топки bст (берётся из чертежа или эскиза)на расчётную высоту
стенки топки hст. Условно принято, что hст=ℓэ, где ℓэ – средняя освещённая длина
экрана (берётся из чертежа или эскиза).
fст=bст∙hст.
Для нахождения площади боковой стены топки, её нужно разбить на участки, соответствующие простым геометрическим фигурам. Сумма площадей фигур равна
площади боковой стены топки:
fб. ст=∑fфигур
58
Площадь выходного окна определяется как:
fок=bок∙ℓок, где: bок=bф.ст=bз. ст а ℓок – берётся из чертежа или эскиза топки.
Площадь стены, занятой экраном, определяется как произведение ширины стены
bэ на среднюю освещённую длину трубы экрана ℓэ, то есть: Fпл=bэ∙ℓэ, где bэ=sэ(z-1),
Sэ – шаг экранных труб, мм который принимается по данным чертежа или из условия плотности экранирования стен σэ=sэ/d=1,07÷1,70;
z≤bэ/sэ+1 – количество экранных труб на стене топки.
d—наружный диаметр экранных труб. мм, принимается по данным чертежа или по
рекомендации проектировщиков: для котлоагрегатов с естественной циркуляцией
d=83, 76, 60 мм с толщиной стенки 3,5÷5,0 мм, а для прямоточных котлоагрегатов
d=32, 42 мм с толщиной стенки 4÷5 мм.
Решение
Табл. 1
№
п/п
1
Наименование величин
Предельное
тепло-
Обозначение
Размер
ность
Источник формулы
Числовое
значение
Примеч.
59
вое напряжение в
сечении топки.
𝒒𝒇
МВт/м2
Табл. 2.1.4.1
3,50
301∙104
1 Вт/м2=
=0,860
Ккал/(м2∙ч)
0,9∙qf=0,9∙301∙104
3,15
2709000
Л.6
(Ккал/(м2∙
ч)
Расчётное тепловое
напряжение
сечения топки.
Сечение топки по
осям труб
Диаметр выходной
амбразуры горелки
2
3
4
Глубина топочной
камеры
Рекомендуемая ширина топочной камеры
Истинная ширина
топочной камеры
5
6
7
Глубина
нижней
части холодной воронки
Расчётный расход
топлива
8
9
Допустимое тепловое
напряжение
топочного объёма
Минимальный допустимый
объём
топки из условия
экономичного сгорания топлива.
10
11
р
𝒒𝒇
(Ккал/(м2∙
ч)
fт
М2
Dа
мм
м
Табл. 2.1.4.2.
103,3
1350
1,35
b
м
7Dа=7∙1,35
9,45
Л.6
Выбираем
12 горелок
с боковым
расоложением в три
ряда
Л.6
а
м
𝒇т 𝟏𝟎𝟑, 𝟑
=
𝒃
𝟗, 𝟒𝟓
10,93
Л.6
а
м
𝒎𝑫𝟎,𝟓
ном
= 𝟏, 𝟑 ∙ 𝟏𝟕𝟕, 𝟖𝟎,𝟓
17,3
Для Dном
до 185 кг/с
m=1,3 (Л. 6)
р
В ∙ 𝑸н
р
𝒒𝒇
==
𝟗𝟎 ∙ 𝟏𝟎𝟎𝟎 ∙ 𝟑𝟏𝟏𝟎
𝟐𝟕𝟎𝟗𝟎𝟎𝟎
1,0
/
b
м
принимается
т/ч
𝟒
В(𝟏 − 𝟏𝟎𝟎
)=
Вр
qv
Л.6
𝒒
𝟎,𝟓
= 𝟗𝟎(𝟏 − 𝟏𝟎𝟎)
КВт/м3
Принимается согласно табл. ХVIII,
стр. 173
89,6
q4=0,5%,
табл. ХVIII,
стр. 173
180
Л.4.
1800
1 Квт=860
ккал/ч
р
𝑽мин
т
М3
Вр ∙ 𝑸н
=
𝒒𝒗
𝟖𝟗, 𝟔 ∙ 𝟏𝟎𝟑 ∙ 𝟑𝟏𝟏𝟎
=
𝟏𝟖𝟎 ∙ 𝟖𝟔𝟎
Начертить предварительный эскиз топки, а после оп определения геометрических размеров – в масштабе.
2/
8
Разрез по I--I
hш
1
b//
s=64 мм
2 cш 3
b
hпр
I
I
7
4
6 5/
5
450 hхв
bф ст bфэ
а
bзэ
s=64 мм
bзст
60
bб.э
bб. ст
l
b/
Средняя освещённая длина труб экранов:
заднего экрана—lзэ=25,9 м (участок1-2-3-4-5-5/);
фронтового экрана –lфэ=35,35 м (участок 5/-6-7-8)
ширмы (выходное окно)—lш=9,45 м (участок 2-2/).
Ширина стен топки и экрана:
Расстояние между трубами экрана и обмуровкой обычно принимается 0,14 м
bз. ст=17,13 м
bф. ст=17,13 м
bб. ст=9,28 м
bз.э=16,6 м
bф.э=16,6 м
bб.э=9,216 м.
Все эти величины берутся из эскиза топки и после определения геометрических её
размеров.
12 Высота газового окна
у задней стенки топки за ширмами при
П-образной
компоновке.
13 Высота
вертикальных ширм при наличии
аэродинамического выступа на
задней стенки топочной камеры.
14 Глубина верхней части топки за вычетом
выступающих ширм.
15 Объём верхней части
топки
16 Полная высота холодной воронки.
17 Объём верхней половины холодной воронки
18 Допустимое тепловое
напряжение топочного объёма
/
𝒉го
м
/
𝒉го = 𝒃
9,45
Л.6
hш=1,1∙𝒉го
10,4
Л.6
Л.6
/
hш
м
b-0,4b
5,67
b
Vвч
м
М3
ab//hш=10,93∙5,67∙10,4
644,5
hхв
м
0,5(b-b/)tgα=0,5∙(9,45-1)∙1
4,22
//
Vхв
М3
(𝒃 +
𝒃+𝒃/ 𝒉хв
)
a=
𝟐
𝟒
𝟗,𝟒𝟓+𝟏 𝟒,𝟐𝟐
tg450=1
123,2
=(9,45+
) 𝟒 𝟏𝟎, 𝟗𝟑
𝟐
Принимается
/
КВт
/м3
р
М3
qv
140
р
19 Расчётный объём топочной камеры
𝑽т
20 Объём призматической части топки
21 Поперечное сечении
призматической части топки
22 Высота призматической части топки
Vпр
М3
𝑽т − 𝑽хв —Vвч
Fт
М2
a∙b=9,45∙10,93
hпр
м
23 Высота
топочного
устройства
hт
м
𝑽т 𝟐𝟑𝟏𝟒, 𝟒
=
𝑭т
𝟏𝟎𝟑, 𝟑
hш+0,5hхв+hпр=10,4+2,11+22,
4
Вр ∙ 𝑸 н
𝟖𝟗, 𝟔 ∙ 𝟏𝟎𝟑 ∙ 𝟑𝟏𝟏𝟎
==
𝒒𝒗
𝟏𝟒𝟎 ∙ 𝟖𝟔𝟎
р
р
2314,
4
1546,
7
103,3
22,4
34,91
За счёт размещения на стенках
экранов
объём
топки
увеличивается.
24 Полная поверхность
стен топки без площади
двусветного
экрана
25 Наружный диаметр
трубы экрана.
26 Количество труб в
экране
р
𝑭ст
М2
61
р
𝟕(𝑽т )𝟐/𝟑 =𝟕 ∙ 𝟐𝟑𝟏𝟒, 𝟒𝟐/𝟑
d
мм
задан
60
Zэ
шт
задан
Фронт. экран
Зад. экран
Бок. экран
27 Шаг экранных труб
28 Относительный шаг
труб
29 Угловой коэффициент боковых и задних
экранов
30 Угловой коэффициент выходного окна
топки
Sэ
σэ
мм
--
задан
Sэ/d
260
260
270
64
1,07
χ
--
Номограмма 1
0,99
При корридорном пучке
χ
--
Номограмма 1
1,0
При корридорном пучке
1224,
8
Табл. 2.
№
п/п
Наименование величин
Обозначение
Расстояние
между
трубами экрана и
обмуровкой
Расчётная ширина
стенки топки
Расчётная
высота
стенки топки
Площадь
стенки
топки
Расчётная ширина
экрана
Средняя освещённая
длина труб экранов
1
2
3
4
5
6
Размер
ность
Источник формулы
Фрон Задтовой ний
экран экран
0,14
0,14
Боковой
экран
0,14
Выход.
окно
--
принимается
l
bст
м
м
Из эскиза топки
17,13
17,13
9,28
17,13
hст
м
Из эскиза топки
32,89
26,62
24,51
10,4
fст
М2
bст∙hст
560,1
453,3
301,7
78,2
bэ
м
Sэ(zэ-1)
16,6
16,6
17,2
9,216
lэ
м
32,89
26,62
24,51
10,4
Условно принято
hст=ℓэ
Площадь боковой стенки топки fб. ст является суммой площадей фигур 1, 2, 3 (см. эс𝑏+𝑏 / ℎ
9,45+1 4,22
киз топки): фиг. 3 (площадь трапеции) – (b+
) хв=(9,45 +
) 2 =31 м2; фиг.2
2
2
2
(площадь прямоугольника) -- b∙hпр=9,45∙22,4=211,7 м2; фиг. (площадь прямоугольника) – b//∙hш=5,67∙10,4=59 м2. Тогда: fб. ст=31+211,7+59=301,7 м2
2/
l
8
Разрез по I--I
hш
фиг. 1
1
b//
s=64 мм
2 cш 3
b
фиг.2
hпр
bф ст bфэ
а
bзэ
s=64 мм
bзст
62
I
I
7
4
Фиг. 3
6 5/
5
450 hхв
bб.э
bб. ст
l
b/
7
8
9
10
11
12
13
14
15
Площадь стен, заня- Fпл
тая экранами
Относительное
рас- ℓ/d
стояние
Угловой коэффициент
χ
Лучевоспринимающая Нэл
поверхность экрана
Суммарная лучевос- Нл
принимающая
поверхность топки
Суммарная площадь Fст
стен
Эффективная толщина излучающего слоя S/
в топке.
Объём топки
Vт
Степень экранирова- ϗ
ния топки
М2
bэ∙ℓэ
546
441,9 423,5 95,8
--
ℓ/d
2,33
2,33
-М2
Номограмма 1
Fпл∙χ
2,33
0,99 0,99 0,99 1,00
540,5 437,5 419,3 95,8
М2 ∑Нэл+Нок
л =540,5+437,5+2∙419,3
+95,8
1912,3
М2
1920,8
∑fст=546+441,9+2∙423,5+95,8
р
м
М3
--
3,6
𝑽т
𝑭ст
--
𝟐𝟑𝟏𝟒,𝟒
=3,6
4,3
𝟏𝟗𝟐𝟎,𝟖
fбок. ст∙bф. ст=301,7∙17,13
Нл 𝟏𝟗𝟏𝟐, 𝟑
=
𝑭ст 𝟏𝟗𝟐𝟎, 𝟖
5168
0,996
Практическое занятие №5.
Тепловой расчёт топки котлоагрегата.
Тепловой расчёт топки котла сводится к определению температуры газа на выходе
//
из топки 𝛝т в зависимости от степени черноты топки αт, эмпирического коэффици
ента М, учитывающего характер распределения температуры топочных газов по высоте топки, и теплового напряжения топочного объёма qv.
Данные для расчёта брать из предыдущего расчёта.
№
Наименование ве- Обозн.
п/п
личин
р
1. Располагаемая теп𝑸р
лота топлива
2 Коэффициент
изαт
бытка воздуха на
выходе из топки
3 Коэффициент присоса воздуха в системах пылеприго- ∆αпл
товления
Размер.
Источник, формула
Примеч.
𝑸н + 𝟐𝟒(𝑾р + 𝟗Нр ) =
=3110∙4,19+24(39+9∙2,6)
Величина
14528,
5
КДж/кг
Табл. ХVIII, стр. 173
1,25
Л.4
Табл. ХVII, стр. 172
0,10
Л.4
р
--
--
63
4
5.
6
7
8
Коэффициент присоса воздуха на выходе из топки
Температура горячего воздуха
Энтальпия горячего
воздуха
Температура газа на
выходе из топки
Энтальпия холодного воздуха
9
Доля шлака
10
Потеря
шлаков
11
12
13
14
15
16
17
с
теплом
Потери теплоты от
химической и механической неполноты горения
Тепло, внесённое с
воздухом
Тепловыделение в
топке котла
Энтальпия газа на
выходе из топки
∆αт
--
Табл. ХVII, стр. 172
0,05
tгв
0С
принимается
300
Нгв
КДж/кг
Табл. ХIV, стр. 186
1902,3
0С
1000
145,8
0,05
Нхв
КДж/кг
Принимается предварительно
Табл. ХIV, стр. 186
αшл
--
1-αун=1-0,95
q6
%
//
𝛝т
%
Qв
КДж/кг
Qт
КДж/кг
//
КДж/кг
Теоретическая температура горения
𝝑а
Средняя суммарная
теплоёмкость
Vcср
Высота расположения осей первого и
второго рядов горелок от середины холодной воронки
hг1
hг2
hг3
р
𝑸р
𝟎, 𝟎𝟓 ∙ 𝟏𝟎𝟏 ∙ 𝟏𝟐
=
𝟏𝟒𝟓𝟐𝟖, 𝟓
q3
q4
Нт
𝜶шл ∙ (с𝒕)шл
0С
КДж/(кг∙0
С)
м
Ар =
Л.4
Л.5
Л.5. При
темпер.
хол. возд.
300С
αун опред.
по табл.
ХVIII,
стр. 173
0
1
0,5
Табл.
ХХI
Табл.
ХVIII
(αт-∆αт-∆αпл)
∙Нгв+(∆αт+∆αпл) ∙Нхв=(1,252114,4
0,05-0,1)∙
∙1902,3+(0,05+0,1)∙145,8
15191
р 𝟏𝟎𝟎−(𝒒𝟑 +𝒒𝟒 +𝒒𝟔 )
𝑸н
+Qв
𝟏𝟎𝟎−𝒒𝟒
H-𝝑—таблица. Л.4 –1973 11011
стр.100
H-𝝑—таблица. Л.4 –1973
стр.100 в зависимости от
Qт=3625,5 Ккал/кг
//
𝑸т − Нт
//
𝝑а − 𝛝т
=
𝟏𝟓𝟏𝟗𝟏 − 𝟏𝟏𝟎𝟏𝟏
𝟏𝟖𝟎𝟑 − 𝟏𝟎𝟎𝟎
Принимаются согласно чертежа или эскиза топки
1803
5,2
3,75
5,45
7,15
При температуре
на
10000С
64
hг3
hг2
hг1
hхв/2
18 Расход топлива через каждую горелку
19 Средняя высота расположения горелок
20 Относительное
положение
максимальных
температур по
высоте топки
21 Эмпирический
параметр
22 Теоретический
объём воздуха
23 Полный объём
газов
В
т/ч
В/n=90/12
7,5
hг
м
𝒏𝟏 𝑩𝟏 𝒉г𝟏 + 𝒏𝟐 𝑩𝟐 𝒉г𝟐 + 𝒏𝟑 𝑩𝟑 𝒉г𝟑
𝒏𝟏 𝑩𝟏 + 𝒏𝟐 𝑩𝟐 + 𝒏𝟑 В𝟑
5,45
Хт
--
𝒉г
𝟓, 𝟒𝟓
=
𝒉т 𝟑𝟒, 𝟗𝟏
0,16
М
-
0,56-0,5хт=0,56-0,5∙0,16
0,48
𝑽𝟎в
М3/кг
0,0889(Ср+0,375Sр)+0,265Нр-0,0333Ор=0,0889(37,6+0,375∙0,4)+
+0,265∙2,6-0,0333∙12,7
3,6
𝑽𝟎г + 𝟏, 𝟎𝟏𝟔𝟏(𝜶т − 𝟏)𝑽𝟎в =4,39+
+1,0161(1,25-1)3,6
5,3
Vг
М3/кг
24 Объёмная до- 𝒓𝑹𝑶
𝟐
ля трёхатомных газов
--
𝑽𝑹𝑶𝟐 𝟎, 𝟕𝟎
=
𝑽г
𝟓, 𝟑
0,13
25 Объёмная доля
водяных
паров
𝒓 𝑯𝟐 О
--
𝑽Н𝟐 О 𝟎, 𝟖𝟑
=
𝑽г
𝟓, 𝟑
0,16
26 Произведение
рrs
м ∙ кг ∙ с
см𝟐
1∙(0,13+0,16)∙4,3
1,247
Состав
топлива
берётся из
исходных
данных
𝑽𝟎г берётся
из табл. ХI
Л.5
𝑽𝑹𝑶𝟐 берётся из
табл. ХI
Л.5
𝑽Н𝟐 О берётся из
табл. ХI
Л.5
Эффективная
толщина
излучающего слоя
в
топке
берётся из
предыдущего расчёта, р=1
кг/см2
парциальное давление газов
S
65
27 Коэффициент
ослабления
лучей
трёхатомными газами
28 Коэффициент
ослабления
лучей золовых
частиц
29 Эффективный
коэффициент
ослабления
лучей коксовыми частицами
30 Масса дымовых газов
31 Безразмерная
концентрация
золы в дымовых газах
32 Коэффициент
ослабления
лучей топочной средой
33 Степень черноты факела
34 Коэффициент
тепловой эффективности
гладкотрубных экранов
35 Степень черноты топки.
36 Коэффициент
сохранения
тепла
37 Температура
газов на выходе из топки.
kг
kзл
kкх1
х2
Gг
(принимается)
Л.5
𝟏
м ∙ кг ∙ с
см𝟐
По номограмме 3
Л.5
𝟏
м ∙ кг ∙ с
см𝟐
𝟏
м ∙ кг ∙ с
см𝟐
Кг/кг
По номограмме 4
7,5
kк-=1, безразмерные коэффициенты, х1=0,5 – для бурых углей,
0,05
Л.4 1978 г.
стр. 25
6,84
V0=3,62
(табл. ХI
Л. 5)
х2=0,1 при камерном сжигании
топлива.
1-
Ар
𝟕,𝟑
𝟏𝟎𝟎
μзл
k
αф
0,23
+1,306αV0=1-𝟏𝟎𝟎 +
+𝟏, 𝟑𝟎𝟔 ∙ 𝟏, 𝟐𝟓 ∙ 𝟑, 𝟔𝟐
Ар 𝜶ун 𝟕,𝟑∙𝟎,𝟗𝟓
=
𝟏𝟎𝟎𝑮г 𝟏𝟎𝟎∙𝟔,𝟖𝟒
--
kгrп+ kзлμзл+
𝟏
kкх1х2=0,23∙(0,16+0,13)+7,5∙0,01++
м ∙ кг ∙ с
0,05
см𝟐
Номограмма 2
--
0,01
0,19
0,73
Л.5
Л.4 1978 г.
стр. 29
Ψэк
--
По табл. 6-2
0,45
αт
--
Номограмма 6
0,858
Л.5
0,997
q5=0,32%
(Л.1, стр.
95)
φ
//
𝛝т
𝒒𝟓
1𝜼ка +𝒒𝟓
-0С
=1-
𝟎,𝟑𝟐
𝟗𝟓+𝟎,𝟑𝟐
𝝑а
𝟎,𝟔
𝟒,𝟗∙𝟏𝟎−𝟖 𝝍𝑭ст 𝜶т 𝝑𝟑
а ) +𝟏
М(
𝝋Вр 𝑽сср
−273=
273=
1226
𝟏𝟖𝟎𝟑+𝟐𝟕𝟑
𝟎,𝟔
𝟒,𝟗∙𝟏𝟎−𝟖 ∙𝟎,𝟒𝟓∙𝟏𝟗𝟐𝟎,𝟖∙𝟎,𝟖𝟓𝟖∙𝟐𝟎𝟕𝟔𝟑
) +𝟏
𝟎,𝟗𝟗𝟕∙𝟗𝟎𝟎𝟎𝟎∙𝟓,𝟐
𝟎,𝟒𝟖(
--273
38 Энтальпия
газа на выходе
из топки
39 Количество
тепла, воспри-
//
Нт
КДж/к
г
Н-𝝑 − диаграмма
𝑸тл
КДж/к
г
𝝋(𝑸т − 𝑯т ) = 𝟎, 𝟗𝟗𝟕(15191-13776,7)
//
13776,
7
1410
Л.4
100
стр.
66
нятого в топке
40 Средняя тепловая нагрузка
лучевоспринимающей
поверхности
нагрева
41 Теплонапряжение топочного объёма до
ширм
КДж
м𝟑 ч
Qл
р
Вр 𝑸н 𝟖𝟗𝟔𝟎𝟎 ∙ 𝟏𝟒𝟏𝟎
=
Нл
𝟏𝟗𝟏𝟐, 𝟑
р
qv
КДж
м𝟑 ч
В𝑸н 𝟗𝟎𝟎𝟎𝟎 ∙ 𝟏𝟑𝟎𝟑𝟎, 𝟗
=
𝑽т
𝟓𝟏𝟔𝟖
66065
226,9∙1
03
Тема 2.2. Основы гидродинамики и водный режим паровых котлов (2 часа).
2.2.1. Движение нагреваемой среды в трубах котлоагрегата.
В качестве рабочей среды современных энергетических котлоагрегатов обычно
используется вода (в экономайзерной части), в испарительной части у котлоагрегатов
докритического давления протекает пароводяная смесь, то есть двухфазная жидкость,
а в перегревательных поверхностях нагрева течёт однофазная среда – перегретый пар.
В прямоточных котлоагрегатах сверхкритического давления по всему тракту агрегата
протекает однофазная жидкость с переменной плотностью. При изменении температуры и давления вода или пар изменяет удельный объём и плотность.
Для надёжной работы поверхностей нагрева паровых котлов необходим непрерывный отвод от них теплоты. В экономайзерах и пароперегревателях это обеспечивается устойчивостью движения потока воды и пара за счёт напора пита-тельного
насоса. Движение пароводяной смеси и охлаждение экранных труб в топочных
устройствах котлов различных систем организуются по-разному. Циркуляционный
контур работает надёжно, если обеспечено достаточное охлаждение всех обогреваемых труб, что в свою очередь определяется условиями движения пароводяной смеси.
В котлах с естественной циркуляцией пароводяная смесь в подъёмных трубах
экранов перемещается в результате движущего напора естественной циркуляции,
возникающего при обогреве труб.
Контур естественной циркуляции является замкнутым: трубы, составляющие его,
объединены коллекторами, барабаном или какой-либо другой ёмкостью. В простейшем виде циркуляционный контур состоит из изогнутой трубы, которая имеет обогреваемые и необогреваемые участки, замкнутые на барабане (рис. 16).
В обогреваемой части трубы удельный вес рабочей среды (пароводяной смеси)
ниже, чем в необогреваемой (воды). Разница веса столбов жидкости в двух ветвях создаёт движущий напор, который и приводит в круговое движение рабочее тело, то
есть создаёт циркуляцию. При установившейся циркуляции движущий напор уравновешивается силами сопротивления.
В общем случае контур циркуляции состоит из большого количества параллельно
включённых обогреваемых и необогреваемых труб, объединённых коллекторами.
Трубы с восходящим потоком пароводяной смеси называются подъёмными, а с
нисходящим потоком воды называются опускными или питающими. Система
параллельных труб, имеющих одинаковое конструктивное оформление и обог-
67
рев, называется звеном. Таким образом, циркуляционный контур состоит из системы параллельно и последовательно включённых звеньев. Контуры естественной
циркуляции разделяются на простые и сложные.
В простом контуре все звенья включены последовательно. Сложный контур состоит из нескольких простых контуров, в которых некоторые звенья являются общими.
На рис. 17 изображена циркуляционная схема котла, у которого боковой и фронтальный экраны питаются водой из одного трубопровода, являющегося общим звеном для
двух экранов.
Таким образом, в этом контуре фронтальный и боковой экраны вместе составляют
сложный контур. Задний экран имеет свою опускную систему, но его обогреваемые
трубы в верхней части (фестон) имеют разную конфигурацию и величину обогрева.
Такой контур циркуляции также является сложным, так как общим звеном у него являются опускные трубы, а каждый ряд подъёмных труб представляет собой отдельное
звено контура.
Обогреваемые трубы могут выводиться прямо в барабан котла (например, задний
и фронтальный) или в собирающий коллектор как боковой экран, тогда паровоздушная смесь из коллектора отводится в барабан пароотводящими трубами. По опускным
и подъёмным трубам контура циркулирует определённое количество рабочего тела.
В контур естественной циркуляции входит вода а выходит пароводяная смесь с
/
бо льшим или меньшим содержанием пара. Отношение количества воды, вошедшей в контур, к расходу полученного пара называется кратностью циркуляции:
𝒌=
𝑮в 𝟏
=
𝑫п х
Кратность циркуляции k является обратной величиной сухости пара на выходе из
кипятильных труб.
Рассмотрим геометрические размеры простого циркуляционного контура (рис. 18).
Полная высота циркуляционного контура определяется по разности отметок между коллектором и уровнем воды в барабане котлоагрегата hпол. В нижней части контура подъёмные трубы не обогреваются на высоте hоб. Расстояние от уровня в барабане котла до самой верхней точки подъёмных труб называется высотой превышения над уровнем hпр.
В общем случае в подъёмные трубы поступает вода, недогретая до кипения. Расстояние между сечением, в котором произошло закипание воды, и сечением
начала обогрева называется высотой точки закипания hтз. Таким образом, парообразование происходит на части обогреваемой трубы (hоб-hтз).
Движущий напор, вызывающий естественную циркуляцию, определяется разницей
веса столба жидкости в опускных и подъёмных трубах. Итак, движущий напор состоит из движущегося напора на экономайзерном и испарительном участках.
В контуре с пароотводящими трубами движущий напор образуется как в обогреваемых, так и в необогреваемых пароотводящих трубах. Полезный напор всего контура
будет слагаться из полезного напора экранных и пароотводящих труб и затрачиваться
на преодоление сопротивления опускной системы при постоянном значении расхода
циркулирующей воды, так как трубы включены последовательно. Обычно количество
пароотводящих труб значительно меньше экранных.
В современных энергетических котлоагрегатах опускные трубы не обогреваются.
Так как основной причиной возникновения опрокидывания циркуляции является рез-
68
ко неравномерный обогрев парообразу- ющих труб, то трубы топочного экрана
секционируют, то есть разделяют их на самостоятельные секции с одинаковым количеством труб и с самостоятельным питанием их из барабана.
В котлах с принудительной циркуляцией движение воды и пароводяной смеси в
экранных трубах происходит за счёт энергии насоса принудительной циркуляции, поэтому независимо от нагрузки котла скорость рабочей среды практически постоянна.
Для надёжного охлаждения металла труб устанавливают постоянную скорость воды
от 1,5 до 2,0 м/с.
В прямоточных парогенераторах скорость движения рабочей среды пропорциональна нагрузке котла и осуществляется за счёт напора питательного насоса, который
обеспечивает преодоление полного сопротивления и заданное давление пара после
котла.
При эксплуатации прямоточных котлов докритического давления возникают пульсационные режимы, при которых происходит периодическое колебание расхода рабочей среды в трубах, что вызывает в свою очередь циклические температурные
напряжения. Различают общекотловые и межвитковые пульсации.
Общекотловые пульсации в котлоагрегате могут возникнуть при резких колебаниях расхода топлива и являются затухающими и после устранения возмущений, которыми являются изменения обогрева труб, давления и температуры питательной воды
они затухают. Однако могут быть пульсации расхода рабочей среды в отдельном витке трубы даже после устранения общего возмущения. После минимального расхода
рабочей среды в данной трубе снова расход может возрастать. Такое явление называется межвитковой пульсацией, и оно может происходить при постоянном общем расходе рабочей среды через параллельно включённые трубы. Чтобы не наблюдалась
межвитковая пульсация, необходимо иметь трубы экранов одинакового диаметра,
равномерный их обогрев газами и не допускать колебаний расходов топлива. Для этого нужна чёткая работа системы регулирования всех основных параметров.
2.2.2.Режим, структура и характеристика потока рабочего тела.
Нагреваемой средой в элементах котлоагрегата является вода, пароводяная смесь,
пар и воздух, используемый для горения топлива. В процессе эксплуатации котла изменяется его нагрузка и характеристики потоков этих сред. Скорость однофазного
потока воды в экономайзере при неизменной площади проходного живого сечения
труб определяется массовым её расходом, то есть нагрузкой котла. При движении пароводяной смеси в испарительных поверхностях нагрева скорость её зависит от паросодержания в двухфазной среде и давления, а, следовательно, от тепловой наг-рузки
котла.
Внешний обогрев испарительной поверхности нагрева приводит к нагреву воды и
образованию в ней пара. Парообразование начинается на участке трубы, где энтальпия воды в слое, прилегающем к стенке, достигает значения, при котором вода закипает при данном давлении. Паровые пузырьки, возникающие на стенке трубы, сначала остаются в контакте со стенкой, а затем, достигнув диаметра 1÷2 мм, отрываются
от неё. При значительной скорости воды отрыв пузырьков от стенки происходит
главным образом под действием динамического напора потока.
69
В зависимости от паросодержания, скорости и давления структура движущейся пароводяной смеси может иметь различный характер (рис. 20).
Пузырьковая структура – это структура, при которой мелкие пузырьки пара относительно равномерно распределены по сечению трубы, возникает при небольшом
паросодержании и малой скорости пароводяной смеси в вертикальной трубе.
Снарядная структура – это структура, при которой образуются крупные паровые
пузырьки, занимающие среднюю часть сечения трубы и отделённые друг о друга и
стенки тонким слоем воды, неустойчива и возникает при увеличении паросодержания
и низком давлении.
Стержневая – это структура, при которой в среднем сечении трубы движется
сплошной поток пара со взвешенными в нём каплями воды. По стенке при этом движется слой жидкости, толщина которого уменьшается с ростом паросодержания и
скорости потока.
Эмульсионная – это структура, при которой основная масса воды срывается со
стенки и уносится в виде капель в потоке пара. На стенке остаётся тонкая водяная
плёнка. Такая структура возникает при паросодержании более 90%, большой скорости пара и высоком давлении.
Из всех этих режимах течения пароводяной смеси наилучшие условия охлаждения
стенки трубы обеспечиваются при пузырьковой структуре потока, которая обусловливает стабильную работу поверхности нагрева котла при высоких тепловых нагрузках.
2.2.3. Гидравлические сопротивления при движении
рабочей среды в трубе.
При движении воды, пароводяной смеси, пара в трубе возникают гидравлические
сопротивления, которые приводят к образованию перепада давления между любыми
сечениями трубы. Полный перепад давления между двумя произвольными сечениями обогреваемой трубы состоит из суммы перепадов, возникающих от сопротивления трения ∆ртр, местных сопротивлений ∆рм, ускорения ∆руск и нивелирного перепада ∆рнив:
∆р=∆ртр+∆рм+∆руск±∆рнив
Сопротивление трения вызывается вязкостью рабочей среды.
Сопротивление трения вызывается трением рабочей среды о стенки трубы, шероховатость которых может быть различна из-за отложений на внутренней поверхности трубы.
Потери сопротивления в местных сопротивлениях (резкие сужения или расширения, повороты, отводы, арматура и т. д.) возникают из-за отрыва пограничного слоя
от стенки и образования вихрей в потоке, в которых теряется значительное количество энергии. Разновидностью потерь в местных сопротивлениях являются потери
при поперечном обтекании трубных пучков жидкостью или газовым потоком, так как
основу этих местных сопротивлений составляют последовательные расширения и
сужения проходного сечения. Коэффициент местного сопротивления при поперечном
обтекании трубного пучка зависит от вида пучка (шахматное, коридорное или другое), от шага труб, их диаметра и количества рядов труб.
70
Потеря давления от ускорения вы- зывается изменением удельного объёма и
скорости потока. Эта потеря может возникать от увеличения паросодержания потока
при обогреве, уменьшения сечения трубы и т. д. В связи с этим вся масса потока, которая практически не изменяется, должна приобрести другую скорость, а на это затрачивается энергия.
Нивелирная потеря напора при движении рабочей среды определяется затратой
энергии на подъём массы рабочей среды от уровня входного коллектора до уровня
выходного. Эта энергия используется на преодоление силы тяжести. При опускном
движении потока будет иметь место освобождение такого же количества раннее затраченной энергии. Нивелирная составляющая полного перепада давления для любого потока (однофазного или двухфазного) вертикально движущегося потока определяется по формуле:
∆рнив=ρсрgH, где:
ρср – средняя плотность потока на участке высотой Н, кг/м3;
g – ускорение свободного падения, м/с2.
Нивелирная потеря напора учитывается с положительным знаком при подъёмном
движении и с отрицательным при опускном движении.
Современные мощные прямоточные парогенераторы сверхкритического давления
выпускаются в блочном исполнении. Экраны топочной части состоят из большого
количества параллельно включённых панелей, панели имеют входной и выходной
коллекторы и вваренные в них трубы. Нагреваемая среда совершает главным образом
подъёмное или подъёмно-опускное движение, и поэтому гидравлическая характеристика прежде всего зависит от нивелирной потери напора, так как при таких огромных давлениях плотность потока меняется незначительно, чем для пароводяной смеси
при докритических давлениях.
2.2.4. Тепловая и гидравлическая разверка.
Для обеспечения надёжности очень важно, чтобы все параллельные трубы поверхности нагрева работали в расчётных условиях. На практике же приходится считаться
с неодинаковыми гидравлическими характеристиками труб (различие в диаметре,
длине, шероховатости) и неодинаковыми тепловыми характеристиками труб (различный обогрев из-за неодинакового их расположения по отношению к потоку продуктов сгорания, неодинакового шлакования, загрязнения и тому подобное).
В параллельно включённых трубах поверхностей нагрева котла может возникать
неравномерность тепловосприятия и распределения воды и пароводяной смеси, а
вследствие этого устанавливается неодинаковый температурный режим металла труб.
Трубы, находящиеся в наиболее опасных температурных условиях, называются
разверенными.
Таким образом, выполнение требований надёжного охлаждения различных
поверхностей нагрева усложняется тепловой и гидравлической неравномерностью работы параллельно включённых труб, связанных с рядом их конструктивных особенностей и условий эксплуатации.
Тепловая и гидравлическая неравномерности характеризуются рядом коэффициентов. Коэффициент температурной разверки:
𝝆т =
𝒕тк
𝒕к
71
=𝟏+
𝜹𝒕т
𝒕к
, где:
𝒕тк и tк – средние температуры в элементе циркуляционной системы и рабочей среды в
разверенной трубе, 0С;
Δtт – превышение температуры рабочей среды в наиболее нагретой трубе над средней
температурой среды, 0С.
Коэффициент тепловой разверки:
∆𝒉
𝜹𝒉
𝝆𝒒 = т = 𝟏 + т , где:
∆𝒉эл
∆𝒉эл
∆hт и ∆hэл – приращения энтальпии в отдельной трубе и среднее в элементе (например, в экранной секции котла), КДж/кг;
Δhт – превышение приращения энтальпии в разверенной трубе над средним приращением энтальпии в элементе, КДж/кг.
Тепловая разверка является более общим показателем изменения теплового состояния рабочей среды в трубе. Зная ∆hт и ∆hэл, можно определить максимальную температуру рабочей среды и максимальную температуру металла трубы. Эти данные дают
возможность построить разверочные характеристики системы труб секции, контура,
экрана и т. д. Эти характеристики иллюстрируют условия работы труб при различных
тепловых неравномерностях в пределах в этой системе (например, в экранах). В
наиболее опасных условиях оказываются наиболее обогреваемые трубы, но в то же
время получающие наименьший расход рабочей среды. Для наиболее разверенных
труб обязательна должна осуществляться проверка надёжности на длительную прочность и предотвращение окалинообразования.
В системе параллельных труб с принудительным движением рабочей среды (питательным насосом), объединённых общими коллекторами на входе и на выходе, необходимо обеспечить равномерное распределение среды по всем трубам. Однако в реальных условиях всегда имеет место та или иная неравномерность распределения
расходов среды, то есть гидравлическая разверка. Она может возникать в результате
различия гидравлических сопротивлений труб в пучке, влияния коллекторного эффекта из-за изменения давления по длине коллектора. Такие разверки возникают в
основном в поверхностях нагрева пароперегревателей и в меньшей степени в эконо
майзерах. Однако гидравлическая разверка проявляется главным образом в испарительной зоне прямоточных котлов и в кипящих экономайзерах, то тесть в зоне резкого изменения удельных объёмов среды.
Коэффициент гидравлической разверки равен:
𝝆г =
𝑮т
𝑮эл
,
где:
Gт и Gэл – расходы рабочей среды в разверенной трубе и средний в трубах элемента
(например, в пароперегревателе), кг/с.
2.2.5. Водный режим и качество пара котлоагрегатов.
Надёжная и экономичная работа котлоагрегата и паровой турбины возможна при
обеспечении отсутствия внутренних отложений на поверхностях нагрева, снижении
до возможного минимума коррозии конструкционных материалов и получении в кот-
72
ле пара высокой чистоты. Эти задачи ре- шаются организацией рационального
водного режима, включающего в себя надлежащую обработку питательной воды в
сочетании
с определёнными конструктивными мероприятиями и соответствующую очистку питательной и добавочной воды от имеющихся в них газообразных и твёрдых примесей,
которые могут находиться как в растворённом, так и во взвешенном состоянии.
Вместе с питательной водой в котлоагрегаты поступают различные минеральные
примеси, в том числе соединения кальция, магния, алюминия, меди и прочее. Все
примеси, находящиеся в воде, делятся на трудно- и легкорастворимые.
Накапливаясь в котле по мере испарения воды, примеси после наступления состояния насыщения начинают из воды выпадать. Центрами кристаллизации служат шероховатости на поверхностях нагрева. Вещества, кристаллизующиеся на поверхности
нагрева, образуют плотные и прочные отложения -- накипь. Вещества, кристаллизующиеся в объёме воды, образуют плотные и прочные отложения – накипь. Образование накипи на поверхностях нагрева объясняется процессами взаимодействия между
противоположно заряженными частицами накипеобразователей и металлической
стенкой. Образовавшаяся первичная накипь является основой для отложения вторичных видов накипи – прикипевшего шлама, отложений продуктов коррозии металла.
Накипь имеет низкую теплопроводность, поэтому даже малый слой накипи приводит к резкому ухудшению условий охлаждения металла поверхностей нагрева и
вследствие этого к повышению его температуры. При этом у поверхностей нагрева,
расположенных в области высоких температур (экраны, фестоны, первые ряды труб
конвективного пучка), температура металла может превысить предельную по условиям прочности, и стены начинают утоняться, что приводит к их разрыву. Накипь недопустима и в поверхностях нагрева, расположенных в зоне более низких температур,
так как приводит к уменьшению КПД котла в результате уменьшения коэффициента
теплопередачи и связанного с этим повышения температуры уходящих газов.
С целью поддержания требуемой концентрации солей в барабане котла применяют
непрерывную и периодическую продувки.
Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах
котла, и производится из нижних барабанов и коллекторов котла через каждые 12÷16
часов.
Непрерывная продувка р, %, устанавливается по допустимой концентрации в воде
котлоагрегата растворимых примесей и выражается в процентах паропроизводительности котлоагрегата:
𝑫пр
р=
𝟏𝟎𝟎 %, где:
𝑫
Dпр -- расход продувочной воды, кг/с;
D – номинальная паропроизводительность котла, кг/с.
Перед входом в расширитель продувочная вода (Dпр)
ПГ
проходит через редуктор, и в расширитель поступает пароводяная смесь, которая разделяется в нём на относительно чистый пар, отводимый в один из теплообменников ре-генеративной системы турбоустановки, и воду (сепарат или
Dпр1 hпр1 концентрат), с которой выводятся соли и различные примеси, удаляемые из парогенератора с продувочной водой.
73
Количе-
ство пара, сепарируемого в расширителе
и возвращаемого в питательную систему, достигает 30% расхоС
да продувочной воды, а количество возвращаемого тепла
Dпр hпр
-- около 60%, при двухступенчатом расширении – ещё выше.
Тепло продувочной воды используется дополнительно в охладителе продувки для подогрева добавочной воды.
Dп1 hп1
На электростанциях обычно применяется двухступенчатая
продувка.
В прямоточных котлах продувки не применяются, а в период ремонта или останова с какой-либо целью проводят водные и кислотные промывки
для удаления осевших на трубах примесей.
2.2.6. Сепарация и промывка пара.
В насыщенном водяном паре могут находиться различные примеси: газы N2, NH3,
CO2 H2, соли и кислоты минеральных и органических веществ, оксиды металлов,
взвешенные или растворённые в пара.
Минеральные примеси могут отлагаться в трубах пароперегревателя, в арматуре
паропроводов и в проточной части турбины в количестве, недопустимой для их нормальной работы. К качеству насыщенного пара барабанных котлов предъявляются
жёсткие требования, установленные на основе опыта эксплуатации оборудования и
данных теплохимических испытаний. Например, для барабанных котлов от 4 до 10
МПа содержание СО2 в паре не должно превышать 5÷10 мкг/кг, а в котлах выше 10
МПа СО2 не должно содержаться совсем (то есть содержание должно быть равно нулю).
В барабанных котлоагрегатах для улучшения качества насыщенного пара необходимо уменьшить содержание в нём капельной влаги и растворённых в паре веществ.
Уменьшение содержания в паре капельной влаги достигается в барабане котла различными способами, одним из которых является сепарация пара.
В современных барабанных котлах применяются в отдельности или в различных
сочетаниях сепарационные устройства (рис. 22а). Эти устройства должны погасить
кинетическую энергию поступающей в барабан пароводяной смеси с минимальным
образованием мелкодисперсных капель влаги, обеспечить равномерное распределение паровой нагрузки по площади зеркала испарения, осуществить выделение из потока пара капель влаги.
В сепарационных устройствах используются следующие принципы сепарации
капель влаги из пара: гравитационная, инерционная, плёночная.
Эффективность гравитационной сепарации пропорциональна разности плотности
воды и пара, то есть зависит от давления, от размеров капель воды, скорости потока
пара и т. д. Крупные капли влаги, попадая на жалюзи, выпадают из потока и в паре
остаются частицы размером менее 50 миллимикрон (рис. 22б). Для этого необходимо
погасить скорость потока. С этой целью в водяное пространство помещают дырчатый
лист, который гасит кинетическую энергию потока и равномерно по всей площади
распределяет поток. Отделение капелек влаги от пара осуществляется в паровом пространстве.
74
Отделение более крупных капель воды от пара может быть осуществлено при
резком ускорении потока пара и последующем уменьшении его скорости. Кроме того
под воздействием центробежных сил, возникающих при подводе пароводяной смеси,
капельки влаги с большим размером будут отбрасываться к стенке барабана. Простейшим инерционным сепаратором являются глухие или дырчатые стальные листы,
размещённые вертикально или наклонно, которые одновременно используются для
гашения кинетической энергии пароводяной смеси и отделения основной массы воды
от пара (рис. 7б).
В качестве закручивания потока влажного пара может использоваться циклон (рис.
22в). Циклонные сепараторы обеспечивают эффективное отделение капель влаги за
счёт действия на них центробежных сил, отбрасывающих капли к стенке циклона, где
они задерживаются на плёнке воды, стекающей на зеркало испарения. Циклоны
обычно располагаются внутри барабана котла.
Плёночная сепарация основана на использовании способности налипания мелких
капель воды, не обладающих инерционными свойствами, на увлажнённую развитую
поверхность при соприкосновении с ней потока влажного пара. При ударе потока
влажного пара о такую поверхность в результате слияния мелких капель на ней образуется сплошная водяная плёнка, которая достаточно прочна и не срывается паро, но
в то же время беспрепятственно и непрерывно дренируется в водяное прост-ранство
барабана.
Во всех внутрибарабанных сепараторах в качестве второй ступени используется
жалюзийное устройство.
Механические способы сепарации позволяют удалить из пара относительно крупные частицы воды. А от веществ, находящихся в паре высокого давления в виде молекулярных растворов, пар может быть очищен промывкой его чистой водой. Практически промывка пара осуществляется пропуском его через слой воды. В паровом
пространстве барабана котла (рис. 23) размещается щит, на который подаётся питательная вода, стекающая затем в водяное пространство барабана. Щит выполняется в
виде системы корыт или с перфорированными по его площади отверстиями.
Пар, проходя сквозь слой питательной воды в корытах или через отверстия в щите,
частично очищается от солей, насыщая ими воду. Основной целью промывки пара
при высоком давлении является снижение уноса кремниевой кислоты.
Промывку пара осуществляют только в барабанных паровых котлах, в которых солесодержание котловой воды достаточно большое. Наиболее чистой является питательная вода, поэтому её и используют для промывки пара. После промывки пар дополнительно сепарируется и влажность его доводится до нормируемых значений.
2.2.7. Ступенчатое испарение.
Улучшить качество пара, не увеличивая количества продувочной воды, выводимой
за пределы котлоагрегата, возможно при использовании метода ступенчатого испарения. Согласно «Правил технической эксплуатации электростанций и тепловых сетей»
непрерывную продувку следует выбирать в пределах 0,3÷0,5% при восполнении потерь конденсата дистиллятом испарителей или обессоленной водой и 0,5÷2% при
восполнении потерь химически очищенной водой. И всё же более совершенной явля-
75
ется организация получения чистого пара при использовании метода ступенчатого
испарения.
Метод ступенчатого испарения заключается в том, что водяной объём барабана
котла делится поперечными перегородками на несколько отсеков, к каждому из которых присоединена своя группа контуров циркуляции. Питательную воду подают в
первый самый большой отсек. Котловая вода из первого отсека через отверстие в перегородке поступает во второй, третий и т. д отсек, а продувку осуществляют через
остальные небольшие отсеки.
Вследствие последующих внутренних продувок, в водяном объёме барабана создаётся «химический перекос», когда количество примесей в котловой воде каждого
последующего отсека устанавливается бо/льшим, чем в предыдущем. Отвод воды из
барабана котла с непрерывной продувкой осуществляется из последнего по ходу воды
отсека. Весь пар отводится из парового пространства первого отсека барабана.
Задание на дом: стр. 10÷13, 124÷162.
Тема 2.3. Парообразующие поверхности нагрева паровых котлов (1 час).
2.3.1. Тепловосприятие поверхностей нагрева парогенератора.
Парообразующие поверхности парогенераторов всегда располагаются в топочной
камере и воспринимают теплоту радиацией. Парообразующие поверхности нагрева
– это котельные пучки труб, омываемые горячими топочными газами, фестон на
выходе газов из топки, представляющий полурадиционную поверхность,
настенные топочные экраны с радиционным обогревом.
В зависимости от вида сжигаемого топлива топочные экраны воспринимают
35÷50% полного количества теплоты, передаваемой рабочей среде в топке котла.
Фестон, как испарительная поверхность нагрева может быть выполнена в виде небольшого трубного пучка, включённого в цикл естественной циркуляции котла. Особенностью каждого фестона является разрядка его труб (фестонирование), то есть
трубы фестона имеют большой шаг, и между ними образуется широкий проход с целью создания свободного прохода для топочных газов и летучей золы, а также для
предохранения труб от сплошного зашлаковывания. Иногда роль фестона могут выполнять и змеевики пароперегревателя, которые подвергаются фестонированию на
входе газов в перегреватель.
На рис. 1 показаны испарительные поверхности, а на рис. 24 – настенные экраны
различного типа.
Испарительные радиационные поверхности нагрева котла размещаются в топочной камере в радиационной шахте, а конвективные – в послетопочных газоходах котла, то есть в конвективной шахте. Радиационные поверхности нагрева выполняются
настенными экранами.
До середины прошлого века экраны выполнялись гладкотрубными, подвешенными
к каркасу котла (рис. 2а). Затем начали применяться мембранные экраны из плавниковых труб или с вставками (рис. 2б и в).
Мембранные конструкции, выполняемые в виде газоплотных вертикальных панелей, имеют ряд преимуществ: повышенное тепловое восприятие, отсутствие
76
присосов
воздуха,
меньший
(на 10÷15%) удельный расход металла,
высокая заводская блочность поставки.
При необходимости сжигания твёрдого топлива при очень высокой температуре
(>15000С) тепловосприятие экранов искусственно снижают, для чего экраны выполняют футерованными (ошипованными), то есть к трубе приваривают стальные шипы
(рис 2г и д) диаметром 10÷12 и высотой 15÷20 мм, которые служат проводниками
теплоты.
2.3.2. Топочные экраны прямоточных котлов.
В прямоточных парогенераторах принудительное движение пароводяной смеси
определяет возможность расположения испарительных поверхностей нагрева любым
образом: вертикально, горизонтально или с подъёмно-опускным движением потока. В
зависимости от расположения трубы этих экранов получают различное количество
теплоты как по высоте топочной камеры, так и по её ширине и глубине.
В прямоточных котлоагрегатах кратность циркуляции рабочей среды в экранах
равна единице, а при естественной циркуляции она составляет от 10 до 20. Кроме того, скорость рабочего вещества в прямоточных котлах примерно в 2 раза больше, чем
при естественной циркуляции. Поэтому необходимое сечения для пропуска рабочего
вещества в 40 раз меньше, чем в котле с естественной циркуляцией. В прямоточных
котлах весь поток рабочего вещества можно пропустить только через 2÷4 секции, которые называются лентами. Лента состоит из 40÷60 труб и имеет ширину 2÷3 метра.
В целях уменьшения массы трубной системы топочные экраны мощных парогенераторов высокого давления изготавливают из труб небольшого внутреннего диаметра
(25÷40 мм). Уменьшение диаметра труб при сохранении массовой скорости потока
требует увеличения числа параллельных труб. Всё это (увеличение мощности котла и
уменьшение диаметра труб) приводят к увеличению ширины ленты.
Чем шире горизонтальная лента, тем больше влияние неравномерности обогрева
по высоте топки параллельных труб, образующих эту ленту. Поэтому, желая сохранить небольшой диаметр труб, мощные котлы выполняются не с одним потоком рабочей среды, а с двумя÷четырьмя параллельными потоками (лентами). Вертикальные
экраны удобно выполнять в виде блоков, представляющих собой систему вертикальных труб, объединяемых на концах общими коллекторами. Трубы верхней и нижней
частей экрана крепятся к каркасу котла. Для выравнивания расхода рабочей среды по
параллельным трубам панели на входе в каждую трубу из нижнего коллектор устанавливают дроссельные шайбы, которые тщательно рассчитываются.
2.3.3. Особенности газоплотных экранов и
методы повышения их надёжности.
В газоплотных котлах топочные экраны выполняются в виде вертикальных панелей. Допустимая разность температуры стыкуемых труб по условиям прочности не
должна превышать 50÷1000С. Газоплотные топочные экраны работают в тяжёлых
условиях: высокие давления рабочего тела, высокие температуры и агрессивная среда
газового потока, большая интенсивность обогрева.
Поэтому очень важно повысить надёжность работы газоплотных топочных экранов, что достигается максимально возможным уменьшением разности температуры
77
стыкуемых труб. Это достигается рецир- куляцией продуктов сгорания и рабочей
среды, перемешиванием рабочей среды по длине экранов и т. д.
Рециркуляция рабочей среды основана на увеличение расхода её через высоконапряжённые топочные экраны части потока с менее высокой температурой. Низкотемпературный поток подаётся в специальный смеситель, куда подаётся и часть горячего
потока. Эти потоки перемешиваются и рециркуляционным насосом подаются в топочный экран, снижая прирост энтальпии рабочей среды.
1– двухходовой топочный экран; 2 – смеситель;
3 – насос рециркуляции.
Рециркуляция продуктов сгорания является более эффективным способом уменьшения
разности температуры стыкуемых труб. Часть
продуктов сгорания перед экономайзером при
температуре около 3500С забирается и подаётся
к топочным экранам в зону максимального тепловыделения. Газовая рециркуляция приводит
2
3
к снижению температуры в топке и уменьшению
тепловых нагрузок. Это особенно важно для газомазутных котлов, у которых топочные экраны подвергаются интенсивному теплообмену.
Газоплотные сварные экраны интенсифицированной поверхностью нагрева. Они
имеют на 10÷15% меньшую массу по сравнению с гладкотрубными. Газоплотные
сварные экраны не требуют тяжёлой обмуровки, достаточно лёгкой теплоизоляции.
Шаг труб газоплотных экранов несколько больше, так как между трубами ввариваются проставки между трубами, что и создаёт плотность экранов. Соответственно сокращается количество труб в газоплотных экранах.
Под действием высоких температур у газоплотных экранов отсутствует температурное перемещение труб. Газоплотные сварные панели предъявляют повышенные
требования к равномерности условий работы труб.
Потолочные экраны также выполняют из отдельных блоков газоплотных панелей.
Однако обеспечение плотности в потолочном экране представляет наибольшие труд
1
ности, так как через потолок проходит вверх к коллекторам огромное количество
труб других поверхностей нагрева.
Задание на дом: стр. 163÷171.
Тема 2.4. Пароперегреватели.
2.4.1. Классификация пароперегревателей.
Пароперегреватель предназначен для перегрева поступающего в него насыщенного пара до заданной температуры. Он является одним из наиболее ответственных элементов парогенератора, так как температура пара в нём достигает
78
наибольших значений и его металл рабо- тает в условиях, близких к предельно допустимым.
По виду тепловосприятия пароперегреватели различают конвективные, которые располагаются в конвективном газоходе; радиационные, которые устанавливаются на стенах топочной камеры и получают теплоту радиацией; полурадиационные ширмовые, которые устанавливают в верхней части топки и частично в горизонтальном газоходе между радиационными и конвективными поверхностями нагрева.
По назначению пароперегреватели делятся на основные, в которых перегревается пар высокого давления, и промежуточные, в которых перегревается пар,
частично отработавший в турбине.
Конвективные пароперегреватели выполняются из стальных труб внутренним
диаметром 20÷30 мм. В промежуточных пароперегревателях внутренний диаметр достигает 50 мм. Обычно для пароперегревателей применяются гладкие трубы, так как
они дешевле ребристых; гладкие трубы меньше подвержены наружным отложениям и легче подвергаются очистке. Недостаток гладкотрубных поверхностей
нагрева – это ограниченное тепловосприятие при умеренных скоростях газового
потока.
Однако для большего тепловосприятия для изготовления пароперегревателя стали
применять оребрённые трубы. Различают продольное оребрение из плавниковых труб
(рис. 25а) и поперечное оребрение (трубы с поперечными кольцевыми рёбрами (рис.
25б). Интенсифицировать внутренний теплообмен в горячей части пароперегревателя
можно применением труб с внутренним продольным оребрением (рис. 25в). Такая
конструкция, развивая внутреннюю поверхность нагрева, существенно уменьшает
температуру стенки трубы.
Из труб пароперегревателя образуют змеевики. Концы змеевиков приваривают к
коллекторам круглого сечения. Змеевики пароперегревателей располагают вертикально и горизонтально. Вертикальные пароперегреватели более удобны в конструктивном отношении, проще и надёжнее их крепление, они меньше подвержены шлакованию, но недренируемые, то есть невозможен непосредственно слив конденсата, что
вызывает стояночную коррозию и некоторые трудности при растопке котлоагрегата.
Горизонтальные пароперегреватели конструктивно более сложны в части креплений,
но допускают полный слив конденсата, что упрощает их эксплуатацию.
В зависимости от направления движения потоков пара и продуктов сгорания
различают прямоточные, противоточные и смешанные схемы пароперегревателей.
В противоточном пароперегревателе (рис. 26а) достигается максимальный
температурный напор между продуктами сгорания и паром, что уменьшает поверхность нагрева и расход металла на изготовление пароперегревателя.
Недостатком этой схемы является опасность пережога змеевиков паром, так
как температура пара здесь наиболее высокая, как и одновременно у газов, поэтому металл труб находится в тяжёлых температурных условиях.
При прямотоке (рис. 26б) температурный напор меньше, чем при противотоке. Работа металла лучше, так как змеевики с наибольшей температурой пара обогреваются продуктами сгорания, уже частично охлаждёнными на входном участке
пароперегревателя.
79
Оптимальных условий надёжности и умеренной стоимости конвективного пароперегревателя достигают в смешанной схеме (рис. 6в, г).
В барабанных котлах радиационный пароперегреватель размещают на потолке
топки, а если этого не достаточно, то его размещают и на вертикальных стенах. В
прямоточных котлах он размещается обычно на потолке и на стенах горизонтального
газохода. Преимущества радиационных пароперегревателей заключается в следующем: малое гидравлическое сопротивление (0,1÷0,2 МПа), отсутствие загромождений газохода и сопротивления по газовой стороне.
Ширмовые пароперегреватели обычно представляют собой систему труб, образующих плоские плотные ленты с входными и выходными коллекторами. Ширмы размещают на расстоянии 600÷1000 мм одна от другой вертикально или горизонтально.
Основное преимущество ширм – это сочетание лучистого и конвективного
теплообмена, что обеспечивает им высокую тепловую эффективность при незначительном сопротивлении с газовой стороны. Ширмовые пароперегреватели
воспринимают до 50% теплоты, идущей на перегрев.
Размягчённые частицы золы непрерывно налипают на ширмы и затвердевают на
трубах. Но вследствие вибрации труб ширмы самоочищаются, и отложения не достигают большой толщины. Недостаток вертикальных ширм с верхним расположением коллекторов – это недренируемость.
Обычно ширмовые поверхности выполняются из гладких труб. На ряде электростанций были опробованы мембранные ширмы из плавниковых труб. Они меньше
шлакуются, легче очищаются от наружных загрязнений.
2.4.2. Условия работы пароперегревателей и
методы повышения надёжности.
Перегретый пар имеет очень высокую температуру в котле. По условиям ползучести и окалинообразования металл пароперегревателя работает практически на пределе. Запас по температуре металла пароперегревателя весьма ограничен, и потому допустимая разверка и допустимое превышение температуры над расчётным значением
очень малы.
Вместе с тем в мощных котлоагрегатах с высоким перегревом пара и, следовательно, с большим тепловосприятием пароперегревателя действительная тепловая разверка может превысить допустимую, что резко понизит его надёжность.
В котлоагрегатах большой единичной мощности наблюдается значительная неравномерность обогрева по ширине газохода как вертикальных, так и горизонтальных
пароперегревателей. Так как радиационные и полурадиационные пароперегреватели
подвергаются интенсивному обогреву топочными газами снаружи и паром изнутри,
то температура их труб превышает температуру пара на 70÷1000С. Для надёжности
охлаждения труб применяется высокая скорость пара, значение которой определяется
в зависимости от плотности пара, которая в свою очередь связана с температурой и
давлением.
Пароперегреватель большей частью располагается в горизонтальном газоходе и
непосредственно за ним – на входе в конвективную шахту. Условия охлаждения труб
основных и промежуточных пароперегревателей различны. Основные пароперегрева-
80
тели охлаждаются паром с начала рас- топки котлоагрегата, поэтому их располагают не только в конвективных газоходах, но и в топке.
В промежуточном пароперегревателе пар поступает лишь при пуске турбины, поэтому длительное время они лишены охлаждения. То же самое наблюдается и при
аварийном останове котла. Во избежание перегрева металла труб промежуточный пароперегреватель выполняют в основном конвективным, реже ширмовым и располагают его в зоне умеренного обогрева при температуре продуктов сгорания не выше
8500С.
2.4.3. Компоновка пароперегревателей.
Современные пароперегреватели выполняются комбинированными, то есть они
включают в себя все тори вида конструкций пароперегревателей: радиационный, полурадиационный, конвективный. Расположение пароперегревателя в газовом потоке
котлоагрегата и последовательность включения отдельных видов конструкций пароперегревателя по тракту перегреваемого пар зависят от параметров пара.
Температура металла труб пароперегревателя существенно выше температуры
протекающего в нём пара.
Выбор места размещения пароперегревателя в потоке продуктов сгорания зависит
от параметров пара и определяется размещением парообразующих поверхностей. Так
в парогенераторах среднего давления (р=4 МПа и tпп=4400С), в которых тепловосприятие пароперегревателя не превышает 20% общего тепловосприятия котлоагрегата и
вся топочная камера занята парогенерирующими поверхностями, пароперегреватель
выполняют конвективным и размещают непосредственно за фестоном (рис. 27а).
Для защиты металла змеевиков от чрезмерно высокой температуры пароперегреватель выполняют по смешанной схеме. Расположение труб вертикальное, пароперегреватель недренируемый.
В котлоагрегатах с давлением 10 МПа и температурой перегрева 5400С (рис. 27б)
пароперегреватель состоит из конвективной и ширмовой частей. Ширмовый пароперегреватель размещён в верхней части топки до подвесных труб заднего экрана, а
конвективный – в горизонтальной перемычке конвективного газохода за ними. Располагаемые первыми по ходу продуктов сгорания ширмы защищают от шлакования
конвективный пароперегреватель. Обе части пароперегревателя включают последовательно. Пар из барабана котлоагрегата после прохождения небольшой радиационной
части (потолочного экрана) проходит ширмовый пароперегреватель, а затем конвективный.
В котлоагрегатах с давлением 14 МПа и температурой пара 545 0С и температурой
после промперегрева пара также 5450С имеются два самостоятельных пароперегревателя: основной и промежуточный (рис. 27в). Компоновка основного пароперегревателя не отличается от компоновки пароперегревателя котлоагрегатов с давлением 10
МПа и температурой 5400С. Промежуточный пароперегреватель располагается в конвективной шахте в зоне умеренных температур продуктов сгорания 8500С.
При закритических параметрах пара (давление 25,5 МПа и температура свежего и
промежуточного пара 5450С) доля теплоты, затрачиваемая на перегрев пара, сильно
возрастает, и часть пароперегревателя свежего выносят в топку. В этом случае пароперегреватель состоит из радиационной, ширмовой и конвективной частей (рис. 27 г).
81
При выборе схемы включения элементов пароперегревателя учитываются более
тяжёлые условия работы радиационной части по сравнению с конвективной. Поэтому
радиационную часть пароперегревателя, как правило, включают первой по ходу пара.
В этом случае после топочных экранов пар направляется в потолочный экран, затем
последовательно включены ширмовый и конвективный пакеты.
Промежуточный пароперегреватель выполнен в виде двух конвективных пакетов.
Оба подогревателя (и основной, и промежуточный) дренируемы.
2.4.4. Регулировочные характеристики пароперегревателя.
Регулировочная характеристика пароперегревателя – это зависимость температуры перегретого пара от нагрузки котлоагрегата. Для пароперегревателей различных систем она различна. Характерной особенностью радиационного пароперегревателя является снижение температуры перегретого пара с повышением нагрузки
(рис. 28, кривая 1). В радиационной поверхности нагрева количество передаваемой
теплоты зависит в основном от теоретической температуры сгорания топлива, степени черноты топки и т. д. Эти величины весьма слабо зависят от количества сжигаемого топлива и от нагрузки котла. Поэтому в радиационном пароперегревателе тепловосприятие растёт медленнее увеличения расхода пара через него. В конвективном
пароперегревателе количество проходящих через него продуктов сгорания увеличивается.
Тепловосприятие конвективной поверхности нагрева пароперегревателя можно найти
из следующего уравнения:
Qк=k∆tH, где:
k
–
коэффициент
теплопередачи,
0
КДж/(кг∙ С∙м);
∆t – температурный напор, 0С;
Н – поверхность нагрева, м.
В барабанных котлоагрегатах с понижением температуры питательной воды необходимо увеличить расход топлива на догрев воды
до кипения в парообразующих поверхностях нагрева. В прямоточных котлах, наоборот, низкая температура питательной воды вызывает соответствующее понижение и
температуры перегретого пара, так как тепловыделение сохраняется постоянным. Поэтому нужно увеличить избыток воздуха в топке, что в свою очередь повысит количество продуктов сгорания, омывающих конвективный пароперегреватель. Интенсификация теплообмена при этом увеличивается, и температура перегретого пара увеличивается.
2.4.5. Методы регулирования температуры перегретого пара.
Различают два основных метода регулирования температуры перегрева пара:
паровой и газовый.
82
Паровое регулирование основано на снижении энтальпии пара несколькими способами:
1. Путём отбора от пара части теплоты и передачи этой теплоты питательной воде.
2. Путём впрыска в пар обессоленной воды и её испарения.
Эти методы обычно применяются для регулирования температуры свежего пара.
Для регулирования температуры вторично перегрето пара также применяется паровое
регулирование, однако оно основано на перераспределении теплоты между свежим и
вторично перегретым паром.
Газовое регулирование основано на изменении тепловосприятия поверхности
нагрева с газовой стороны до значения, необходимого для получения заданной
температуры перегретого пара. К этому методу относятся:
1. Рециркуляция продуктов сгорания.
2. Байпасирование части потока продуктов сгорания мимо поверхности
нагрева пароперегревателя.
3. Изменение положения факела в топочной камере.
Газовое регулирование применяется для регулирования температуры вторич-но
перегретого пара, а если нет промперегрева, то и для регулирования температуры
свежего пара.
2.4.6. Паровое регулирование.
Паровое регулирование получило широкое применение и осуществляется главным
образом в двух вариантах: охлаждение пара в поверхностных пароохладителях, которые представляют собой паропаровых теплообменник, и впрыскивание в поток перегретого пара чистого конденсата, то есть впрыскивающие пароохладители. Впрыскивающие и поверхностные пароохладители применяются для регулирования температуры свежего пара. Для вторичного перегрева этот метод регулирования осуществляется в паропаровых теплообменниках. Впрыск конденсата в поток вторично перегретого пара экономически не выгоден, так как образующееся за счёт впрыска дополнительное количество перегретого пара вместе с основным потоком пара поступает в
турбину, минуя её цилиндр высокого давления, и увеличенное количество пара для
турбины просто не нужно.
Пароохладитель можно устанавливать за пароперегревателем, в рассечку, то есть
между ступенями пароперегревателя, на стороне насыщенного пара (рис. 29). При
установке пароохладителя на выходе (рис. 29а) пароперегреватель остаётся незащищённым от высокой температуры пара, поэтому для регулирования температуры перегретого пара такой метод не применяется.
Установка пароохладителя по остальным по остальным вариантам защищает и
турбину и пароперегреватель. Однако меньшей инерционностью обладает регулирование температуры при установке пароохладителя в рассечку (рис. 29б). При таком
способе регулирования сокращается не только длина пути пара после регулятора, но
и время, необходимое для изменения количества теплоты. Установка пароохладителя
на стороне насыщенного пара (рис. 29в) приводит к большому запаздыванию регулирования.
Впрыскивающие пароохладители (рис.30) весьма требовательны к качеству воды,
используемой для впрыска. Паро-паровые теплообменники являются частью поверх-
83
ности нагрева промежуточного паропере- гревателя, воспринимающий теплоту от
перегретого пара и располагаемой вне газового тракта. Остальная часть теплоты воспринимается в поверхностях нагрева, размещаемых в конвективном газоходе. Все
эти поверхности включаются между собой последовательно.
2.4.7. Газовое регулирование.
Газовое регулирование осуществляется рециркуляцией продуктов сгорания,
поворотными горелками, переключением ярусов горелок, байпасированием
продуктов сгорания.
Газовое регулирование применяется для поддержания требуемой температуры вторично перегретого пара, но оно связано с изменением топочного режима и
потому влияет на температуру и перегретого пара. Газовое регулирование вызывает дополнительные расходы энергии на тягу и потерю теплоты с уходящими газами, а также оказывает влияние на температуру перегретого пара, что усложняет эксплуатацию парогенератора.
Требуемая температура перегретого пара не обеспечивается газовым регулированием, поэтому в современных парогенераторах его применяют совместно с паровым.
При наличии промперегрева пара неизбежно применение двух независимых методов
регулирования.
Регулирование рециркуляцией продуктов сгорания производят следующим образом. Отбираемые из конвективной шахты, обычно после экономайзера, при температуре 250÷3500С рециркуляционным дымососом продукты сгорания нагнетаются в топочную камеру, что позволяет перераспределять теплоту между отдельными поверхностями нагрева в зависимости от принятого коэффициента рециркуляции:
𝒓рц =
𝑽рц
𝑽г
, где:
Vрц – возврат части газов, м3/с;
Vг -- расход топочных газов, м3/c/
Обычно коэффициент рециркуляции изменяется от 5 до 30% и увеличивается по
мере снижения нагрузки котла. Чем он выше, тем больше полученный тепловой эффект. Рециркуляционные продукты сгорания можно вводить в верхнюю или нижнюю
часть топки. Рециркуляция увеличивает количество газов, проходящих через па
роперегреватель. Это вызывает усиление конвективного теплообмена и, следовательно, повышение температуры перегретого пара.
Недостатком метода регулирования рециркуляцией продуктов сгорания является необходимость дополнительного оборудования и увеличение собственных
нужд электростанции на привод дымососа и т. п. Это в значительной мере окупается экономией металла и арматуры пароперегревателя, устанавливаемой при паровом регулировании. При высокой зольности топлива рециркуляция продуктов сгорания приводит к увеличению золового износа поверхностей нагрева.
Вторым способом газового регулирования является изменение положения факела в
топке. Тепловосприятие топочных экранов определяется не только уровнем температуры в топке, но и характером её распределения. Изменяя положение факела, можно
увеличить или уменьшить тепловосприятие в топке, а, следовательно, и температуру
//
продуктов сгорания на выходе из топки 𝜗т . Это в свою очередь изменяет тепловос-
84
приятие промежуточного пароперегрева- теля в конвективном газоходе. Обычно го
релки поворачивают или в нижнее положение, и температура газов на выходе из топки уменьшается, или в верхнее положение, что приводит к уменьшению тепловосприятия экранов и росту температуры продуктов сгорания на выходе из топки.
Положение факела изменяют также переключением горелок, расположенных в несколько ярусов. Например, если при трёх ярусах суммарный расход топлива через
них соответствует 150% паропроизводительности котла, то включение любых двух
ярусов обеспечивает работу котла со стопроцентной нагрузкой. Поэтому при большой нагрузке котла, когда перегрев пара растёт, включают нижние ярусы горелок, а
при малой нагрузке, наоборот,-- верхние.
Регулирование температуры перегретого пара байпасированием продуктов
сгорания выполняется изменением расхода продуктов сгорания через холостой
газоход между пакетами пароперегревателя и распределением продуктов сгорания по параллельным газоходам, в которых расположены различные поверхности нагрева.
Байпасирование продуктов сгорания через холостой газоход осуществляется газовыми заслонками – шиберами. При холостом газоходе газовые заслонки работают в
тяжёлых температурных условиях, коробятся, и поэтому такая схема применяется
редко. Недостаток этого метода – усложнение и удорожание котельной установки.
Стр. 172÷188, 208÷214.
Практические занятия №6.
Изучение схем пароперегревателей.
Пароперегреватель парогенератора ТП-200-2 (рис. П-1) двухниточный, изготовлен
из труб Ǿ38×3,5 мм. Котёл Таганрогского котельного завода, пылеугольный, 200 –
производительность котлоагрегата (200 т/ч), 2 – номер серии.
Конвективный пароперегреватель расположен за конвективным пучком. Пароперегреватель этого котла -- смешанного типа: первая по ходу газа ступень – прямоточная, а вторая – противоточная, расположение змеевиков -- коридорное.
Пар из барабана котла поступает в пароохладитель, а затем в первую ступень по
ходу пара противоточного типа, и вторую – прямоточного типа.
85
86
Котлоагрегаты высокого давления (9,7 МПа и
t=5000С) выпускались Таганрогским (ТП-230-2) и
Подольским (ПК-10) заводами. Во всех этих котлах
пароперегреватель целиком
конвективный и располагается за фестоном в горизонтальном газоходе.
Пароперегреватель котлоагрегата ТП-230-2 состоит из двух ступеней: первая
по ходу газов прямоточная,
а вторая – противоточная.
Для защиты лобовых змеевиков от излучения газового объёма во второй ступени первая петля по ходу газов выполнена прямоточной.
Пар из барабана котлоагрегата поступает в пароохладитель (рис. П-2, П-3),
а затем в потолочные трубы
Ǿ38×4,5 мм и змеевики
второй ступени. Из промежуточных коллекторов пар
направляется в прямоточную ступень, выполненную
из стали 15ХМ.
В котельном агрегате ПК-10 Подольского котельного завода (паропроизводительность –220 т/ч, давление пара 9,7 МПа, температура пара 5400С) пар из барабана поступает в поверхностный пароохладитель, а из пароохладителя по двойным змеевикам (в количестве 104 змеевиков) противоточной части пароперегревателя в выходную камеру.
Из выходной камеры пар перебрасывается десятью трубами Ǿ108×9 мм с одной
стороны газохода на другую во входные камеры, расположенные по бокам газохода, и
поступает в прямоточную часть двумя потоками.
87
В выходной камере оба
потока
объединяются
и
направляются в третью ступень, расположенную в центре газохода. Третья ступень
пароперегревателя является
прямоточной. Трубы первой
ступени выполнены из стали
20 Ǿ38×4,5 мм, а второй и
третьей ступени – из труб
Ǿ42×5 мм.
88
Радиационный
подогреватель
котлоагрегата ТП-240-1 занимает
верхнюю половину фронтовой
стенки котлоагрегата и наклонный
потолок. Пар из барабана котла
проходит вниз по средней панели, а
затем переходит в боковые панели.
Пароперегреватель этого котлоагрегата выполнен из стальных
труб Ǿ42×6 мм.
Таганрогским котельным заводом были предложены конструкции
ширмовых
пароперегревателей
(рис. П-7).
Ширмовые пароперегреватели конструкции
ТКЗ являются полурадиационными пароперегревателями. Они состоят из восьми – шестнадцати U–образных труб, объединённых входными и выходными коллекторами. Ширмы размещают в верхней части топки, на выходе из неё,
на расстоянии 600÷1000 мм одна от другой.
Большие газовые объёмы между ширмами
при температуре 1000÷12000С создают интенсивный лучистый теплообмен. Кроме того, ширмы получают прямое излучение из
топочного объёма.
К радиационным относятся поверхности пароперегревателя, получающие более
90% теплоты за счёт излучения. Радиационный пароперегреватель располагается, как
правило, на потолке топочной камеры и в ряде случаев на стенах в виде вертикальной
панели (рис. П-8).
Так как радиационный пароперегреватель интенсивно обогревается топочными газами, то температура металла труб может быть на 70÷1000С выше температуры пара,
несмотря на высокие массовые скорости. Поэтому металл для радиационных пароперегревателей должен иметь очень высокое качество, а пар – относительно невысокую
температуру.
С ростом параметров пара и паропроизводительности котлоагрегаты выполняют с
более сложной схемой пароперегревателя. Котлоагрегат ТП-100 (640 т/ч, 13,8 МПа и
5700С, с промперегревом до 5700С) имеет Т-образную компоновку с симметричными
конвективными газоходами. Первичный пароперегреватель состоит из радиационной,
ширмовой и конвективной частей. Вторичный пароперегреватель выполнен конвек-
89
тивным.
90
На схемах (рис. П-9 и П-10) видно большое количество перебросов с одной
стороны
Котлоагрегата на другую, а также из одного газохода в другой. Такая сложная схема необходима для обеспечения равномерной температуры пара по всем частям пароперегревателя.
В прямоточных парогенераторах комбинированные пароперегреватели применяются, начиная со среднего давления.
Так на прямоточном пылеугольном котлоагрегате ПК-33-83СП первичный пароперегреватель состоит из радиационной части и выходного конвективного пароперегре
91
вателя (10). Вторичный пароперегреватель котла состоит из двух пакетов ширм (19) и
(6), расположенных в конвективном горизонтальном газоходе.
Тема 2.5. Низкотемпературные поверхности нагрева.
2.5.1. Общие положения.
Низкотемпературными поверхностями нагрева называются поверхности,
расположенные в нижней части конвективной части котлоагрегата. В конце конвективного газохода находятся экономайзер и воздухоподогреватель, которые омываются газами со сравнительно низкой температурой, поэтому их и называют хвостовыми или низкотемпературными поверхностями.
В экономайзере температура металла имеет наименьшее значение из всех поверхностей, находящихся под давлением, а в холодной части воздухоподогревателя -- самое низкое давление в котельном агрегате. Кроме того, экономайзер и воздухоподогреватель в большей степени, чем другие поверхности, страдают от золового износа и
отложений летучей золы на трубах.
В экономайзер входит питательная вода, температура которой определяется тепловой схемой электростанции и зависит от температуры уходящих газов из котла. Обе
эти температуры определяются технико-экономическим расчётом.
Степень подогрева питательной воды в экономайзере может быть различной. Если
вода не догревается до кипения, то такие экономайзеры называются некипящими. Если вместе с подогревом воды в экономайзере образуется пар, то такие экономайзеры называются кипящими.
В современных котлоагрегатах оба типа экономайзеров выполняются одинаково,
поэтому название «кипящий» или «некипящий» характеризует лишь тепловую работу
экономайзера, а не его конструкцию.
Воздухоподогреватель работает в условиях, отличных от условий экономайзера и
других элементов водопарового тракта. Здесь наименьшие температурные напоры
между продуктами сгорания и воздухом и самый низкий коэффициент теплопередачи. Поэтому поверхность нагрева воздухоподогревателя превышает суммарную поверхность нагрева всех элементов водопарового тракта и для котлов мощных энергоблоков достигает десятков и сотен тысяч квадратных метров.
Нагретый воздух большей частью непосредственно подаётся в топочную камеру,
меньшей частью – в систему приготовления пыли на сушку, а затем охлаждённый в
мельничной системе вводится в топку.
2.5.2. Конструкции экономайзеров.
Экономайзеры выполняются в виде трёх конструкций: стальные гладкотрубные, стальные ребристые и чугунные. В стальных гладкотрубных экономайзерах
поверхность нагрева выполнена из гладких труб, в стальных ребристых – из труб,
имеющих наружные рёбра. Трубы с плавниками в газоходе располагают так, чтобы
плоскость плавников совпадала с направлением потока газа. Рёбра и плавники делаются для увеличения тепловоспринимающей поверхности со стороны газа. В совре
92
менных котлоагрегатах применяются исключительно стальные гладкотрубные экономайзеры, так как они менее зашлаковываются.
Стальной гладкотрубный экономайзер состоит из ряда параллельных согнутых в
виде змеевиков труб (рис. 31). На изогнутом участке трубы имеют место сужение сечения и утонение стенки, что снижает прочность.
Поверхность нагрева экономайзера выполняется из параллельно включённых
трубчатых змеевиков, которые, как правило, располагаются в шахматном порядке
(рис.32). Входные и выходные концы змеевиков объединяются соответственно входными (или распределяющими) и выходными (или собирающими) коллекторами, расположенными на стенках конвективного газохода.
Все эти наиболее опасные участки труб защищаются от износа различного рода
устройствами: манжетами, чехлами, прутками и другими способами. Защитные манжеты непосредственно закрывают наиболее изнашиваемую часть труб. Задача
накладок заключается в выравнивании поля скоростей и за счёт этого снижения
и величины местного износа.
На трубу в местах наиболее интенсивного износа (под углом 40÷450 к направлению газового потока), привариваются прутки (рис. 34). Их установка изменяет аэродинамику потока и характер движения золовых частиц, что снижает интенсивность
износа труб экономайзера.
В некоторых конструкциях экономайзеров гибы змеевиков выводятся из зоны активного действия газового потока путём размещения их в обмуровке котла или путём
изолирования огнеупорной массой. Изолирование огнеупорной массой используется
для гибов, расположенных посредине газохода.
Трубы экономайзеров выполняют из качественной углеродистой стали с наружным диаметром 26÷42 мм.
Кроме того, имеются конструкция так называемых мембранных экономайзеров.
Они более эффективны, чем гладкотрубные, и при одинаковых тепловосприятиях
требуют меньшего расхода металла и достаточно надёжные в эксплуатации.
2.5.3. Конструкции воздухоподогревателей.
Воздухоподогреватель является обязательным элементом современного мощного
парового котла. Роль воздухоподогревателя возрастает с повышением единичной
мощности котлоагрегата. Это связано с тем, что температура продуктов сгорания за
экономайзером ещё значительна (350÷4000С).
По принципу передачи тепла воздухоподогреватели делятся на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативных воздухоподогревателях тепло от газов
к воздуху передаётся непрерывно через стенку. В регенеративных воздухоподогревателях газ сначала нагревает металлическую или керамическую насадку, а
затем тепло, аккуммулированное в ней, передаётся воздуху. Таким образом, каждый элемент регенеративного воздухоподогревателя омывается попеременно то газом, то воздухом.
Рекуперативные воздухоподогреватели могут быть разделены на два основных типа: стальные и чугунные. Конструктивно эти подогреватели разделены на два основных типа: стальные и чугунные. Конструктивно эти подогреватели различаются фор-
93
мой теплопередающей поверхности и её толщиной, которая у стальных равна 0,5÷2
мм, а у чугунных свыше 6 мм.
Стальные воздухоподогреватели могут иметь поверхность нагрева, образованную
из плоских стальных листов или стальных труб. Соответственно воздухоподогреватели носят название пластинчатых или трубчатых. Пластинчатые подогреватели обладают большим весом, чем трубчатые, при меньшей надёжности работы. Поэтому в
последнее время пластинчатые воздухоподогреватели не изготовляются.
Основным типом рекуперативных воздухоподогревателей является стальной трубчатый воздухоподогреватель, который прост в изготовлении, но требует большого
расхода металла и занимает большой объём (рис. 36). Трубы стальные наружным
диаметром 30÷40 мм при толщине стенки 1,2÷1,5 мм своими концами приварены к
трубным доскам и расположены в шахматном порядке.
Внутри труб проходят продукты сгорания, теплота которых передаётся воздуху,
движущемуся между трубами. В собранном виде воздухоподогреватель представляет
собой жёсткую конструкцию.
В зависимости от скорости воздуха и величины поверхности нагрева воздухоподогреватели выполняются одно- и многоходовыми.
Трубы воздухоподогревателя на входном участке длиной 150÷200 мм изнашиваются в результате абразивного действия летучей золы. Для защиты от этого в трубы
вставляют разрезные вставки, которые закрывают трубу на наиболее опасном участке. Регенеративный воздухоподогреватель представляет собой вращающийся со скоростью 2÷5 об/мин цилиндр, внутренняя часть которого заполнена тонкими гофрированными стальными листами.
Наиболее благоприятные технико-экономические показатели имеют регенеративные воздухоподогреватели, за ними следуют трубчатые, причём с уменьшением диаметра труб уменьшаются габаритные, весовые и стоимостные показатели их.
2.5.4. Компоновка низкотемпературных поверхностей нагрева.
Рабочие процессы в воздухоподогревателе и экономайзере протекают различно.
Однако оба эти устройства по условиям тепловой работы взаимно связаны: они используют теплоту низкотемпературных продуктов сгорания, поэтому и экономайзер,
и воздухоподогреватель размещают последовательно в конвективной шахте.
Общими задачами при конструировании экономайзеров и воздухоподогревателей являются:
-- интенсификация теплообмена;
-- создание компактных малогабаритных элементов с умеренной затратой металла;
-- работа при минимальном золовом износе и коррозионных повреждениях.
В зависимости от величины поверхности нагрева воздухоподогревателя и от
скорости воздуха воздухоподогреватели выполняются одноходовыми и многоходовыми.
Различают одноступенчатую и двухступенчатую компоновки низкотемпературных поверхностей нагрева.
94
При одноступенчатой компоновке экономайзер и воздухоподогреватель
располагают в газовом тракте последовательно и работают они по противоточной схеме. Такая компоновка ограничивает возможности подогрева воздуха в воздухоподогревателе. В одноступенчатой компоновке поверхностей важным является выбор температуры газов на границе экономайзера и воздухоподогревателя.
Обеспечение оптимальной температуры уходящих газов с учётом экономайзеров
достигается при подогреве воздуха до 250÷3500С. Для подогрева воздуха до
350÷4500С воздухоподогреватель выполняют двухступенчатым, располагая экономайзер между этими ступенями.
Таким образом, двухступенчатая компоновка хвостовых поверхностей нагрева, как экономайзера, так и воздухоподогревателя, появилась в связи с невозможностью получить высокий подогрев воздуха в одной ступени воздухоподогревателя.
При двухступенчатой компоновке воздухоподогревателя и водяного экономайзера
заметно увеличивается высота конвективной шахты, растут затраты на монтажные
работы, поэтому двухступенчатая схема применяется только для топлив, которые
требуют высокого подогрева воздуха.
2.5.5. Защита низкотемпературных поверхностей нагрева от коррозии.
Интенсивность коррозии может быть снижена путём удаления серы из топлива, введение присадок в топочные газы, изготовления поверхностей нагрева из
материалов, хорошо сопротивляющихся коррозии, повышения температуры металлов выше температуры точки росы. Напомню, что температурой росы называется температура, при которой происходит конденсация водяных паров (tк).
Удаление летучей серы из топлива является сложным физико-химическим процессом, применение которого в настоящее время экономически невыгодно. Поэтому
приходится считаться с тем, что в топку котла практически вводится то количество
серы, которое лишь немного меньше, чем в топливе на месте добычи. Введение в топочные газы присадок хорошо зарекомендовало себя только при использовании жидкого топлива. При сжигании мазута коррозионные повреждения практически полностью устраняются путём присадки порошка доломита в топочные газы. (Доломит –
это дешёвый природный минерал, состоящий в основном из соли кальция и
магния.). При добавлении доломита плотные влажные отложения на трубах переходят в сухие, рыхлые, легко удаляемые обдувкой. Порошок доломита может вводиться
в топку вместе с мазутом или воздухом.
На новых газомазутных котлах в начальной зоне подогрева воздуха, в которой
низкотемпературная коррозия особенно велика, вместо стальных устанавливают воздухоподогреватели из стеклянных трубок диаметром 30÷40 мм при толщине стенки 4
мм (рис. 38). Конструкция стеклянного воздухоподогревателя подобна трубчатому с
металлическими трубками, но стеклянные трубки располагаются в коридорном порядке горизонтально: продукты сгорания проходят пучок труб снаружи, а нагреваемый воздух движется внутри труб. Стеклянные трубки на концах закрепляются прижимными стальными плитами в трубных досках на кольцевых прокладках из жаропрочной резины.
95
Для борьбы с низкотемпературной сернокислотной коррозией ещё внедряются антикоррозионные покрытия металлической поверхности нагрева и выполнение
поверхностей нагрева из керамических материалов.
В качестве антикоррозионного покрытия применяются кислотоупорные и термостойкие эмали. Эмалированные поверхности нагрева подвержены низкотемпературной коррозии в значительно меньшей степени, чем металлические. Золовые отложения на них меньше и удаление их легче. Однако эмаль имеет сравнительно невысокую механическую прочность, поэтому эмалированные трубы не допускают механической очистки, например, дробевой, от отложений летучей золы.
Стр. 188÷201 и 208÷214.
Тема 2.6. Каркас, обмуровка и гарнитура паровых котлов.
2.6.1. Устройство каркаса.
Каркас современного парового котла является пространственной металлической конструкцией, предназначенной для опоры или подвески всех элементов
агрегата.
Каркас сконструирован в виде сложной рамы с жёсткими узлами и состоит из несущих колонн, опорных и соединительных балок, ферм и большого количества вспомогательных стоек. Стержневая система каркаса с жёсткими узлами обеспечивает неизменяемость конструкции под нагрузкой.
На рис. 39 приведена схема каркаса барабанного котла Таганрогского котельного
завода производительностью 180 кг/с. Несущих колонн каркаса в радиационной части
установлено восемь, а в конвективной – шесть, из них две сдвоенные. Четыре колонны не доходят до верха котлоагрегата.
В настоящее время котлы конструируются и поставляются на монтаж в блочном
исполнении. То есть отдельные крупные элементы, например, экраны, поверхности
нагрева, имеют для придания жёсткости конструкции при транспортировании и монтаже дополнительно собственный блочный каркас. Такой каркас тесно увязан с основным несущим каркасом.
Нагрузка на балки и колонны каркаса включает нагрузку от массы обмуровки, поверхностей нагрева, заполненных рабочей средой, барабанов, коллекторов,
трубопроводов, арматуры, гарнитуры, площадок и лестниц с учётом нагрузки
при нахождении на них обслуживающего персонала.
Значительную нагрузку на каркас даёт обмуровка, толщина которой может достигать 250 мм. Обмуровка выполняется двух,- трёхслойной из специальных плит. Барабан котлоагрегата, коллекторы экранов и пароперегревателя при нагреве удлиняются,
поэтому для исключения больших температурных напряжений и возможного разрушения опорных конструкций обеспечивают свободу их перемещения.
2.6.2. Обмуровка котла.
Обмуровка предназначена для ограждения и изоляции горячих газов, создания безопасных условий для обслуживающего персонала, охраны окружающей
96
среды в котельном цехе. Обмуровка котла должна обеспечивать непроницаемость наружного воздуха в топку и газоходы.
В современных парогенераторах с экранированными топками температура внутренней части обмуровки превышает температуру труб не более чем на 1000С. В
наиболее тяжёлых условиях находится обмуровка неэкранированных стен топочной
камеры, обычно в котлоагрегатах небольшой паропроизводительности. Здесь температура внутренней части обмуровки может достигать 1200÷14000с и более.
Как правило, первый обращённый к топке слой обмуровки выполняется из огнеупорного материала – шамота, в виде кирпичей или плит. Предельная температура
для шамота – 14000С. В качестве изоляции применяются теплоизоляционные бетон,
диатомитовый кирпич, легковесные плиты из совелита.
По конструктивному выполнению существующие обмуровки можно разделить на
два вида: накаркасную (рис. 40) и натрубную (рис. 41). Накаркасная обмуровка выполняется в виде отдельных поясов высотой 1,5÷4,0 метра. Каждый такой пояс поддерживается специальной балкой. Обмуровка выкладывается из кирпичей или плит.
Натрубная обмуровка состоит из нескольких слоёв: первый наносится на трубы с
ошиповкой хромитовая масса, второй слой – теплоизоляционный бетон, укреплённый
к трубам металлической сеткой.
Конструкция обмуровки потолка топки и конвективного газохода зависит от наличия потолочных экранов. В современных котлоагрегатах потолок экранирован трубами и обмуровка укладывается непосредственно на них. При этом её выполняют из
плит огнеупорного бетона, который состоит из глинозёмистого цемента и шамотной
крошки. Такая обмуровка чрезвычайно прости и надёжна в эксплуатации.
2.6.3. Тепловая изоляция.
Барабан и коллекторы, паропроводы перегретого пара, питательные трубопроводы,
трубопроводы непрерывной продувки, газовоздухопроводы и т. д. находятся вне обмуровки и располагаются вокруг агрегата, над потолком или вдоль его стен. Все эти
элементы оборудования имеют температуру от 200 до 6000С, и их покрывают тепловой изоляцией для защиты эксплуатационного и ремонтного персонала от ожогов и
уменьшения потери теплоты в окружающую среду.
Кроме того, тепловая изоляция несколько облегчает условия работы массивных
деталей (барабаны, коллекторы, паропроводы, арматура и т. д.), так как благодаря
теплоизоляции создаются меньшие температурные напряжения в них, особенно при
растопке котлоагрегата.
Допустимая по санитарным нормам температура наружной поверхности изоляции
не должна превышать 550С. Высококачественная теплоизоляция позволяет уменьшить тепловые потери по сравнению с неизолированной поверхностью на 95÷97%.
Наружной поверхности теплоизоляции придают гладкую и механически прочную
поверхность, оклеивая её хлопчатобумажной тканью с последующим окрашиванием
или покрывают металлическим кожухом и также окрашивают. Окраска позволяет
различать по цвету разные потоки.
Теплоизоляционные материалы имеют пористое строение. Вследствие заполнения
пор воздухом коэффициент теплопроводности изоляционных материалов всегда
97
меньше, чем металла. С повышением температуры коэффициент теплопроводности возрастает ввиду усиления теплоотдачи конвекцией и лучеиспусканием внутри
ячеек, заполненных воздухом.
Конструкция тепловой изоляции зависит от вида изолируемой поверхности, её
температуры, условий работы и вида теплоизолирующего материала.
Теплоизоляционные работы очень трудоёмки, поэтому при монтаже котла на них
затрачивается очень много времени. В конструкциях обмуровки делаются проёмы, в
которых размещается гарнитура котла.
2.6.4 Гарнитура котла.
Гарнитура котла необходима для обслуживания топки и газоходов котла. К
ней относятся: лазы, шуровочные лючки, лючки для измерительных приборов,
гляделки, взрывные клапаны и т. д. Гарнитура котла должна легко и плотно закрываться.
Лазовые затворы служат для производства ремонта топки изнутри. Обычно они
выполняются квадратного или круглого сечения диаметром 450÷500 мм. В месте выполнения лаза производится разводка экранных труб, а амбразуру лаза и обмуровку
открывающейся крышки делают из шамотобетона.
Различные лючки служат для отбора проб дымовых газов во время работы котла,
измерения температур факела, наблюдения за процессом горения топлива в топочном
устройстве, ввода обдувочных аппаратов и т. д. Лючки обычно имеют форму круга
диаметром 100 мм с рамой из жаростойкого чугуна.
Каждое отверстие для лючка является местом для дополнительной потери теплоты
и возможного подсоса воздуха в топку. Поэтому количество отверстий в обмуровке
котла стремятся по возможности свести к минимуму.
Наоборот, в топках котлов, работающих под наддувом, лючки должны быть
уплотнены от проникновения газов из топки в помещение котельной. Наблюдение за
горением факела производится через жаропрочное стекло.
2.6.5. Очистка поверхностей нагрева от наружных загрязнений.
В зоне высоких температур газов на поверхностях нагрева могут образоваться сыпучие или плотные шлаковые отложения. Загрязнения поверхностей нагрева топки и
конвективных газоходов приводят к ухудшению теплопередачи, что в конечном счёте
снижает КПД котла.
Наибольшее распространение получили паровая обдувка и дробевая очистка.
Очистка поверхностей нагрева от загрязнений может производиться за счёт
динамического воздействия струй воды, папра, пароводяной смеси или воздуха.
Действенность струй определяется их дальнобойностью.
Наибольшей дальнобойностью и термическим эффектом, способствующим растрескиванию шлака, обладает струя воды. Однако обдувка водой может вызвать переохлаждение труб экранов и повреждение их металла.
Воздушная струя имеет резкое снижение скорости, создаёт небольшой динамический напор и эффективна только при давлении не менее 4 МПа. Применение воздуш-
98
ной обдувки затруднено необходимостью установки компрессоров высокой производительности и давления.
Наиболее распространена обдувка с применением насыщенного и перегретого пара. Струя пара имеет небольшую дальнобойность, но при давлении более 3 МПа её
действие достаточно эффективно. Обычно паровая обдувка проводится для очистки
радиационных поверхностей нагрева.
Аппарат для паровой обдувки топочных экранов изображён на рис. 42. В качестве
обдувающего агента в этом аппарате используется пар при давлении до 4 МПа и температуре 4000С. Парообдувочный аппарат состоит из обдувочной трубы для подвода
пара и механизма привода.
При пароводяной обдувке рабочим агентом обдувочного аппарата служит котловая вода или питательная вода, которая подаётся в сопла под давлением. В сопле происходит падение давления, и поэтому образуется пароводяная струя, направленная на
участки экрана, фестона, ширм.
Вибрационная очистка основана на том, что при колебании труб с большой частотой нарушается сцепление отложений с металлом поверхности нагрева. Наиболее эффективна виброочистка для ширм и пароперегревателей, которые свободно подвешены вертикально.
Дробеочистка применяется для очистки конвективных поверхностей нагрева при
наличии на них уплотнённых и связанных отложений. Схема дробеочистки показана
на рис. 43
Транспорт дроби осуществляется по всасывающей (рис. 43а) или нагнетательной
(рис. 43б) схеме. При всасывающей схеме разрежение в системе создаётся паровым
эжектором или вакуум-насосом. При нагнетательной схеме транспортирующий воздух подаётся в инжектор от компрессора. Для транспорта дроби необходима скорость
воздуха 40÷50 м/с.
Импульсная очистка основана на ударном воздействии волны газов. Устройство
для импульсной очистки представляет собой камеру, внутренняя полость которой сообщается с газоходами котла, где расположены конвективные поверхности нагрева. В
камеру горения периодически подаётся смесь горючих газов с окислителе, которая
воспламеняется искрой. При взрыве смеси в камере повышается давление и образующиеся волны газов очищают поверхности нагрева от загрязнений.
Стр. 224÷230, 239÷242.
Тема 2.7. Компоновка и конструкции паровых котлов.
2.7.1. Компоновка парового котла.
Компоновкой парового котла называется взаимное расположение газоходов и
направление движения в них продуктов сгорания. Различают П-, Т-, N-,Uобразную, четырёхходовую и башенную компоновки (рис. 44).
П-образная компоновка является самой распространённой (рис. 44а). В подъёмной
шахте располагается топочная камера, в опускной – конвективные поверхности
нагрева. Преимуществом П-образной топки является то, что подача топлива и
выход газов производятся в нижней части котлоагрегата, что удобно для вывода
99
жидкого шлака и установки дробевой очистки конвективных поверхностей
нагрева. Тягодутьевые агрегаты (дымососы, дутьевые вентиляторы) устанавливают
на нулевой отметке, что исключает вибрационные нагрузки на каркас котла.
Недостатки П-образной компоновки: в связи с разворотом на 1800С возникают неравномерности омывания поверхностей нагрева продуктами сгорания и
скопление золы по сечению конвективной шахты.
Для уменьшения глубины конвективной шахты и высоты горизонтального газохода в мощных энергокотлах применяют Т-образную компоновку с двумя конвективными шахтами, расположенными по обе стороны топки (рис. 44б). Суммарное сечение обеих конвективных шахт увеличивается при сохранении обычных размеров и
способов крепления конвективных поверхностей нагрева. Тягодутьевые агрегаты
также устанавливаются на нулевой отметке. Конструкция Т-образного котла сложнее П-образного, она требует также большого расхода металла.
Иногда применяют, особенно часто в Германии, трёхходовую компоновку с верхней установкой дымососов (рис. 44в). В этом случае топка и конвективный газоход
имеют подъёмное движение продуктов сгорания, а соединительный газоход -- опускное.
При сжигании очень зольных топлив применяют четырёхходовую компоновку
(рис. 44г). Характерная особенность такой компоновки – наличие промежуточных газоходов, в которых во избежание шлакования проходных сечений в зоне высоких
температур размещены ширмы, то есть разреженные поверхности нагрева.
В мощных энергокотлах с наддувом иногда применяется башенная компоновка
(рис. 44д). Здесь продукты сгорания в топке и конвективной шахте движутся только
вверх. Достоинства такой компоновки:
-- минимальная площадь котлоагрегата в плане;
-- равномерное омывание конвективных поверхностей нагрева продуктами
сгорания из-за отсутствия поворотов газов;
-- минимальное газовое сопротивление из-за отсутствия опускных газоходов и
поворотов газов.
Недостатки такой компоновки котлоагрегата:
-- трудность в создании конструкции для опирания конвективных поверхностей нагрева;
-- размещение на большой высоте выходных пакетов пароперегревателей, дутьевых вентиляторов и дымососов;
-- невозможность применения дробевой очистки конвективных поверхностей.
Башенная компоновка более целесообразна для газомазутных котлов с наддувом.
Кроме того, такая компоновка целесообразна для котлов, сжигающих бурые многозольные угли, так как при такой компоновке меньший золовой износ конвективных
поверхностей нагрева.
В U-образной двухходовой компоновке (рис. 44е) продукты сгорания в топке движутся вниз, а в конвективной шахте – вверх. Достоинства такой компоновки: факел хорошо заполняет топочную камеру; пароперегреватели расположены низко, так как паропроводы к турбине короче. Недостатки: транспортировка топлива на большую высоту и расположение на большой высоте дутьевых вентиляторов, дымососов и золоуловителей. U-образная компоновка может использоваться
при сжигании газа, мазута и твёрдого топлива при твёрдом шлакоудалении.
100
2.7.2. Влияние типа, мощности и режима работы электростанции
на конструкцию паровых котлов.
Главным направлением развития тепловых электростанций является дальнейший
рост единичной мощности энергоблоков: паровых котлов и паровых турбин. Повышение единичной мощности котлов и турбин заметно снижает удельные капиталовложения. В то же время с повышением единичной мощности котлов всё бо /льшую
актуальность приобретает проблема надёжности. Это объясняется тем, что с ростом
мощности увеличиваются поверхности нагрева, работающие при сверхкритическом
давлении. Соответственно увеличивается протяжённость трубопроводов, сварных соединений, являющихся очагом аварийных ситуаций.
Вид топлива и его качество оказывают существенное влияние на конструкцию
котла. Температурные характеристики золы и её состав определяют выбор метода
сжигания топлива и удаления золы. Во избежание быстрого износа поверхностей
нагрева приходится ограничивать скорость продуктов сгорания в конвективных газоходах, а это связано с понижением интенсивности теплообмена и необходимостью
увеличить поверхность нагрева и затраты металла на их изготовление.
Давление пара оказывает определяющее влияние на выбор типа котла. Обычно на
всех тепловых электростанциях докритического давления устанавливают барабанные
котлы с естественной циркуляцией. По условиям надёжности для них установлено
предельное давление в барабане 17 МПа. Дальнейшее повышение давления может
привести к потере надёжности. При очень большой мощности резко возрастает стоимость барабана, являющегося наиболее металлоёмким и дорогим элементом барабанного котла. Поэтому для энергетических блоков с барабанными котлами предельная
мощность не превышает 300÷400 МВт. Например, для энергоблока мощностью 1200
МВт применяется прямоточный котлоагрегат паропроизводительностью 4000 т/ч. По
условиям удобства эксплуатации все поверхности нагрева мощных энергоблоков
должны быть дренируемыми, и поэтому конвективные поверхности нагрева выполняются с горизонтальным расположением труб.
2.7.3. Особенности современных паровых котлов.
На тепловых электростанциях большинство прямоточных котлов работает в энергоблоках 300 МВт и выше. Однокорпусные котлы для энергоблоков 300 МВт выполняются с призматической топочной камерой без пережима. Применение наддува
предъявляет ряд требований к конструкции котла: желательно однокорпусное его исполнение, уменьшение размера фронта топочной камеры и т. д.
Рассмотрим на примере несколько котельных агрегатов. На рис. 2 показан однокорпусный агрегат большой мощности на сверхкритические параметры пара, предназначен для сжигания канско-ачинских углей.
Котёл П-67 (рис. 45) паропроизводительностью 2650 т/ч и с параметрами пара 25,5
МПа и температурой 545/5450С предназначен для работы в энергоблоке мощностью
800 МВт. Компоновка Т-образная. С учётом повышенной взрывоопасности пыли канско-ачинских углей и большого расхода топлива котёл оборудуется системой пылеприготовления с прямым вдуванием и газовой сушкой топлива.
101
На рис. 46 показан газомазутный котлоагрегат ТГМП-1202 для энергоблока мощностью 1200 МВт. Котёл работает под наддувом. Топочная камера размером в плане
31280×10420 мм экранирована мембранными панелями.
Полупиковый прямоточный котёл ТМП-501 (рис. 47) паропроизводительностью
1800 т/ч с давлением пара 14 МПа и температурой 515/5150С предназначен для работы в энергоблоке мощностью 500 М
Полупиковый котёл – это котёл, работающий в моноблоке с турбиной. Энергоблок
несёт часть электрической энергии в базе, то есть постоянно, а в часы пик этот блок
нагружается до необходимой величины мощности согласно электрического графика
или разгружается до своей постоянной электрической нагрузки. Поэтому котёл и
называется полупиковым.
Выполнен этот котлоагрегат по П-образной компоновке. Топка -- призматическая
со слабонаклонной навивкой экранов на всех стенах в области нижней радиационной
части (НРЧ). Это препятствует образованию значительных тепловых перекосов в зоне
интенсивного обогрева рабочей среды, которые наиболее вероятны при низких
нагрузках.
Барабанный парогенератор типа ТПЕ-211 с естественной циркуляцией (рис. 48)
был создан на базе аналогичного котлоагрегата ТП-100, получившего широкое применение. Он рассчитан на сжигание каменных углей при твёрдом шлакоудалении, а
также природного газа. Его отличительной особенностью является Т-образная компоновка.
Топочная камера располагается в восходящей шахте, а низтемпературные конвективные поверхности – в двух вертикальных шахтах симметрично – слева и справа от
топочной камеры. Две симметричные вертикальные шахты связаны с топочным
устройством горизонтальными газоходами, в которых размещены высокотемпературные конвективные поверхности пароперегревателя.
Топочная камера – призматической формы. Стены её экранированы парообразующими панелями. Начальный перегрев свежего пара осуществляется в потолочном
экране и радиационном перегревателе, расположенном в верхней части топки. Основной конвективный пароперегреватель и промежуточный пароперегреватель почти
полностью размещены в горизонтальных газоходах.
Задание: стр. 18÷19, 222÷224, 255÷267.
Тема 2.8. Методика расчёта парового котла.
Тепловой расчёт котла может быть конструкторским и поверочным. Конструкторский расчёт включает в себя комплексные расчёты: тепловой, аэродинамический, гидравлический, тепломеханический.
Вы будете выполнять поверочный расчёт котла, который не требует выбора и оптимизации конструкции. Однако у поверочного расчёта имеются свои методические
трудности.
При поверочном расчёте котлоагрегата, как и при конструкторском, сначала необходимо определить объёмы и энтальпии воздуха, продуктов сгорания, КПД котла,
расход топлива, а затем необходимо выполнить расчёт теплообмена в топочной камере, то есть конструктивный и тепловой расчёт топки. Затем нужно выполнить кон-
102
структивный и тепловой расчёты фесто- на и тепловой расчёт низкотемпературных поверхностей нагрева (воздухоподогревателя и экономайзера).
Работа выполняется в табличной форме.
Стр. 202÷204.
Тема 2.9. Водопаровой тракт паровых котлов и
расчёт на прочность основных элементов котла.
2.9.1. Водопаровой тракт парового котла.
К водопаровому тракту котла предъявляются жёсткие требования: чистота питательной воды и пара с точки зрения отсутствия примесей, растворённых газов и т. д.,
длительную работу под нагрузкой, растопку котла из холодного и горячего состояний, возможность частичного или полного сброса нагрузки и т. д.
Для поддержания в воде концентраций примесей из барабанного котла непрерывно удаляется часть воды, которая называется продувочной. В прямоточном котле отсутствует возможность организации продувки, поэтому примеси в воде выпадают на
поверхностях нагрева в виде отложений. Труднорастворимые отложения периодически удаляются химическими промывками, которые проводят на остановленном оборудовании.
Питательная вода содержит заметное количество кислорода и углекислоты. Свободный кислород и углекислота вызывают активную коррозию металла оборудования. Поэтому их удаляют термической деаэрацией.
С переходом на сверхкритическое давление , увеличением единичной мощности
котлоагрегатов и возрастанием в связи с этим тепловых нагрузок топочных экранов
резко повысилась их чувствительность к отложениям. Так как отложения нежелательны ни в турбоустановке, ни в котлоагрегате, питать прямоточные котлоагрегаты
необходимо водой с минимальными загрязнениями. Практически очистка турбинного
конденсата проводится в блочной обессоливающей установке (БОУ), которая устанавливается после конденсатора турбины.
Общепринятым методом повышения коррозионной стойкости оборудования является выбор соответствующих материалов для его изготовления. В качестве основного
конструкционного материала для изготовления поверхностей нагрева применяют высококачественные стали.
2.9.2. Особенности работы металла в паровых котлах.
Металл в энергетических котлах находится при эксплуатации в разных условиях.
Каркас котла несёт нагрузку лишь при незначительно повышенной температуре. Поверхности нагрева работают под высоким давлением, при высоких температурах и при высоких тепловых потоках со стороны греющих газов. Наиболее неблагоприятные температурные условия в области перегрева пара. В тяжёлых условиях находятся трубопроводы, неохлаждаемые подвески и крепления, омываемые горячими дымовыми газами. Наиболее ответственными элементами котла, работающими
под давлением, являются барабаны, коллекторы и паропроводы.
103
С повышением температуры металла происходит снижение его работоспособности за счёт уменьшения прочности и ускорения коррозионных процессов.
Элементы парового котла, работающие под избыточным давлением, можно
разделить на две группы:
1. Элементы, которые работают при температуре ниже 350÷4000С: барабаны,
необогреваемые коллекторы, испарительные трубы, арматура водяного тракта
и тракта насыщенного пара.
2. Элементы, которые работают при температуре выше 350÷4000С: пароперегреватели и их коллекторы, трубопроводы и арматура перегретого пара.
Все металлические элементы котла подвергаются расчёту на прочность. В основу
расчёта положен принцип оценки прочности металла по предельной нагрузке
при расчётном давлении рабочей среды.
К наиболее напряжённым элементам котлоагрегата относится барабан. В нём возникают напряжения от внутреннего давления, термические напряжения, определяемые разностью температур по толщине стенки барабана, и напряжения, возникающие
из-за разности температур между верхом и низом барабана
Для цилиндрических элементов, подверженных внутреннему давлению, определяют расчётную толщину стенки при известных значениях избыточного давления,
наружного диаметра и принятой марки стали по формуле:
𝜹=
р𝒅
𝟐𝝋𝝈доп +р
+ С, мм, где:
р – давление внутри рассчитываемого элемента, МПа;
d – наружный диаметр, мм;
𝜑 -- коэффициент прочности элемента, ослабленного продольным сварным швом
или сверлениями для присоединения трубной системы;
С – прибавка к расчётной толщине стенки, в общем случае С=0,13φ, но не менее
0,5 мм;
σдоп=𝜂𝝈∗доп -- допускаемое напряжение, МПа;
𝝈∗доп -- номинальное допускаемое напряжение, определяется в зависимости от материала, из которого выполнен элемент, и находится по техническим справочникам,
МПа;
𝜂<1 – коэффициент, учитывающий конструктивные и эксплуатационные особенности рассчитываемого элемента.
Для водо- и пароперепускных труб в пределах котла 𝜂=0,9, для трубок пароохладителей и паропаровых теплообменников 𝜂=1, для барабанов котла 𝜂=1, для обогреваемых коллекторах и камер 𝜂=0,9, для трубных досок 𝜂=0,85.
Стр. 215÷221, 250÷253.
Тема 2.10.Топливоподача и приготовление твёрдого топлива (2 часа).
2.10 1. Топливоснабжение при твёрдом топливе.
В задачу топливного хозяйства электростанции входит приём, хранение и
подготовка топлива: дробление, подогрев, сушка и другое), а также подача его к
котлоагрегата
104
Топливное хозяйство во всех случаях должно обеспечивать бесперебойную работу электростанции при минимальных затратах. С этой целью все операции механизируются и в максимальной степени автоматизируются. Производительность топливоподачи должна быть рассчитана на 150% максимальной потребности электростанции в топливе.
Применяются следующие типы приёмных разгрузочных устройств:
1. Со станционными вагоноопрокидывателями.
2.С щелевыми бункерами и лопастными или пластинчатыми питателями.
3. С траншеями, оборудованными скреперными или багерными установками.
В настоящее время на крупных электростанциях в основном применяются вагоноопрокидыватели, которые значительно сокращают время разгрузки железнодорожных
вагонов с топливом. Твёрдое топливо складируется. Склады обычно создаются непосредственно на территории электростанции или вблизи от неё. Топливо на складах
хранится на открытом воздухе. По назначению склады топлива подразделяются на
расходные и основные (резервные).
Ёмкость угольного склада должна обеспечить двухнедельный запас топлива при
расположении электростанции на расстоянии до 100 км от места его добычи и месячный при бо/льших расстояниях.
Хранение топлива на открытом складе сопровождается естественными потерями,
которые составляют от 0,2 до 0,5% топлива в год. Поэтому запас топлива необходимо
периодически обновлять и дополнять.
Топливо на складах укладывается в правильно оформленные штабели. В результате недостаточного отвода теплоты из штабеля температура окислительного процесса
повышается и при достижении так называемой критической температуры наступает
самовозгорание топлива, при котором возникают то там, то тут тлеющие очаги с появлением дыма и пламени. Самовозгорание топлива зависит от его технических характеристик (содержания летучих и сернистых соединений), температуры окружающего воздуха и его относительной влажности.
Наиболее склонны к самовозгоранию бурые угли, а не склонные к самовозгоранию
антрациты и тощие угли.
2.10.2. Подготовка к сжиганию твёрдого топлива.
Твёрдое топливо поступает на электростанцию железнодорожным, автомобильным или водным транспортом в виде кусков различных размеров: от долей мм до 200
мм и выше. В небольшом количестве в нём содержатся щепа и металлический лом. В
процессе подготовки топливо превращается в сухой порошок (угольную пыль) с линейными размерами от долей микрона до долей миллиметра.
Процесс подготовки твёрдого топлива определяется целым рядом его свойств:
влажностью, сыпучестью, крупностью кусков угля и т. д. Некоторые сорта топлива
обладают способностью примерзать к стенкам топливоподающих устройств, что приводит к снижению производительности топливоподачи, а иногда и к полному нарушению её работы.
Подготовка твёрдого топлива осуществляется в две стадии: удаление металла и
щепы с предварительным грубым дроблением в дробильной установке, а затем подсушка и размол в системе пылеприготовления. Для некоторых сортов влажных топ-
105
лив, склонных к налипанию на стенки размалывающих агрегатов, применяется
предварительная сушка топлива до подачи его в дробильную установку. Предварительная подсушка топлива осуществляется в паровых или газовых сушилках.
На современных электростанциях в основном приёмка твёрдого топлива осуществляется в вагоноопрокидывателях. Это ускоряет разгрузку топлива, производительность вагоноопрокидывателя в среднем составляет 12÷15 вагонов в час, что примерно 1000÷1200 т/ч.
В дробильную установку топливо подаётся ленточным транспортёром (рис. 49).
Извлечение металла из движущегося по ленте угля производится электромагнитами, установленными в конце транспортёра. Уловленный металл с магнитного сепаратора падает в специальный бункер.
Освобождённое от металла топливо поступает на грохот, где происходит отсев
мелких фракций. Это позволяет освободить дробилку от мелких кусков топлива, что
повышает её производительность и снижает расход электроэнергии на дробление.
Оставшиеся крупные куски угля поступают в дробильное устройство. Отсеянное грохотом и размельчённое топливо в дробилке транспортёрами направляется в систему
пылеприготовления, предварительно пройдя через щепоуловитель. Щепоуловитель
представляет собой вращающийся ротор с гребёнками, которые при вращении ротора
прочёсывают поток угля. Уголь проваливается через гребёнки, а щепа отбрасывается
в специальный бункер.
В энергетике для дробления топлива применяются валковые и молотковые дробилки. Валковые дробилки имеют два вида: шиповые и гладковалковые. Наибольшее
употребление получили шиповые дробилки, состоящие из двух барабанов, которые
вращаются навстречу другу (рис. 50). На барабаны насажены шипы-зубья, которые
улучшают захват крупных кусков.
Дробление в валковых дробилках происходит за счёт раздавливания и частично
раскалывания. Максимальный размер дроблённого угля равен зазору между валками,
который можно изменять, чтобы регулировать крупность получаемого топлива. Валковые дробилки выпускаются производительностью от 40 до 300 т/ч.
Молотковая дробилка состоит из корпуса,подшипников и приводной муфты или
маховика (рис 51). На вал ротора насаживаются диски, к которым шарнирно укреплены молотки-била. В верхней части корпус дробилки облицован отбойными плитами,
в нижней – металлическими плитами с отверстиями (решётками).
Уголь, поступивший в дробилку через верхнее отверстие, дробится билами и отбрасывается на отбойную плиту, ударяясь о которую он дополнительно измельчается.
Окончательное измельчение угля происходит на решётке, размеры щели которой
определяют крупность дробления.
В результате ударов об уголь била изнашиваются. Наиболее интенсивный износ
наблюдается верхней кромки бил, и соответственно увеличивается зазор между билами и решёткой. Молотковые дробилки выпускаются нескольких типоразмеров с производительностью до 1000 т/ч.
Дальнейшее размельчение угля происходит в различного типа мельницах, отличающихся принципом работы, числом оборотов, конструктивным выполнением.
Наиболее часто на тепловых электростанциях применяются мельницы: шаровые барабанные, молотковые, среднеходные мельницы и мелющие вентиляторы.
106
В мельницах происходит подсушка и измельчение топлива до тонкого порошка. Шаровая барабанная мельница (ШБМ) состоит из цилиндра, заполненного шарами, а внутренние стенки барабана покрыты броневыми плитами (рис. 52).
Барабан мельницы вращается, при этом шары поднимаются на определённую высоту и падают. Размол топлива происходит как за счёт удара шаров, так и вследствие
истирания топлива перемещающимися шарами. Топливо подаётся через соединительный патрубок (7) в переднюю горловину мельницы, а угольная пыль выносится
из задней (8).
Размолотое топливо выносится из мельницы потоком сушильного газа со скоростью 1÷3 м/с. Эффективность размола зависит от шаровой загрузки мельницы. Обычно барабан загружается шарами на 20÷35% от своего объёма. В процессе размола шары изнашиваются, уменьшаются в диаметре и по мере изнашивания добавляют шары
первоначально размера (Ǿ30÷60 мм).
Производительность и эффективность размола зависят от числа оборотов мельницы. Барабан мельницы приводится в движение двигателем переменного тока через
зубчатую передачу.
Если в шаровой барабанной мельнице пыль выносится потоком сушильного
газа, который ещё и вентилирует мельницу, то такие ШБМ называются вентилируемыми. При размоле сухого топлива применяют невентилируемые мельницы, в которых топливо только размалывается, но не подсушивается. В этом случае транспорт пыли осуществляется воздухом под небольшим напором.
Из среднеходных мельниц в основном применяются валковые и шаровые. Валковая среднеходная мельница с горизонтальным столом состоит из двух валков, стола и
корпуса (рис. 53). Под действием собственного веса и за счёт усилия пружин валки
прижимаются к тарелке и при вращении тарелки валки катятся по ней, подминая под
себя топливо. Пружины создают давление на валок в несколько тонн. Воздух при
температуре 3500с подаётся в мельницу, а размолотая и подсушенная пыль выносится
из мельницы.
В среднеходных шаровых мельницах размол топлива происходит путём раздавливания и истирания кусочков топлива движущимися шарами (рис. 54). Давление шаров
на топливо регулируется соответствующим натягом пружины от 200 до 700 кг в зависимости от сорта топлива. Неразмолотые кусочки твёрдой породы, металл, пойдя шары, попадают в специальный зазор в корпусе и далее в сборник отходов.
С увеличением скорости воздуха пыль углубляется и производительность мельницы увеличивается.
Среднеходные шаровые мельницы применяются для сравнительно узкой группы
углей. Влажный уголь в них можно размалывать только при наличии предварительной подсушки, в противном случае будет иметь место замазывание шаров. Эти мельницы больше всего пригодны для каменных углей.
Быстроходные ударные мельницы делятся на два основных вида: молотковые (ММ) и типа мельницы-вентиляторы (МВ).В молотковую мельницу (рис. 55)
топливо подаётся на вращающийся ротор и размельчается ударами бил.
Горячий воздух по оси (аксиально) или по окружности (тангенциально). Поток
воздуха подхватывает мелкие частицы топлива и выносит их в сепаратор, составляющий с мельницей один агрегат. Крупные частицы отделяются в сепараторе и снова
размалываются. Обычно эти мельницы работают с котлами под наддувом (то есть у
107
котлов отсутствуют дымососы). От сепа- ратора с помощью пылепроводов пылевоздушная смесь подводится непосредственно к горелкам котла.
Мельница-вентилятор состоит из колеса с неподвижными лопатками, бронированного корпуса и сепаратора (рис. 56). Все они совмещены в одном агрегате, что делает
эту мельницу компактной. Сырой уголь подводится с торца мелющего колеса и за
счёт удара о лопатки уголь измельчается. Пыль из мельницы сушильным газом выносится в сепаратор. Крупные куски угля вновь возвращаются в мельницу, а мелкие подаются непосредственно к горелкам котла.
2.10.3. Системы приготовления пыли.
Системы пылеприготовления разделяются на центральные и индивидуальные. В центральных системах приготовления пыли производится в отдельных сооружениях – пылезаводах. В индивидуальных системах каждая пылеприготовительная
установка обслуживает только свой котёл с ограниченной возможностью передачи
пыли соседним котлам.
Сушка топлива и пневмотранспорт готовой пыли осуществляется воздухом или
смесью воздуха с топочными газами. Оборудование индивидуальных систем пылеприготовления размещается в здании котельной недалеко от котлов. Схема индивидуальной системы пылеприготовления и её оборудование зависят от сорта топлива, его влажности, типа мельницы, вида топочного устройства и режима работы котлоагрегата.
Приготовление пыли может производиться по замкнутой и разомкнутой схемам движения сушильных газов. В замкнутой схеме горячий воздух или топочные газы, пройдя систему пылеприготовления вместе с водяными парами, сбрасываются в котёл. В разомкнутой схеме пылеприготовления сушильные газы и
водяные пары сбрасываются в атмосферу.
Замкнутые схемы пылеприготовления с прямым вдуванием являются наиболее простыми. В них пыль из мельницы подаётся непосредственно в горелки котла. В
замкнутых схемах с прямым вдуванием используются молотковые, среднеходные
мельницы и мелющие вентиляторы (рис. 57).
Топливо из бункера сырого угля поступает на питатель сырого угля, при помощи
которого регулируется количество подаваемого угля в мельницу. С питателя топливо
попадает по течке в мельницу. Для исключения попадания холодного воздуха в мельницу на течке устанавливается затвор с плотным клапаном, который называется мигалкой. Сушка и транспортировка пыли осуществляется горячим воздухом, поступающим из воздухоподогревателя.
Системы приготовления пыли с пылевым бункером применяются при использовании шаровых барабанных мельниц (рис. 58). В этой схеме подсушка топлива проводится горячим воздухом.
Из бункера сырого угля топливо поступает на питатель, а затем по наклонной течке в мельницу. К течке подводится горячий воздух. В ШБМ происходит размол топлива и окончательная подсушка топлива. Затем пыль газовым потоком выносится из
мельницы в сепаратор. Крупные фракции, отделённые в сепараторе, вновь направляются в мельницу. Готовая пыль из сепаратора газовым потоком увлекается в циклон,
где происходит отделение пыли от газов. Пыль из циклона опускается в бункер пыли,
108
к нижней части которого присоединены питатели пыли. Сушильные газы отсасываются из циклона мельничным вентилятором и затем с небольшим избыточным давлением транспортируют пыль по трубопроводам кт горелкам котла. Таким образом,
тракт пыли состоит из мельницы, сепаратора, циклона, бункера пыли, питателей пыли
и мельничного вентилятора.
В такой системе мельница, циклон, сепаратор находятся под разрежением. Под
давлением находятся лишь трубопроводы, по которым пыль транспортируется к горелкам котла.
Напорный короб мельничного вентилятора соединяется со входной горловиной
ШБМ линией рециркуляции, которая применяется для увеличения скорости сушильных газов в мельнице. Это необходимо для размалывания сухих углей, так как количество воздуха, потребного для сушки, невелико и скорость газа в мельнице получается небольшой.
В этих системах с промежуточным бункером имеется определённый запас готовой
пыли, поэтому режим работы мельницы не связан с нагрузкой котла. При заполнении
бункера пылью мельница может быть остановлена.
Рассмотрим индивидуальную систему пылеприготовления с разомкнутым циклом
и подсушкой топлива газами (рис. 59). Топливо из бункера через питатель угля подаётся в мельницу. Сюда же подводится необходимое для сушки количество инертных
газов с высокой температурой.
Готовая пыль увлекается потоком газа и проходит через циклон, из которого пыль
сбрасывается в бункер. После циклона газ вместе с водяными парами снова проходит
через пылеотделители, где происходит улавливание тонких частиц топлива, и только
после этого сбрасывается через дымовую трубу в атмосферу. Пыль к горелкам транспортируется горячим воздухом.
Центральные системы пылеприготовления, как правило, выполняются с разомкнутым циклом. Топливо из бункера сырого угля по питателю поступает в сушилку. Водяные пары вместе с небольшим количеством воздуха очищаются от пыли в электрофильтре и сбрасываются в атмосферу.
Отделённая в электрофильтре пыль через шлюзовый затвор стекает в бункер пыли,
а сухое топливо из сушилки поступает в мельницу. Размолотое топливо, транспортирумое воздухом, проходит через сепаратор и далее поступает в циклон.
Отделённая в циклоне пыль сбрасывается в бункер пыли, а воздух частично поступает в пылеотделитель, а частично на всас мельничного вентилятора и через него в
мельницу. В пылеотделитель также отсасывается запылённый воздух из бункера пыли и шнека. Очищенный в пылеотделителе воздух сбрасывается в атмосферу с помощью вентилятора.
Топливо сушат обычно отборным паром. Использование разомкнутой сушки топлива обеспечивает подачу в котёл топлива постоянной влажности, что улучшает его
выжиг и снижает потери с уходящими газами.
Однако использование разомкнутого цикла приводит к необходимости устанавливать дополнительное оборудование пылеочистительных устройств, элеваторов и другого оборудования. Всё это удорожает электростанцию Обычно центральные заводы
по приготовлению пыли применяются для очень мощных блочных электростанций.
Стр. 35÷59.
109
Тема 2.11. Топливное хозяйство газомазутных
электростанций (1 час).
2.11.1. Сжигание мазута на электростанции.
Если электростанция расположена вблизи нефтеперерабатывающих заводов, то
доставка мазута осуществляется трубопроводами. При этом практически исключаются потери топлива при транспортировке и значительно снижается потребность в мазутохранилищах. При доставке мазута железнодорожными цистернами предусматриваются специально оборудованные разгрузочные и приёмные устройства.
Из цистерны мазут сливается через нижний сливной прибор в самотечный жёлоб,
расположенный между рельсами или сбоку от железнодорожной сливной эстакады.
Мазут, являющийся отходом переработки нефти, обладает высокой вязкостью. Поэтому слив его из цистерны, особенно в зимнее время, представляет собой длительную и трудоёмкую операцию. Длительность слива мазута из маршрутных составов по
нормам составляет от 2 до 6 часов, а в зимнее время – до 10 часов. Для ускорения
слива мазута его разогревают в цистернах паром.
По самотёчным желобам мазут сливается в приёмные резервуары или непосредственно в мазутохранилища (рис. 61). Самотечные сливные желоба обогреваются паром при помощи трубчатых обогревателей, расположенных на дне и стенках сливного
жёлоба.
Из мазутохранилища мазут поступает в приёмные колодцы, откуда насосами подаётся в котельную по напорным мазутопроводам. Подготовка мазута перед его сжиганием заключается в отделении влаги, удалении распыливанием. Отделение воды от мазута происходит в баках—хранилищах за счёт разности плотностей мазута и
воды (мазут несколько легче воды). Вода отстаивается в нижней части баков и удаляется дренажными насосами. Отделение мазута от механических примесей происходит
в фильтрах.
Для подготовки мазута к сжиганию и подачи его к парогенераторам сооружается
мазутонасосная, в которой размещается оборудование для разогрева и подачи мазута
в котельный цех. Мазутонасосная для подачи мазута представляет собой одноэтажное
здание, включающее в себя: насосное отделение, помещение щита управления, распределительный электрический щит, камеры трансформаторов, вентиляционные
установки и бытовые помещения.
2.11.2. Сжигание газа на электростанции.
Газ поступает на электростанцию от магистрального газопровода или от газораспределительной станции с давлением 0,7÷1,3 МПа по одной линии подземного трубопровода. Для снижения давления газа у форсунок парогенераторов до 0,13÷0,20
МПа предусматривается его дросселирование в газорегулирующем пункте.
Основные операции по очистке газа и регулированию давления производятся в газорегуляторной станции. Для очистки газа от механических примесей применяются
фильтры.
110
При эксплуатации газового хозяйства необходим тщательный контроль за
утечками газа, так как газовоздушная смесь взрывоопасна. Кроме того, газ может содержать компоненты, вредные для человека, такие как, СО, Н2S.
Газопровод покрывается теплоизоляцией. На некоторых электростанциях, работающих на газе и не допускающих перерыва в работе, в качестве резервного топлива
предусматривается мазут. В этом случае топливное хозяйство электростанции существенно усложняется и приобретает все характерные особенности станции, работающей на жидком топливе.
Стр. 60÷65, 278÷279.
Тема 2.12.Газовоздушный тракт котельных установок.
2.12.1. Основы аэродинамического расчёта газовоздушного тракта.
Целью аэродинамического расчёта котельной установки является выбор необходимых тягодутьевых машин на основе определения производительности тяговой и дутьевой систем и перепада полных давлений в газовом и воздушном
трактах. Кроме того, в ходе аэродинамического расчёта проводится оптимизация
элементов и участков газовоздушного трактов, обеспечивающая минимальные расчётные затраты.
Газовоздушный тракт включает в себя воздухопроводы холодного и горячего
воздуха, калориферы для подогрева воздуха перед воздухоподогревателем, запорные и регулирующие органы, тягодутьевые машины, элементы собственно
парогенератора, золоуловители, газопроводы и дымовые трубы.
Расчёт газовоздушного тракта ведётся в зависимости от его выполнения: с уравновешенной тягой, когда аэродинамическое сопротивление воздушного тракта преодолевается за счёт напора, создаваемого дутьевым вентилятором, а аэродинамическое сопротивление газового тракта – за счёт дымососа; и под наддувом, когда аэродинамическое сопротивление газовоздушного тракта в целом преодолевается за счёт
напора, создаваемого воздуходувкой. Воздуходувка – это мощный вентилятор.
Схемы за счёт естественной тяги в основном применяются на мелких котельных
(рис. 63а).
При схеме с наддувом расход электроэнергии на привод тягодутьевых машин и
потеря с уходящими газами в котлоагрегате уменьшаются. Но в этом случае конструкция котла усложняется, так как он должен быть газоплотным.
Расчёт газового и воздушного трактов ведётся на номинальную нагрузку котлоагрегата, для которой выполнен тепловой расчёт. Поэтому основные исходные данные для расчёта потерь давления в пакетах поверхностей нагрева котла – скорости и
температуры, живые сечение и другие данные – принима
ются из теплового расчёта.
Гидравлические и аэродинамические сопротивления участков тракта, включающих
в себя поверхности нагрева, рассчитываются по средним для данного участка условиям (скорость, температура и т. п.) кроме отдельных местных сопротивлений, сосредоточенных в начале или конце участка.
По газовому тракту значительные гидравлические сопротивления имеют поверхности нагрева котла, золоуловители, газопроводы, дымовые трубы. По воздушному
111
тракту большие гидравлические сопротивления имеют воздухоподогреватель, воздухопроводы холодного и горячего воздуха, горелки.
В процессе расчёта необходимо стремиться к сокращению расхода энергии на
транспортировку воздуха и газов, а поэтому большое значение имеет рациональное
выполнение элементов газопроводов и воздухопроводов, при которых коэффициент
местного гидравлического сопротивления (повороты, арматура и т. д.) оказывался бы
минимальным.
2.12.2. Дымовые трубы.
Дымовые трубы предназначены для отвода продуктов сгорания топлива и
уноса летучей золы в верхние слои атмосферы в целях рассеивания их в воздушном пространстве, то есть одним из основных средств уменьшения загрязнения
атмосферы вредными примесями, выбрасываемыми через дымовые трубы тепловых электрических станций, является улучшение рассеивания дымовых газов
При схеме газовоздушного тракта с уравновешенной тягой дымовые трубы специальных функций тяговых устройств не выполняют. Самотяга дымовых труб только
помогает работе тягодутьевых установок
Этому способствует уменьшение числа дымовых труб на электростанции как источников выброса и увеличение их высоты, а также скорости газов на выходе из устья
трубы, что препятствует отклонению потока дымовых газов вниз. При большой высоте трубы дымовые газы, вынесенные в высокие слои атмосферы, продолжают распространяться в них, вследствие чего резко снижается концентрация вредных примесей в
приземном слое воздуха.
Авария или выход из работы дымовых труб для ремонта вызывает существенный
экономический ущерб, вследствие чего резко возросли требования к повышению
надёжности и долговечности труб большой высоты. В Российской Федерации дымовые трубы стандартизированы. Высота дымовых труб выбирается с шагом 30
м из следующего ряда: 120, 150,180, 210, 240,300, 330, 360,390, 420, 450, 500 м.
Внутренние диаметры устья дымовых труб D0 имеют следующие значения: 6,0;
7,2; 8,4; 9,6; 10,8; 12,0; 13,8 м.
Дымовые трубы работают в тяжёлых условиях. Как высотные сооружения, они
подвержены мощному воздействию ветровой нагрузки и собственного веса. Кроме
того, они являются замыкающим звеном газовоздушного технологического тракта
ТЭС и подвергаются воздействию агрессивных нагретых дымовых газов, содержащих
влагу, остаточную золу и т. д.
Для надёжной длительной работы современные конструкции дымовых труб состоят из оболочки, воспринимающей ветровые и весовые нагрузки и передающей их на
фундамент. Оболочка дымовой трубы – это монолитный железобетонный ствол
(кольцевой) конической формы с уменьшающейся снизу вверх толщиной стенки.
Опирается дымовая труба на железобетонный фундамент.
Число труб на тепловой электрической станции должно быть минимальным,
но по условиям надёжности работы – не менее двух. Исключение составляют
многоствольные трубы (обычно 3÷4), которые могут устанавливаться по одной
на ТЭС.
112
В железобетонной оболочке дымовой трубы могут устанавливаться несколько
отделённых от футеровки металлических стволов, покрытых тепловой изоляцией. Такие трубы называются многоствольными. Стволы выполняются из обычной
или слаболегированной стали 10ХНДП толщиной 10÷12 мм. Стволы разделяют по
высоте на участки и подвешиваются к оболочке металлическими тягами. Каждый
ствол обслуживает свою группу паровых или водогрейных котлов. Между трубами и
оболочкой образуется большое обслуживаемое пространство, где установлены лестницы и площадки. В этом пространстве могут свободно перемещаться люди, осуществляя осмотр или ремонт отключённого ствола.
2.12.3. Газовоздушный тракт.
Газовоздушный тракт является важной составной частью тепловой электрической
станции, сооружение которого связано с большими трудностями и большим расходом
материалов. Этот тракт в значительной мере определяют размеры тепловой электростанции, и на транспортировку по нему дымовых газов и воздуха тратится большое
количество энергии, от его работы зависит надёжность работы станции в целом.
Принципиальная схема газовоздушного тракта зависит от вида топлива, от
принятой по проекту схемы топливоприготовления, от типа топочного устройства котлов, от способа подогрева воздуха и т. д.
Через дымовые трубы электростанции в атмосферу поступают: летучая зола и частицы несгоревшего пылевидного топлива, сернистый и серный ангидрид, окислы
азота и газообразные продукты неполного сгорания. При сжигании мазута, кроме перечисленных, -- соединения ванадия, соли натрия, частицы сажи. В золе некоторых
видов топлива содержатся также мышьяк, свободная двуокись кремния, свободная
окись кальция и другие. При сжигании природного газа выброс окислов азота является единственным, но весьма существенным загрязнителем атмосферы.
Примеси, содержащиеся в дымовых газах, загрязняя атмосферу, оказывают вредное влияние на организм человека, растительный и животный мир. Для защиты населения от вредных выбросов по правилам, предписываемым санитарными нормами,
при проектировании электростанций должно предусматриваться отделение их от жилых районов санитарно-защитными зонами, протяжённость которых определяется
количеством выбросов золы, окислов серы и азота и розой ветров так, чтобы концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе не превышала предельно допустимой концентрации (ПДК).
Это обеспечивается на электростанциях, сжигающих пылевидное топливо, установкой эффективных золоуловителей и сооружением дымовых труб большой высоты,
создающих более благоприятные условия для рассеивания дымовых газов, включая и
рассеивание окислов серы и азота. На электростанциях, работающих на жидком топливе, основным мероприятием является сооружение высоких дымовых труб.
Для очистки дымовых газов от твёрдых частиц применяются различные типы золоуловителей.
Золоулавливающий аппарат, состоящий из большого количества циклонов небольшого диаметра (150÷250 мм), смонтированные в одном корпусе, называется батарейным циклоном (рис. 64, 65). Частицы уноса, содержащиеся в дымовых газах, под
113
действием центробежной силы отжима- ются к стенкам корпуса каждого маленького циклона и выносятся в бункер, где и оседают. Поток очищенных газов направляются вверх и через выхлопные трубы попадают в камеру очищенных газов, затем
по отводящему газоходу поступают к дымососу.
Коэффициент очистки батарейного циклона зависит от скорости газов в единичных циклонах, размера частиц золы и их плотности, влажности и температуры газов,
диаметра циклонных элементов, присоса воздуха и т. д. Степень очистки газов в этих
аппаратах достигает 80%.
Мокропрутковые золоуловители (рис. 66). Процессу улавливания золы в золоуловителях этой группы способствует укрупнение частиц вследствие увлажнения их
тончайшими фракциями воды, подаваемой в запылённый поток газов. Осаждение
улавливаемых частиц происходит на плёнку жидкости, стекающей по внутренней
стенке аппарата, чем предотвращается вторичный унос уловленной золы, нередко
происходящий в сухих золоуловителях.
Степень очистки мокропруткового золоуловителя зависит от скорости газов
во входном патрубке, плотности золы, её фракционного и химического состава и
т. д. С увеличением крупности частиц золы степень очистки возрастает.
Положительные стороны мокропруткового золоуловителя такие: высокая
эффективность, относительно невысокая стоимость, умеренные габариты, простота обслуживания.
Недостатки следующие: при значительном содержании в топливе окиси калия весьма затрудняется их эксплуатация вследствие образования во входных
патрубка, на прутковых решётках твёрдых отложений сульфатов и карбонатов
железа; при большой слипаемости золы происходит налипание шлака на прутки
(это явление происходит на Приморской ГРЭС, где используются бурые местные угли с большим содержанием глины).
КПД мокропрутковых золоуловителей колеблется от 88 до 94%.
Электрофильтры (рис. 67). Установка электрической очистки дымовых газов
включает собственно электрофильтр и агрегат его питания. Электрофильтр представляет собой металлический или железобетонный корпус, внутри которого размещены
осадительные и коронирующие (излучающие) электроды, оборудованные механизмами для удаления с них уловленной золы.
Очистка дымовых газов от уноса в электрофильтре основана на создании неравномерного электрического поля высокого напряжения и образовании коронного разряда
при атмосферном давлении между электродами, расположенными в корпусе (проще
говоря, создаётся что-то похожее на местную молнию). Коронным называется самостоятельный электрический разряд в газе, характерный для системы электродов с резко неоднородным полем.
На излучающие электроды подаётся от агрегата электропитания выпрямленный
пульсирующий электрический ток высокого напряжения (до 80 кВ) отрицательного
знака, так как отрицательные ионы более подвижны , чем положительные. Частицы
золы, встречая на своём пути ионы, поглощают их, заряжаются и под действием сил
поля также двигаются к осадительным электродам, где осаждаются под действием
сил электрического поля. Периодически автоматически осадительные электроды
встряхиваются, и частицы золы выпадают вниз в специальный бункер, а затем удаляются.
114
Степень очистки электрофильтров достигает 99÷99,8%.
Достоинствами электрофильтров являются: малый расход электроэнергии и
малое аэродинамическое их сопротивление, высокая степень очистки. Недостатки этих аппаратов – громоздкость, высокая стоимость, снижение степени очистки в эксплуатации при неудовлетворительном отряхивании уловленной пыли с
осадительных электродов и т. д.
Стр. 231÷245, 269÷277.
Тема 2.13. Золошлакоудаление.
2.13.1. Система золошлакоудаления.
Система удаления и складирования золы и шлака современных крупных электростанций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс. Её
назначением является удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспорт их за пределы территории
электростанции и организация их складирования на золошлакоотвалах.
На действующих электростанциях Российской федерации в основном осуществлено гидравлическое золошлакоудаление.
Иногда применяются комбинированные системы, например, для сбора золы –
пневматическая, а для удаления шлака и золы за пределы территории электростанции
– гидравлическая.
Наиболее универсальной и экономичной является система гидрозолоудаления с
багерными насосами, транспортирующими совместно золовую и шлаковую пульпу.
Пульпа – это смесь воды и золы и шлака. Багерные насосы, которые перекачивают
пульпу от котлов до золоотвала, могут размещаться в главном корпусе ТЭС или на
некотором удалении от него.
Багерные насосы изготавливаются из износостойких материалов. На всасе багерных насосов устанавливаются приёмные ёмкости для пульпы. Поступление золы и
шлака к багерным насосам осуществляется по самотечным золовым и шлаковым каналам, которые в пределах котельного цеха выполняются раздельными. Движение золы и шлака по этим каналам осуществляется под действием потока воды, поступающей из сопл, которые располагаются в торцах каналов, по их длине.
Требования, предъявляемые к системе золоудаления, в основном сводятся к
следующим:
1. Удобство и безопасность обслуживания.
2. Гигиеничность, то есть невысокая температура в помещениях. В которых
находится обслуживающий персонал, и отсутствие в них облаков пыли и
паров воды, применяющейся для заливки горячих шлаков и золы.
3. Надёжность действия и небольшие расходы на ремонт.
4. Возможно меньший расход электроэнергии, а при гидравлических способах
также и минимальный расход воды.
5. Обеспеченность местами свалки.
Системы золоудаления являются полностью механизированными.
115
2.13.2. Золоотвалы.
Зола и шлак транспортируются обычно на золоотвал гидравлическим способом с
использованием багерных насосов. Площади, выделяемые для организации золошлакоотвалов, должны обеспечивать работу электростанции в течение не менее 25 лет.
Максимальная высота золошлакоотвала должна быть 35÷40 м.
В настоящее время на крупных тепловых электростанциях применяются оборотные системы гидрозолоудаления, в которых осветвлённая на золошлакоотвале вода
возвращается для повторного использования. С этой целью применяют дренируемые
золошлакоотвалы, в основании которых закладывается система дренажных труб. При
таких отвалах отпадает необходимость в сооружении дамб, а качество осветвлённой
воды высокое. Однако при наличии частиц размером менее 0,1 мм эффективная работа системы дренирования не обеспечивается.
Пульпопроводы от багерной насосной до золоотвала выполняются из стальных
бесшовных труб с толщиной стенки 10÷15 мм. Их обычно прокладывают по поверхности земли. Одна нитка пульпопровода должна быть резервной.
Литература.
1. Резников М. И., Липов Ю. М. -- Паровые котлы электростанций. Энергоатомиздат. 1987 г.
2. Мейкляр М. В. Котельные агрегаты ТКЗ сверхкритического давления.
Энергия. М. 1970 г.
3. Аэродинамический расчёт котельных установок (нормативный метод).
Энергия. 1977 г.
4. Тепловой расчёт котельных агрегатов (нормативный метод). М. Энергия
1973 и 1998 г.
5. Дергачёва В.А.Методические указания к курсовому проектированию по
предмету «Котельные установки». ДВЭТ. 1995 г.
6. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский Т.В. – Компоновка и тепловой
расчёт парового котла. М. 1988 г.