Механические топки котельных

Одним из направлений совершенствования слоевого способа сжигания является использование топок с кипящим слоем. Топка с кипящим слоем (рис. 22) выполняется с вертикальными стенками и подом в виде горизонтальной решетки (рис. 23).

Рис. 22. Топка котла с кипящим слоем

Технология основана на сжигании топлива в объеме раскаленных частиц инертного материала, «кипящих» в восходящем потоке воздуха. В качестве инертного материала обычно используется фракционированный песок с размером фракций 0,5 — 2 мм.

Кипящий слой характеризуется скоростью дутья, превышающей предел устойчивости плотного слоя, однако не достигающей скорости витания средних частиц. Скоростью витания называется скорость среды, при которой частица находится в состоянии динамического равновесия.

W_вит = ,

где и — плотность частицы и среды, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м/с²; ­­- коэффициент лобового сопротивления; d – диаметр частицы, м.

При этих условиях все частицы песка в слое интенсивно перемешиваются, двигаясь колебательно вверх и вниз, причем в целом слой имеет относительно четкую верхнюю границу.

Рис. 23. Распределительная решетка типа HYBEX

Небольшое процентное отношение массы подаваемого топлива к инертной массе кипящего слоя (2-3 %) и интенсификация процесса горения обеспечивают эффективное сжигание низкореакционных углей, тощих углей с низким выходом летучих, высокозольных топлив, кору деревьев с влажностью до 65 % и других низкосортных топлив, сжигание которых традиционными способами затруднительно.

Размеры частиц топлива, предназначенного для сжигания в КС, средние между размерами частиц топлива для пылевидного сжигания и для механических топок. Максимальный размер их зависит от реакционной способности топлива и составляет от 6 до 25 мм. В котлах с КС характерная плотность слоя составляет 750 кг/м³ при температуре 800-900 °С. Благодаря длительному времени пребывания топлива в слое и высокой интенсивности процессов тепломассообмена эффективность сжигания в топке с КС довольно велика, несмотря на относительно низкую температуру процесса 800-900 °С.

В пузырьковом слое наблюдается незначительный вынос частиц из топки. Время пребывания крупных кусков топлива велико, а мелких частиц – примерно соответствует расчетному по скорости газа. Это зачастую приводит (по крайней мере для низкореакционных топлив) к повышенному содержанию углерода в слое и уносе и, соответственно, к увеличению механического недожога. Для его уменьшения вынесенные из топки частицы улавливаются и возвращаются в слой.

Технология КС обеспечивает:

Ÿ полный отказ от каких бы то ни было механически движущихся узлов топочного устройства, что значительно увеличивает его надежность;

Ÿ эффективное сжигание самых разнообразных низкосортных топлив;

Ÿ достижение паспортной производительности котла, при необходимости — его форсировки, даже при использовании низкосортных топлив;

Ÿ эффективную внутритопочную нейтрализацию оксидов серы (при работе на высокосернистых топливах) и азота за счет организации двухступенчатого горения топлива;

Ÿ высокую степень автоматизации технологического процесса.

Необходимым условием организации КС является установка высоконапорного вентилятора с мощным электродвигателем для преодоления сопротивления колпачковой воздухораспределительной решетки и самого кипящего слоя, а также возврат унесенных частиц на дожигание, с помощью которого может быть организован циркулирующий кипящий слой (ЦКС). Мелкие фракции древесных отходов (опилки и стружка) требуют организации сжигания их в топке над слоем за счет направленной подачи вторичного воздуха.

Снижение уровня выбросов NO_x в топках с кипящим слоем происходит благодаря эффективной ступенчатой подаче воздуха, высокой степени смешения и низком коэффициенте избытка воздуха. Использование добавок (например, известняка, добавляемого для связывания серы) дает хорошие результаты благодаря эффективному смешению, обеспечиваемому в псевдоожиженном слое.

Недостатком установок, предназначенных для сжигания топлива в КС, является унос большого количества пыли с топочными газами, что делает необходимым использование эффективных золоуловителей и регулярную чистку систем котлоагрегата. Материал псевдоожиженного слоя также теряется с золой, что делает необходимым регулярное пополнение материала слоя.

Увеличение скорости потока воздуха до 5-10 м/с и использование более мелких частиц песка (0,2-0,4 мм) позволяет создать циркулирующий псевдоожиженный слой (ЦКС). Частицы песка, увлекаемые топочным газом, улавливаются в горячем циклоне и подаются обратно в камеру сгорания (рис. 24) .

Рис. 24. Топка котла с циркулирующим кипящим слоем

Недостатками топок с ЦКС являются их большие размеры и, соответственно, более высокая стоимость, еще более высокая по сравнению с установками со стационарным КС. Для этих топок так же характерны унос большего количества пыли с топочными газами и большие потери материала слоя. Кроме того, необходимость использования мелких частиц топлива (эквивалентным диаметром до 40 мм) часто увеличивает затраты на предварительную подготовку топлива.

6.2.2. Сжигание твердого топлива в пылевидном состоянии

Твердое топливо при сжигании в камерных топках предварительно измельчают и в виде пыли в смеси с воздухом вдувают в топочную камеру, где оно сгорает, находясь в потоке газов во взвешенном состоянии.

Превращением кускового топлива в пыль достигается многократное увеличение поверхности реагирования, благодаря чему существенно улучшаются условия его сжигания, так как горение твердого топлива является гетерогенным процессом, происходящим на поверхности частиц топлива. Так, если кусочек угля диаметром 20 мм раздробить на частицы диаметром 40 мкм, то суммарная поверхность полученных пылинок будет в 500 раз больше поверхности исходной частицы.

Основные преимущества сжигания топлива в виде пыли заключаются в следующем:

· возможность сжигания с достаточно высоким КПД любого топлива, включая малореакционные антрациты, а также высоковлажные и высокозольные угли и отходы обогащения;

· практически неограниченная по условиям сжигания топлива единичная мощность парогенератора;

· полная механизация топочного процесса, легкость регулирования, возможность полной автоматизации топочного устройства;

· отсутствие подвижных деталей в топке, что повышает эксплуатационную надежность агрегата.

Недостатками сжигания топлива в пылевидном состоянии являются:

· сложность, громоздкость и в большинстве случаев высокая стоимость оборудования пылеприготовления, а также значительный расход на него электроэнергии, доходящий для антрацита до 25-30 кВт·ч/т;

· низкие объемные плотности тепловыделения для камеры горения, находящиеся при факельном сжигании пыли в пределах МВт/м³.

Последнее обусловливается малой массовой концентрацией топлива в единице объема такой топки (20-30 г/м³), а также неблагоприятными условиями подвода окислителя к поверхности реагирования вследствие низкой относительной скорости горящих частиц в газовоздушном потоке.

При сжигании пыли в циклонных топках, характеризующихся более благоприятными условиями для тепло- и массообмена, объемная плотность тепловыделения камеры горения имеет значительно более высокие значения.

Приготовление угольной пыли из кускового топлива производится в системе специальных устройств, в которых последовательно осуществляются первоначальное грубое дробление на куски размером в несколько десятков миллиметров, сушка и, наконец, его размол до пылевидного состояния с размером частиц в несколько десятков или сотен микрон. В циклонных и вихревых топках применяют также дробленку – частицы топлива размером в несколько миллиметров. Часто размол и сушку топлива совмещают в одном устройстве.

Крупность топлива после предварительного дробления влияет на последующие этапы его сушки и размола. С увеличением крупности топлива возрастает расход энергии на приготовление пыли, увеличивается износ мелющих органов, а производительность мельницы снижается.

Рекомендуются следующие характеристики дробления топлива:

— остаток на сите 5×5 мм R₅ = 20% ;

— остаток на сите 10×10 мм R₁₀ = 5% ;

— максимальный размер куска не больше 15 мм.

Для влажных топлив в случае замазывания дробильного оборудования максимальный размер куска принимается до 25 мм.

Предварительное грубое дробление сырого топлива дополняется отделением металлических частей и щепы, которые могут попасть в него при добыче и транспортировке.

Для размола топлива применяют следующие системы пылеприготовления: центральную, индивидуальную с прямым вдуванием и индивидуальную с промежуточным пылевым бункером.

Центральная схема пылеприготовления отличается большой сложностью и высокой стоимостью, поэтому целесообразно рассматривать индивидуальную схему пылеприготовления. Индивидуальная система пылеприготовления характеризуется приготовлением пыли непосредственно у котла с использованием для сушки топлива и его пневмотранспорта горячего воздуха или продуктов сгорания.

Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием (рис. 25а) отличается жесткой связью мельничного оборудования с котлом. Изменение нагрузки требует и изменения работы мельницы. При снижении нагрузки котла мельница оказывается недогруженной.

Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером (рис. 25б) независима от работы котла, что является ее основным достоинством. Наличие промежуточного пылевого бункера повышает надежность установки. Этому способствует также связь мельничных устройств отдельных агрегатов с помощью пылевых шнеков, позволяющих передавать пыль в случае необходимости от одного котельного агрегата к другому. В системе пылеприготовления с промежуточным бункером также имеется возможность полностью загружать мельничное оборудование. К недостаткам схемы с промежуточным пылевым бункером относится, в частности, увеличение затрат на оборудование.

Индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием применяется при сжигании высокореакционных бурых и каменных углей, допускающих грубый помол. Индивидуальная система пылеприготовления с промежуточным бункером применяется для мощных котлов при работе на тощих и малореакционных углях, требующих тонкого помола.

а) б)

Рис. 25. Принципиальные схемы систем пылеприготовления:

а – индивидуальная с прямым вдуванием; б – индивидуальная

с промежуточным пылевым бункером;

1 – бункер сырого дробленого угля; 2 – сушилка; 3 – мельница;

4 – мельничный вентилятор; 5 – топка; 6 – промежуточный бункер;

7 – шнек для пыли

Сушка топлива

Для улучшения размола топлива, хранения и транспорта пыли, а также интенсификации ее зажигания и горения топливо подсушивается. Однако чрезмерная подсушка пыли не допускается по условиям самовозгорания и взрывобезопасности.

Влажность рабочего топлива W^r может быть представлена как сумма гигроскопической влажности W_h и внешней влажности W_ex. Значения W_h зависят от топлива: например, для антрацита – 2,5 %, для подмосковного угля – 7,5 %, для торфа – 11 %.

Для относительно сухих углей, внешняя влажность которых не превышает 10 %, сушка топлива производится одновременно с размолом в мельничном устройстве путем подачи внутрь мельницы горячего воздуха или продуктов сгорания.

Для влажных топлив с внешней влажностью 15-20 % частичная предварительная подсушка топлива может осуществляться непосредственно перед мельничным устройством в коротких сушильных трубах. Окончательная досушка топлива проводится в мельнице в процессе размола.

Для высоковлажных топлив с внешней влажностью более 20 % возможно применение сушки топлива в отдельном сушильном устройстве с разомкнутой сушкой, т.е. с выбросом отработавшего сушильного агента вместе с водяными парами в атмосферу.

Для предварительной подсушки топлива перед мельницей применяют различные типы сушилок: газовые барабанные, паровые, трубчатые, пневматические (трубы-сушилки), с кипящим слоем и др.

Значительно интенсивнее, чем в обычных сушилках, протекает сушка при совмещении ее с размолом топлива, что связано с резким увеличением при этом суммарной поверхности частиц угля.

В настоящее время в большинстве случаев подсушка топлива проводится, в основном, в самом мельничном устройстве, часто в сочетании с короткой трубой-сушилкой, располагаемой перед мельницей.

Различают сушку топлива по замкнутой и разомкнутой схемам(рис. 26). При замкнутой схеме отработавший в системе пылеприготовления сушильный агент вместе с пылью сбрасываются в топку. При разомкнутой схеме отработавшие сушильные газы сбрасываются в атмосферу.

Влажность подсушенной пыли для углей марки АШ – W^r = 0,5-1 % ; подмосковного угля – W^r = 11-16 %; торфа – W^r = 35-40 %. По условиям взрывобезопасности конечная влажность пыли сланцев, а также бурых углей, у которых W_h < 0,4 W^r , не должна быть ниже гигроскопической. Для бурых углей с W_h ≥ 0,4 W^r и каменных углей влажность пыли не должна быть менее 50 % гигроскопической влажности.

Для регулирования подачи топлива к мельницам применяют различные питатели: дисковые (тарельчатые), ленточные, скребковые, скребково-барабанные, пластинчатые.

Для отделения готовой пыли от крупных частиц угля, вынесенных из мельницы вместе с пылью, служат сепараторы. Выпавшие в сепараторе частицы направляются в мельницу для дальнейшего размола, а вынесенная пылевоздушная смесь поступает в циклон, где пыль отделяется от воздуха. Слабо запыленный воздух отсасывается из циклона, а пыль поступает в пылевой бункер.

По тракту системы пылеприготовления для взрывоопасных топлив предусматривается установка предохранительных взрывных клапанов.

а) б)

Рис 26. Схема пылеприготовления с шаровой барабанной мельницей

(ШБМ) при подаче пыли горячим воздухом:

а – замкнутая схема пылеприготовления; б – разомкнутая схема

пылеприготовления; 1 – бункер угля; 2– питатель; 3 – течка сырого

угля; 4 – устройство для нисходящей сушки; 5 – мельница;

6 – мигалка; 7 – сепаратор; 8 – взрывной клапан; 9 – циклон;

10 – мельничный вентилятор; 11 – сбросная горелка;

12 – промежуточный бункер угольной пыли;

13 – питатель пыли; 14 – основная пылеугольная горелка;

15 – топочная камера; 16 – вентилятор; 17 – воздухоподогреватель;

18 – линия отбора горячих газов на сушку;

19 – подвод горячего воздуха к основной горелке (вторичный воздух);

20 – первичный воздух; 21– электрофильтр

Размол топлива

В процессе размола топлива образуется смесь мельчайших пылинок (от нескольких микрон) с более крупными (размером до 300-500 мкм). Основными качественными характеристиками пыли являются ее тонкость помола и влажность. Согласно ГОСТ тонкость пыли характеризуется остатком на ситах с ячейками 90, 200 и 1000 мкм. Остаток обозначается буквой R. Так, обозначение R₉₀ = 10 % указывает, что на сите с размером ячеек 90 мкм остается 10 % пыли, а вся остальная пыль проходит через это сито. При расчетах мельничных устройств тонкость пыли определяется остатком на сите 90 мкм, R₉₀ .

Представление о фракционном составе пыли дает так называемая ситовая или зерновая характеристика, которая может быть построена на основе определения остатков пыли на ряде сит. Вид зерновой характеристики показан на рис. 27.

Рис. 27. Зерновая характеристика пыли

Размольные свойства топлива характеризуются коэффициентом размолоспособности, т.е. сопротивляемостью топлива размолу. Лабораторный относительный коэффициент размолоспособностиК_ло — это отношение расхода электроэнергии при размоле угля, принятого за эталон, к расходу электроэнергии при размоле данного угля, находящегося в воздушно-сухом состоянии. Размол сравниваемых топлив производится от одинаковой крупности до одной и той же тонкости помола. Практический коэффициент К_ло показывает, во сколько раз производительность мельницы при размоле данного топлива выше, чем при размоле эталонного топлива, близкого по свойствам к АШ. Коэффициент размолоспособности К_ло по шкале ВТИ для некоторых топлив имеет следующие значения:

Егоршинский полуантрацит 1,5

Донецкий тощий уголь 1,8

Кизеловский газовый 1,0

Подмосковный бурый 1,7

Сланцы эстонские 2,5

Целесообразная тонкость помола топлива находится в зависимости от его стоимости и реакционной способности, характеризуемой в основном выходом летучих. С повышением выхода летучих, способствующих более интенсивному горению топлива, применяется более грубый помол. Тонкость помола для различных углей выбирается на основе технико-экономических соображений. Уменьшение размеров пылинки приводит к росту удельной поверхности топлива, что благоприятствует его горению, однако это связано с увеличением расхода энергии на пылеприготовление. С угрублением помола расход энергии на пылеприготовление уменьшается, однако увеличивается потеря тепла от механического недожога.

Потеря тепла от механического недожога в основном зависит от содержания в пыли грубых фракций, количество которых для АШ, полуантрацитов, тощих и каменных углей определяется остатками на сите 200 мкм, а для бурых углей и сланцев – на сите 1000 мкм.

С учетом выхода летучих для получения минимальных потерь рекомендуются следующие остатки на ситах:

Топливо R₉₀ R₂₀₀ R₁₀₀₀

АШ, ПА и тощий уголь 7 – 15 0,3 – 1,2 —

Каменный уголь 15 – 40 1,3 – 13 —

Бурый уголь и сланцы 40 – 60 15 – 35 0,5– 1,5

Для размола топлива применяют различные мельничные устройства, использующие в работе принципы удара и раскалывания, раздавливания и истирания. В отличие от дробилок, где кратность измельчения, т.е. отношение средних размеров куска до измельчения и после, доходит до 20, в мельницах эта величина достигает 200 — 500.

Для приготовления угольной пыли применяются следующие мельничные устройства:

· тихоходная шаровая барабанная мельница ШБМ;

· среднеходная мельница СМ;

· быстроходная молотковая мельница ММ;

· быстроходная мельница-вентилятор МВ.

Угольная пыль для сжигания подается в топочную камеру котла воздухом через горелочное устройство. Воздух, поступающий в топку вместе с пылью, называется первичным. Остальной воздух, необходимый для горения, подаваемый в топку через горелки или помимо них, называется вторичным.

В топочной камере угольные пылинки, находясь в полете, проходят последовательно этапы тепловой подготовки (прогрева), горения летучих и кокса и выделения шлакозолового остатка. Поступающая в топку угольная пыль состоит из частиц различной крупности. Более мелкие частицы воспламеняются и сгорают в первую очередь. Для более крупных пылинок этапы тепловой подготовки и собственно горения несколько затягиваются. В связи с этим по длине пылеугольного факела имеет место совмещение отдельных этапов горения.

Пылеугольный факел представляет собой неизотермическую запыленную струю, развивающуюся в ограниченной среде высоко-температурных топочных газов. Если учесть, что объем горящего топлива по сравнению с объемом необходимого для горения воздуха ничтожно мал, а пылинки топлива взвешены в потоке, то закономерности и характер развития газовой струи можно с достаточной степенью точности применить и к пылеугольному факелу.

Запыленная струя, расширяясь в топочном объеме, увлекает горячие топочные газы, перемешивается с ними и нагревается. Прогреву пылевоздушного потока способствует передача тепла излучением от раскаленной окружающей среды, а также в некоторой степени и теплопроводность газового потока.

Воспламенению струи предшест­вует тепловая подготовка топлива. Воспламенение пылевой струи начинается с ее наиболее прогретого по­граничного слоя и распространяется в поперечном направлении от поверхности к оси струи, образуя факел. Время, необходимое для воспламенения пылевоздушной струи, зависит от ряда факторов: тонкости помола и выхода летучих, начальной темпера­туры пылевоздушной смеси и кон­центрации в ней пыли, соотношения первичного и вторичного воздуха, спо­соба подвода вторичного воздуха и др.

Уменьшение размеров пылинок приводит к увеличе­нию относительной поверхности реа­гирования топлива, что обеспечивает на данном участке струи большее тепловыделение, интен­сифицирующее прогрев и воспламенение пыле­воздушной смеси. Выделяю­щиеся при нагреве топлива летучие, имеющие более низкую температуру воспламенения, чем коксовый остаток, способствуют ускорению зажигания пыли. Чем больше в топливе лету­чих, тем легче его воспламенить. Полидисперсность пыли также спо­собствует улучшению ее воспламе­нения. Мельчайшие пылинки быстро прогреваются и воспламеняются. Вы­деляющееся при этом тепло интенси­фицирует воспламенение более крупных пылинок.

Воспламенение пылевоздушной смеси улучшается также при повы­шении начальной ее тем­пературы, что осуществляется на практике применением подогретого (до 300 — 400 °С) воздуха. Особенно целесообразно применение высокопо­догретого воздуха при сжигании мало­реакционных труднозажигаемых уг­лей (антрацит, тощий уголь).

Ускорение воспламенения пыли мо­жет быть получено также путем уменьшения количества первичного воздуха, что равносильно соответствующему повышению концентрации пыли. Уменьшение количества первичного воздуха в пылевоздушной смеси приводит к снижению ее теплоемкости, что обеспечивает прогрев смеси до более высокой температуры. Вместе с тем количество первичного воздуха должно быть достаточным для окислительных реакций в начальной стадии горения воспламенившейся смеси. Для малореакционных углей интенси-фикация воспламенения может быть достигнута также раздельным вводом в топку пылевоздушной смеси и вторичного воздуха. Подача вторичного воздуха в корень факела может привести к понижению здесь температуры и отдалению начала воспламенения от устья горелки. Вторичный воздух следует подмешивать к факелу уже после его воспламенения.

Время распространения воспламенения от периферии до оси струи связано с размерами горелки. Чем больше выходное сечение горелки, тем дальше от него завершится воспламенение смеси. В связи с этим для интенсификации зажигания пылевоздушной смеси целесообразно вместо одной — двух горелок большого размера применять несколько меньших горелок; этим достигается наряду с увеличением поверхности зажигания также и меньшая дальнобойность струи.

После воспламенения пылегазовой смеси она интенсивно сгорает, образуя факел. Часть выделяющегося при горении тепла идет на прогрев и воспламенение поступающего пылевого потока.

По конфигурации фа­кела различают топки с U-образным факелом (рис. 28а) и L-образным факелом (рис. 28б).

Наибольшее распространение нашли топки с L — об­разным факелом.

а б

Рис. 28. Схема топок с U-образным и L-образным факелами

По способу удаления шлака различают пылеугольные топки с твердым (гра­нулированным) и жидким шлакоудалением.

В пылеугольных топках поведе­ние шлакозолового остатка оказывает решающее влияние на производительность и экономичность топочного устройства. Развитие и совершенствование пыле­угольных топок в основном были связаны с решением вопроса улавливания и удаления шлака. В отличие от слоевого сжигания твердого топли­ва, где до 80 % золы остается в слое и только незначительная ее часть выносится в объем топочной камеры, а затем уносится газовым потоком в газоходы, при факельном сжигании вся зола проходит через топочный объем. Основная масса золы (85 – 95 %) уносится вместе с газовым по­током, а меньшая часть (5 — 15 %) выпадает в топочной камере.

Температура пылеугольного факе­ла, особенно его ядра, превышает температуру плавления золы t_ф > t_з. В связи с этим при выгорании горючего зола топлива плавится и в виде мельчайших капе­лек в жидком состоянии перемещается с газообразными продуктами сгора­ния. Следует подчеркнуть, что час­тицы топлива, выносимые в неболь­шом количестве в топочный объем при слоевом сжигании, имеют размер 200 – 300 мкм, в то время как при факельном сжигании средний размер частиц составляет всего 15 – 30 мкм. Поступление в топочный объем всего количества золы топлива при сжигании пыли и малый размер самих пылинок предопределяют большую суммарную поверхность оплавленных частиц. Расплавленный шлак, попа­дая на кирпичные стенки топочной камеры, зашлаковывает их и способ­ствует их износу. При попадании на холодные конвективные поверх­ности нагрева котла рас­плавленный шлак оседает на трубах, постепенно образуя шлаковые наро­сты. При этом резко возрастает сопротивление газового потока, а также ухудшается передача тепла поверхно­стям нагрева.

Широкое применение пылевидного сжигания стало возможным лишь при установке в топочной ка­мере охлаждаемых водой экранов, обеспечивающих защиту как стенок топки от разрушающего воздействия высокой температуры и химического взаимодействия с жид­ким шлаком, так и конвективных поверхностей нагрева от зашлаковывания. Кроме непосредственной защи­ты стенок топочной камеры от шлака, экраны воспринимают от газа и летя­щих частиц тепло радиации, снижая их температуру так, что при входе в конвективные элементы части­цы шлака находятся уже в затвердевшем состоя­нии и не налипают на трубы. Пылеугольные топки, в которых выпа­дающая зола удаляется в твердом (гранулированном) виде, называются топками с твердым шлакоудалением (рис. 29). То­почные экраны наряду с выполнением указанных защитных функций являются наиболее эффективно работающими поверхностями нагрева с тепловой нагрузкой 0,1 — 0,3 МВт/м². Для охлаждения оседающих в топке жидких шлаковых частиц нижнюю часть топки выполняют в виде полностью экранированной холодной шлаковой воронки. Наклон стенок воронки к горизонту составляет около 60° для обеспечения сползания гранулированного шлака в шлаковую шахту, которая находится под холодной воронк­ой.

Серьезным недостатком пылеугольных топок с твердым шлакоудалением является вынос из топочной камеры в газо­ходы агрегата основной массы золы топлива, что не позволяет значительно интенсифицировать передачу теплоты конвекцией во избежа­ние истирания труб золой при увели­чении скорости потока. При твердом шлакоудалении холодная воронка не­благоприятно влияет на процесс горе­ния, так как зона низкой температуры оказывается при этом в непосредствен­ной близости от горелок. В связи с этим стремятся отдалить горелки от холодной воронки, что приводит к увеличению высоты топки. Повы­шение температуры в области холод­ной воронки может привести к полу­чению не гранулированного (сыпу­чего) шлака, а вязкой массы, что вы­зовет шлакование холодной воронки.

Рис. 29. Схема топки с твердым шлакоудалением

При высокой степени экранирования топочной камеры воспламенение топлива вообще затрудняется; особенно это относится к малореакционным углям типа АШ. Для интенсификации зажигания, а также повышения устой­чивости горения малореакционных уг­лей применяется зажигатель­ный пояс, представляющий собой часть топочных экранов (в области горелок), покрытых огнеупорными материалами (рис. 30). Применяют два типа зажигательных поясов: покрытие гладких экранных труб фасонными кирпичами и обмазку ошипованных труб огнеупорной карборундовой или хромитовой массой. Высота пояса зависит от произ­водительности котла и достигает 3 — 4 м.

Для более полного выгорания пыли в хвостовой части факела необходимо иметь высокую температуру. Особенно это важно при сжигании малореакционных углей, для которых здесь требуется температура 1250 — 1300 °С. Такое требование, однако, всегда приходит в противоречие с необходимостью охладить газы в то­почной камере до температуры, исклю­чающей шлакование конвективных по­верхностей нагрева. Это противоречие, так же как и ряд других недостатков, присущих топкам с твердым шлакоудалением, устраняется при переходе на жидкое шлакоудаление.

Рис. 30. Зажигательный пояс

В отличие от топок с твердым шлакоудалением, в топках с жидким шлакоудалением температу­ру в нижней части топочной камеры поддерживают такой, чтобы обеспечить не только полное расплавление шла­ков, но и удаление их в жидком виде из топки. Схемы пылеугольных фа­кельных топок с жидким шлакоудалением показаны на рис. 31.

В однокамерной открытой топке (рис. 31а) пыле­видное топливо через горелку посту­пает в камеру, стенки которой покры­ты ошипованными футерованными эк­ранными трубами. В связи с этим в камере при горении топлива разви­вается достаточно высокая темпера­тура, обеспечивающая плавление шла­ка. Расплавленный и уловленный здесь шлак через летку стекает в ванну (на рис. не показана), где грану­лируется водой и затем удаляется.

В камере охлаждения, имеющей открытые экранные поверхности и являющейся непосредственным про­должением камеры плавления, происходит охлаждение газов и содержа­щегося в них расплавленного шлако­вого уноса. На выходе из камеры плав­ления при поступлении в последую­щие конвективные поверхности унос должен иметь температуру, исключаю­щую его налипание на поверхности нагрева.

В отличие от топок с твердым золо­удалением, где в топочной камере оседает около 5 % золы, а остальная зола уносится газообразными продуктами горения, в однокамерной от­крытой топке с жидким шлакоудалением улавливается и удаляется 15 – 30 % общего количества золы. Следует, однако, отметить, что для такой от­крытой топки в области перехода от «горячей» к «холодной» зоне, где температура снижается и шлак теряет текучесть, наблюдается интенсивное шлакование экранных поверхностей нагрева. Это усложняет эксплуатацию и снижает эффективность поверхнос­тей нагрева.

а) б) в)

Рис. 31. Схемы пылеугольных факельных топок с жидким шлакоудалением:

1 – поверхность топки, покрытая огнеупорной обмазкой;

2 – холодная радиационная поверхность; 3 – подача топлива;

4 – шлакоулавливающий пучок труб, покрытых огнеупорной

футеровкой

Значительно более благоприятны условия работы полуоткрытой однокамерной топки с жидким шлакоудаленяем (рис. 31б). Здесь, благодаря специально выпол­ненному пережиму, зона плавления и зона охлаждения в значительной степени разделены. В камере горения экранные трубы ошипованы и покрыты огнеупорной обмазкой. Процесс сжи­гания топлива почти полностью завер­шается в этой камере; объем ее отно­сительно ограничен, в связи с чем объемная плотность тепловыделения составляет здесь 0,5 — 0,8 МВт/м², а температура 1700 – 1800 °С. В камере улавливается 20 — 40 % золы топлива, удаляемой в жидком состоянии через летку. В верхней части топки распо­ложены открытые экранные поверх­ности, обеспечивающие охлаждение газа и уноса.

В двухкамерной топке с жидким шлакоудалением (рис. 31в) камера горения и камера охлаждения разделены шлакосепарационной решет­кой, выполненной из разведенных ошипованных экранных труб, имею­щих огнеупорную обмазку. Основное количество расплавленного шлака улавливается в камере горения. Дополнительно уловленный в шлакосепараторе шлак стекает на по­д топки, откуда через летку весь шлак поступает в водяную ванну для грануляции.

В двухкамерной топ­ке улавливается до 70 % всей золы. Еще большего улавливания золы (80 — 95 %) в пределах топочной камеры достигают при применении рассматриваемых далее циклонных топок.

Улавливание значительного количества золы в пределах топочной камеры уменьшает загрязнение поверхностей нагрева, а также их износ летучей золой. При этом возможно повышение скорости дымовых газов, что интенсифицирует передачу тепла конвективным поверхностям нагрева. При жидком шлакоудалении благодаря высокой температуре в топочной камере снижаются потери тепла от механического недожога. Так, при сжигании АШ, при переходе от твердого шлакоудаления к жидкому потери тепла от механического недожога снижаются с 6 — 7 до 3 — 4 %.

К недостаткам топок с жидким шлакоудалением можно отнести повышенные потери с физическим теплом шлака. При многозольном топливе эта потеря может достигать 2 — 3 %. Однако следует отметить, что тепло жидких шлаков, так же как и сами шлаки, может использоваться для различных технологических процессов. Кроме того, высокая температура горения приводит к увеличению концентрации оксидов азота в дымовых газах.

Топки с жидким шлакоудалением применяют для низкореакционных топлив, имеющих благоприятные тем­пературные и вязкостные характе­ристики золы и шлака, и топлив с относительно легкоплавкой золой.

Значительная интенсификация про­цесса горения твердого топлива, а также максимальное улавливание золы в пределах топочной камеры дости­гаются в циклонных топках. Циклон­ный принцип организации горения твердого топлива был предложен Г. Ф. Кнорре еще в начале 30-х годов.

В промышленности при­меняются различные типы горизонтальных (малонаклонных) и вертикальных циклон­ных топок для сжигания мелкодробленого топлива или грубой пыли с жидким шлакоудалением дробленого топлива или грубой пыли с жидким шлакоудалением.

Принципиальная схема циклон­ной топки с горизонтальным расположением камеры и жидким шлакоудалением показана на рис. 32а. Топливо (дробленый уголь, грубая угольная пыль) подается в циклонную камеру с первичным воздухом. На схеме пока­зан ввод топливно-воздушной смеси через улитку в центральную часть камеры. По оси вводится только дробленка. При сжигании угольной пыли она вводится через тангенциальные сопла.

Вторичный воздух подается в камеру тангенциально через сопла-щели с большой скоростью (более 100 м/с), обеспечивая вихревое движение топливных частиц. В отдельных схемах (при сжигании пыли) топливно-воздушная смесь вводится в камеру также тангенциально. Образующиеся в циклонной камере вихри способст­вуют интенсивному смесеобразованию и увеличению времени пребывания частиц в зоне горения.

Развиваемая в циклонной камере высокая температура (1700 — 1800 °С) приводит к расплавлению золы и образованию на стенках шлаковой пленки. Жидкий шлак вытекает из камеры через летку. Улавливание золы в пре­делах камеры составляет 85 — 90 %. Отбрасы-ваемые на стенки свежие час­тицы топлива прилипают к шлаковой пленке, где они интенсивно выгорают при обдувании их воздушным пото­ком.

В выходной части циклонной каме­ры имеется пережим (ловушка), через который продукты горения поступают в камеру дожигания. Наличие пережима приводит к уменьшению уноса. Крупные частицы циркулируют в ка­мере до полной газификации. Выносимые из циклона мельчайшие частицы топлива догорают в камере дожигания.

а) б) в)

Рис. 32. Схема циклонных топок с жидким шлакоудалением:

а – горизонтальная топка; б – вертикальная топка с нижним

выводом газов; в – вертикальная кольцевая топка с верхним

выводом газов

Циклонные камеры работают с высокими объемными плотностями теп­ловыделения МВт/м³ и плотностью теплового потока на сечении циклона МВт/м² при малом коэффициенте избытка воздуха в циклоне .

Жидкий шлак через летки циклонов вытекает в камеру дожигания, откуда он через центральную летку поступает в шлаковую ванну, где гранулируется водой. Горизонтальные циклонные топки могут быть применены для сжигания бурых и каменных углей (дробленка, грубая пыль).

Схема вертикальной циклонной топки (предтопка) с нижним выводом газов пока­зана на рис. 32б. Угольная пыль вместе с первичным воздухом в количестве 15 — 20 % от общего расхода воздуха поступает в предтопок через расположенную в верхней его части горелку с лопаточным аппаратом для закручивания потока (скорость вы­хода аэросмеси 20 — 25 м/с). Вторичный воздух поступает через тангенциаль­но расположенные сопла со скоростью 50 — 60 м/с. Топка пригодна для сжи­гания различных углей – бурых, ка­менных, тощих, а также АШ. Топливо сжигается в виде грубой пыли. Так, при сжигании АШ используется пыль с R₉₀ ≤ 20 % . Работа верти­кального циклонного предтопка харак­теризуется следующими показателями: МВт/м³; МВт/м²; . Улавливание золы в предтопке составляет 60 — 80 %.

Схема вертикальной циклонной топки с верхним выводом газов показана на рис. 32в. Пылевоздушная смесь поступает в кольцевое пространство вертикальной циклонной камеры. Уловленный в циклоне шлак (до 80 %) удаляется через летку. Газообразные продукты сгорания через горловину циклона поступают в камеру охлаждения.

Циклонные топки (горизонтальные и вертикальные) с жидким шлакоудалением нашли широкое распространение за рубежом. Длительная эксплуатация циклонных топок с жидким шлакоудалением показала их высокую эффективность.

Основными преимуществами циклонных топок являются:

— высокая объемная плотность тепловыделения, измеряемая несколькими МВт/м³, что приводит к сокращению габаритов установки;

— улавливание в пределах камеры и удаление в жидком виде 85 — 90 % золы топлива, что дает возможность интенсифицировать работу конвективных поверхностей нагрева и в ряде случаев отказаться от установки газоочистительных устройств;

— возможность работы с малым коэффициентом избытка воздуха ( ), что приводит к снижению потери тепла с уходящими газами;

— возможность работы на дробленом топливе или пыли грубого помола, что позволяет упростить систему пылеприготовления и снизить расход электроэнергии на топливоприготовление.

К основным недостаткамциклонных топок относятся:

— увеличение потери тепла с физичес­ким теплом шлака (более 2 %).

— повышенный расход энергии на дутье.

— повышенный выход оксидов азота в связи с высокой тем­пературой в циклонной камере.

Для сжигания фрезерного торфа и древесных опилок находят приме-нение вихревые (пневматичес­кие) топки ЦКТИ системы А. А. Шершнева (рис. 33).

Рис. 33. Топка системы Шершнева для сжигания фрезерного торфа:

1 — барабанный питатель торфа; 2 — камера сгорания; 3 — камера

догорания; 4 — трубы; 5 — дожигательная колосниковая решетка;

6 — сопла; 7 — воздушный короб; 8 — колосниковая решетка

Топоч­ная камера имеет обтекаемую конфи­гурацию. Вихревое движение газо­воздушного потока с горизонтальной осью вращения в топке достигается тангенциально подведенными воздуш­ными струями, выходящими из щеле­вых дутьевых сопл 7. Топливо, подавае­мое в топку питателем 1, подхватывается завихренным потоком, подсушивается и сгорает во взвешенном состоянии. Отсепарированные крупные частицы топлива дожигаются на колосниковой решетке 8 с опрокидными колосниками, устанавливаемой в нижней части топки. Решетка служит также для растопки. Через дутьевые сопла со ско­ростью до 60 – 80 м/с подается до 80 — 85 % воздуха, необходимого для горения. Остальной воздух подается под дожигательную решетку 5. Коэф­фициент избытка воздуха в однокамерной топке Шершнева ; суммарные потери от химического и механического недожога q₃ q₄ =3 – 5,5 %.

Положительные особенности за­крученных потоков используются так­же в вихревых топках, известных под названием топок с пересекающимися струями. На рис. 34 показаны схемы полузакрытых топок ЦКТИ и МЭИ, в которых благодаря соответствующей конфигурации ниж­ней части топки и способу подвода пылевоздушной смеси со скоростью примерно 80 м/с создается вихревое движение. Горячие топочные газы пересекают пылевоздушный поток, обеспечивая его интенсивное воспла­менение.

а) б)

Рис. 34. Вихревые топки с пересекающимися струями:

а – топка ЦКТИ; б – топка МЭИ

Циклонный принцип организации огнетехнических процессов находит широкое примене­ние при создании высокоэффектив­ных энерготехнологических агрегатов.

При организации сжигания жидкого топлива следует учитывать, что горение его происходит в основном в парогазовой фазе. Последнее связано с тем, что температура кипения жидкого топлива значительно ниже температуры его воспламенения. Поэтому скорость сгорания его будет определяться скоростью испарения с поверхности, а эта поверхность многократно увеличивается при распыливании жидкого топлива на отдельные капли, для чего и применяют специальные устройства – форсунки.

В зависимости от способа распыливания мазута форсунки бывают:

— механические (за счет давления мазута);

— паровые (за счет давления паровой струи);

— паромеханические;

— воздушные высоконапорные или низконапорные;

— ротационные (центробежные).

Совершенство конструкции любой форсунки оценивается по тонкости и однородности распыливания, которые форсунка может обеспечивать. Важным качеством является возможный предел регулирования форсунки, т.е. ее минимальная производительность, при которой сохраняется высокое качество распыливания.

В механических форсунках для распыливания мазута используется кинетическая энергия струи жидкого топлива, которое подается к форсункам специальным насосом под давлением от 1,0 до 3,5 МПа.

Недостатком механических форсунок является резкое ухудшение качества распыливания при снижении давления мазута до 1,0 — 1,2 МПа, что не позволяет снижать производительность форсунки более чем до 75-80 % от номинальной. Регулирование нагрузки котла с механическими форсунками производится поэтому отключением или включением различного количества горелок. Такой способ регулирования работы котла исключает возможность постоянного поддержания в топочной камере минимальных избытков воздуха, необходимых для предотвращения образования оксидов, определяющих скорость коррозии холодных конвективных поверхностей нагрева.

Паровые и пневматические форсунки. В паровых и пневматических форсунках дробление топлива осуществляется за счет кинетической энергии пара или воздуха. Основными показателями работы являются качество дробления и расход распыливающего агента на распыливание 1 кг топлива. Взаимодействие потоков топлива и распыливающего агента в форсунках этого типа осуществляется как внутри форсунки, так и за ней. Эффективность работы форсунок зависит от поверхности соприкосновения взаимодействующих потоков. Чем больше поверхность соприкосновения, тем эффективней работа форсунок (выше качество дробления, ниже удельный расход распыливающего агента).

Паромеханические и пневмомеханические форсунки.Устранение основного недостатка механических форсунок — малого диапазона регулирования производительности – достигается применением комбинированного паро- или пневмомеханического распыливания мазута. В последнее время получили распространение так называемые паромеханические форсунки, которые работают при умеренном давлении мазута 1,6 — 2,0 МПа. Обеспечение широкого диапазона регулирования такого типа форсунок (10 — 100 %) достигается сравнительно незначительным дополнительным расходом пара на распыливание (до 0,05 кг/кг мазута).

Ротационные форсунки.К комбинированным форсункам могут быть отнесены и ротационные форсунки.В ротационных форсунках дробление и подача топлива в топку осуществляются вращающимися элементами.

Горелочные устройства выполняются, как правило, комбинирован-ными, обеспечивающими сжигание как газа, так и мазута (раздельно или совместно) с применением форсунок различного типа. Это связано с тем, что обычно основным топливом является газ, а мазут ­­­– резервным.

Размещение форсунок, а также комбинированных газомазутных горелок в камерных топках может быть фронтальным, встречным и угловым. При сжигании распыленного жидкого топлива воздух в топочную камеру подают вместе с ним.

Сгорание мазута необходимо полностью завершить в пределах топочной камеры. При неблагоприятных условиях (нехватка воздуха, плохое перемешивание, низкая температура) из топки вместе с сажей могут выноситься капли неиспаренного мазута, которые будут откладываться на относительно холодных поверхностях нагрева парогенератора, снижая его экономичность.

Наряду с обычными камерными топками для эффективного сжигания мазута применяются и циклон­ные топки. В качестве примера на рис. 37 показана схема топочного устройства парогенератора ПК–41Ц паропроизводительностью 132 кг/с, с давлением пара 25 МПа, температу­рой перегретого пара 565/570 °С, оборудованного двумя вертикальными подовыми циклонами. Диаметр циклон­ной камеры и ее высота составляют 3880 мм, диаметр пережима (выходного сопла) 2340 мм.

Основное количество необходимого для горения воздуха (70 – 80 %) вводится в циклон со скоростью около 70 м/с через два вертикальных тангенциальных сопла. В каждом сопле установлены две ма­зутные механические форсунки про­изводительностью по 1,25 кг/с при давлении мазута 2,85 МПа. Остальной воздух подается со скоростью 30 м/с через аксиально улиточный ввод. Предусмотрена также подача в улиточный ввод и дутьевые сопла газового топлива.

Длительная эксплуатация пароге­нератора показала высокую эффектив­ность циклонного сжигания высокосернистого мазута. Сжигание мазута с коэффициентом избытка воздуха, близким к единице, позволило прак­тически ликвидировать высокотемпе­ратурную газовую коррозию труб экранов и изменить характер натрубных отложений на конвективных поверхностях нагрева. Объемная плот­ность тепловыделения в циклонной камере около = 3 МВт/м³, плот­ность теплового потока на сечении наклона = 15 МВт/м², в циклонной камере сгорает около 90 % вводимого мазута, остальные 10 % догорают по­сле циклона в камере горения (до пе­режима в топке).

Рис. 37. Схема топочного устройства парогенератора ПК–41Ц с двумя

циклонными предтопками:

1 – тангенциальное сопло; 2 – шибер для регулирования скорости

воздуха; 3 – аксиальный улиточный ввод

Для циклонных топок наиболее це­лесообразно применение механических форсунок, дающих короткий факел с большим углом раскрытия. Хоро­шие результаты получены при распо­ложении форсунок в дутьевых соплах (рис. 38). В этом случае воздух, выходящий из сопла со скоростью 70 — 120 м/с, способствует улучшению распыливания мазута. При таком рас­положении форсунок удается избе­жать отложения сажи на стенках циклонной камеры.

Для установок малой производи­тельности интенсификация сжигания мазута может быть достигнута приме­нением муфельного предтопка; один из вариантов его показан на рис. 39. Муфельный керамический предтопок обеспечивает эф­фективную предварительную тепло­вую подготовку мазута — частичную газификацию и лучшее смесеобразо­вание. Раскаленные керамические стенки муфеля интенсифицируют испа­рение топлива, улучшают воспламе­нение газовой смеси. Горение мазута получается короткофакельным.

Рис. 38. Схема установки мазутных форсунок в дутьевых соплах

Рис. 39. Схема муфельного предтопка для интенсификации сжигания

мазута:

1 – форсунка; 2 – керамический муфель; 3 – фронтальная

стенка топки

Жидкое и газообразное топливо может применять­ся для котлов любой произ­водительности.

Испарительные поверхности – поверхности парового котла, в которых происходит испарение воды, а часто и догрев воды до температуры кипения. Это котельные пучки труб, омываемые горячими топочными газами, фестон на выходе газов из топки, представляющий собой полурадиационную поверхность, настенные топочные экраны с радиационным обогревом.

Фестон как испарительная поверхность нагрева может быть выполнен в виде небольшого трубного пучка, включенного в цикл естественной циркуляции котла. Особенностью каждого фестона является разрядка его труб (фестонирование) с целью создания свободного прохода для топочных газов и летучей золы и предохранения труб от сплошного зашлаковывания. В этом смысле роль фестона могут выполнять и змеевики пароперегревателя, которые подвергаются фестонированию на входе газов в перегреватель.

В парогенераторах с низкими параметрами пара (Р = 1,3-2,1 МПа, t = 250 °С) и малой мощностью оказываются необходимыми конвективные поверхности нагрева, в которых передается до 30 % тепла, требуемого для испарения воды. В парогенераторах с естественной циркуляцией при средних параметрах пара Р = 3,93 МПа, и t = 450 °С для обеспечения дополнительной парообразующей поверхности нагрева также применяют испарительные конвективные пучки. В парогенераторах с естественной циркуляцией, вырабатывающих пар высоких параметров Р > 9,81 МПа, t > 500 °С, количество тепла, используемого на парообразование, значи-тельно снижается и тепловосприятие экранов оказывается достаточным для испарения воды.

В парогенераторах с естественной циркуляцией низкого и среднего давления конвективные испарительные поверхности нагрева (котельный пучок) выполняются в виде нескольких рядов вертикально расположенных подъемных и опускных труб с внутренним диаметром 40 — 60 мм, вальцованных или приваренных через штуцер к верхнему и нижнему барабанам или коллектору. Преимущественно применяется поперечное омывание труб потоком продуктов сгорания. Конструктивные характеристики конвективных испарительных поверхностей нагрева и различие тепловосприятия подъемных и опускных рядов труб должны обеспечивать надежную естественную циркуляцию в системе при всех условиях эксплуатации. Обычно высота труб конвективного пучка более 1,5 м и отношение площади сечения подъемных труб к сечению опускных не менее 3.

На рис. 40 показаны испарительные поверхности нагрева. Основной испарительной поверхностью нагрева в современных парогенераторах являются экраны, расположенные в топочной камере.

Рис. 40. Испарительные поверхности нагрева:

а – котельного пучка труб; б – настенного топочного экрана;

в – фестона; 1 – верхний барабан котла; 2 – нижний барабан котла;

3 – опускной пучок труб; 4 – подъемный испарительный пучок;

5 – подвод питательной воды; 6 – вывод насыщенного пара из

барабана к пароперегревателю; 7 – путь горячих топочных газов;

8 – фестон; 9 – нижний коллектор заднего экрана; 10 – испарительные

подъемные трубы экрана; 11 – промежуточный коллектор экрана;

12 – верхний коллектор экрана; 13 – смесеотводящие трубы заднего

экрана и фестона; 14 – обогрев экрана факелом горящего топлива

На рис. 41 показана схема экранов барабанного парогенератора среднего давления с топкой для сжигания пылевидного топлива с сухим шлакоудалением. Экраны представляют собой ряд панелей с параллельно включенными вертикальными подъемными трубами, соединенными между собой коллекторами. Часть подъемных экранных труб введена непосредст-венно в барабан парогенератора. Отдельные секции экранов присоединены к барабану через коллектор и соединительные трубы.

Рис. 41. Схема экранов барабанного парогенератора среднего давления:

1 – фронтовой экран; 2 – опускные трубы; 3 – потолочные трубы;

4 – отводящие трубы; 5 – фестон; 6 – задний экран; 7 – боковые

экраны; 8 – разводка труб в месте расположения амбразур;

9 – каркас; 10 – холодная воронка; 11 – опорный крюк; 12 – полка;

13 – плавник; 14 – натяжной крюк

Вода из барабана подводится в нижние коллекторы экранов опускными трубами, вынесенными за пределы обмуровки топки. Каждая панель экранов имеет независимый контур циркуляции, что обеспечивает дифференцированное питание их водой в соответствии с тепловой нагрузкой каждой панели. В месте выхода продуктов сгорания из топки экран, расположенный на задней ее стенке, образует трехрядный фестон, наличие которого обеспечивает затвердевание расплавленных частиц золы, не охлажденных в топке, что исключает шлакование пароперегревателя, размещенного за топкой. Подъемные трубы экранов выполняются без горизонтальных участков, с минимальным количеством изгибов в местах расположения горелок, амбразур, лазов и пр.

Испарительные радиационные поверхности нагрева котла размещают в топочной камере (в радиационной шахте), а конвективные – в послетопочных газоходах агрегата, т.е. в конвективной шахте. Радиационные поверхности нагрева представляют собой настенные экраны (рис. 42). Экраны, как правило, гладкотрубные, подвешены к каркасу агрегата (рис. 42а) для котлов всех систем с уравновешенной тягой (под разрежением). В энергетическом котлостроении широко применяются мембранные экраны из плавниковых труб или с вставками (рис. 42б, в).

Рис. 42. Типы экранирования:

а – гладкотрубный экран; б – с приваренными вставками;

в – плавниковый; г – гладкотрубный футерованный;

д – мембранный футерованный; 1 – труба; 2 – слой огнеупорный;

3 – слой тепловой изоляции; 4 – обмуровка; 5 – вставка стальная

прямоугольная; 6 – плавниковая труба; 7 – шипы специальные;

8 – огнеупорная набивка (карборунд); 9 – хромитовая масса

Мембранные конструкции, выполняемые в виде вертикальных, подвешенных газоплотных панелей, имеют ряд преимуществ: повышенное тепловое восприятие; отсутствие присосов паразитного воздуха; возможность осуществления наддува у агрегатов, т.е. создания в газоходе давления вместо разрежения; меньший на 10 — 15 % удельный расход металла; легкая и дешевая обмуровка; высокая заводская блочность поставки.

При таких конструкциях экранов вследствие передачи части тепла плавниками тыльной стороны труб и превращения их в активные поверхности нагрева обеспечивается повышенное тепловосприятие экранов и уменьшение на 15 — 20 % их удельного веса на единицу тепловосприятия по сравнению с обычными гладкотрубными экранами.

Газоплотные панели улучшают условия работы обмуровки топки и уменьшают вероятность интенсивного шлакования экранов. Однако свар-ные панели не допускают большой разности температур ∆t > 50 — 100 °С между смежными свариваемыми панелями или трубами. Иногда экраны выполняются двухсветными с подвеской их панелей вертикально внутри топочной камеры для форсирования теплосъема в топке.

При необходимости сжигания твердого топлива при высокой темпе-ратуре ( > 1500 °С) тепловосприятие экранов искусственно снижают, для чего экраны выполняют футерованными (ошипованными), (рис. 42г, д) – к трубе приваривают стальные шипы диаметром 10-12 и высотой 15-20 мм, которые служат проводниками теплоты и каркасом для крепления карбидокремниевой огнеупорной набивной массы, в несколько раз уменьшающей тепловосприятие экрана, что необходимо для поддержания высокой температуры топки. Футерованные экраны устанавливают в зонах интенсивного горения топлива, в циклонных топках и в зажигательных поясах в районе горелок при сжигании слабореакционных топлив.

Конвективные испарительные элементы в мощных агрегатах высоких давлений практически отсутствуют из-за снижения теплоты парообразования. Для котлов средних, а особенно низких давлений, где теплота испарения значительна, конвективные испарительные поверхности изготавливаются в виде многотрубных пучков, которые при этом выполняют также функции экономайзеров, догревая воду от t_п.в до t’. С ростом рабочего давления размеры пучков кипятильных труб уменьша-ются и при давлениях 10 МПа превращаются в небольшой разреженный фестонный пучок на выходе газов из топки. Наружный диаметр кипятильных труб 83 мм для средних давлений, 76 или 60 мм для высоких давлений и для агрегатов с принудительной циркуляцией от 42 до 32 мм.

ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ

Пароперегреватели предназначаются для перегрева насыщенного пара, поступающего из испарительной сис­темы парогенератора; в установках высокого давления они применяются также для дополнительного вторич­ного перегрева пара, частично отра­ботавшего в цилиндре высокого дав­ления турбины. Пароперегреватель является одним из основных теплоиспользующих элементов парогенера­тора и работает в наиболее тяжелых условиях.

Перегрев пара выше температуры насыщения необходим по соображениям повышения термического КПД электростанций и преду-преждения эрозии лопаточного аппарата водой из сконденсировавшегося на лопатках турбины пара. Перегрев пара осуществляется в трубчатых поверхностях, обычно радиационно-конвективного типа.

Поверхности нагрева перегревателя можно классифицировать исходя из способа передачи теплоты от дымовых газов: радиация (радиационные поверхности), конвекция (конвективные поверхности) и смешанная (радиационно-конвективные поверхности нагрева). Все эти поверхности показаны на схеме пароперегревателя котла высокого давления на рис. 43.

Основными конструктивными деталями пароперегревателя являются стальные, часто легированные, трубы и коллекторы. Трубы, как правило, имеют наружный диаметр 28 – 42 мм, промежуточного перегревателя – до 60 мм.

Радиационная поверхность нагрева 2 пароперегревателя размещается обычно на стенах топки с расположением труб перегревателя между испарительными трубами экранов. На рис. 43 радиационно-конвективная поверхность представлена в виде U-образных ширм 3 с поперечным шагом 450 – 700 мм и потолочных панелей 6; а конвективные поверхности – в виде змеевиковых пакетов 4 и 5.

Рис. 43. Основные конструктивные элементы пароперегревателей:

1 – барабан; 2 – двухходовая панель радиационного настенного топочного перегревателя; 3 – подвесные вертикальные полурадиационные перегревательные ширмы на выходе из топки; 4 – конвективный змеевиковый вертикальный перегреватель; 5 – горизонтальный выходной конвективный пароперегреватель; 6 – потолочная трубчатая панель перегревателя; 7 – впрыскивающий пароохладитель; 8 – выходной коллектор перегретого пара; 9 – входной коллектор подвесных труб; 10 – то же выходной; 11 – подвесные трубы перегревателя; 12 – опорная планка; 13 – змеевики горизонтального перегревателя; 14 – горелка

Различают перегреватели по способу крепления змеевиков: вертикальные 4 – первичного перегревателя и горизонтальные 5 – вторичного.

Вертикальные перегреватели крепятся к потолочному перекрытию котла обычно на подвесках из жаростойкой стали, причем последние часто размещают вне газохода.

Горизонтальные перегреватели крепят на подвесных трубках, охлаждаемых паром. Панели и пакеты змеевиков крепятся дистанционирующими вставками и подвесками из жароупорной стали и другими способами.

С повышением параметров пара роль и значение пароперегрева­теля возрастают. Это положение под­тверждается зависимостью доли тепла, воспринимаемого пароперегревателем, от параметров пара, показанной на рис. 44. Так, при средних парамет­рах пара 3,93 МПа (40 кгс/см²) и 450° С тепло, затрачиваемое на перегрев па­ра, составляет 30,6 % тепла, затрачиваемого на испарение воды: при вы­соких параметрах 13,8 МПа и 570 °С его доля доходит до 92 %.

Металл поверхностей нагрева па­роперегревателя имеет наибольшую по сравнению с другими теплоиспользующими поверхностями нагрева тем­пературу, что обусловливается высо­кими температурами пара и большими удельными тепловыми нагрузками по­верхностей нагрева.

По назначению пароперегреватели разделяют на первичные, в которых перегревается пар начального дав­ления, и промежуточные, используе­мые для перегрева частично отрабо­тавшего пара.

Рис. 44. Структура тепловосприятия в поверхностях нагрева

Конвективный пароперегреватель выполняется обычно из труб с внутрен­ним диаметром 22 – 36 мм, образую­щих змеевики, ввальцованные или приваренные к круглым коллекторам. Для промежуточных пароперегрева­телей диаметр труб d < 54 мм. В га­зоходе змеевики паро-перегревателя располагаются вертикально или гори­зонтально. Змеевики выполняются оди­нарными (однорядные), сдвоенными (двухрядные) и строенными (трехряд­ные). Для большей компактности па­роперегревателя и обеспечения необ­ходимой скорости пара в мощных агре­гатах применяют двух- и трехрядные змеевики. Скорость пара в трубах пароперегревателя выбирается по ус­ловиям температурного режима труб. В первичных пароперегревателях мас­совая скорость пара должна быть W_ρ = 500-1200 кг/(м²∙с). Большие значения массовой скорости принимаются для последних по ходу пара ступеней паро­перегревателя.

При указанных скоростях пара значение ко­эффициента теплоотдачи от стенки к пару составляет α₂ > 2000 Вт/(м²·К), что обеспечивает достаточно хорошее охлаждение металла труб и его тем­пературу в пределах °С. Для выравнивания температуры пара по отдельным змеевикам при темпе­ратуре его более 450 °С пароперегре­ватель разделяют на последовательно включенные по пару части с переме­шиванием пара между ними. Переме­шивание пара обеспечивается в смесительных коллекторах, к которым присоединены змеевики отдельных час­тей пароперегревателя. Кроме того, осуществляют переброс пара из зме­евиков, расположенных в одной части газохода, в змеевики другой части. Подводить пар к раздающему коллек­тору рекомендуется рядом труб по всей его длине (рис. 45).

Рис. 45. Схема пароперегревателя с перебросом

Для надежной работы паропере­гревателя, помимо обеспечения доста­точной скорости потока и равномерной температуры подогрева пара по па­раллельно включенным змеевикам, не­обходимо осуществить наиболее ра­циональную схему включения паро­перегревателя по ходу по-тока продук­тов сгорания. В зависимости от направления движения потоков пара и продуктов сгорания различают паро­перегреватели прямоточные, противоточные и со смешанным направлением потоков (рис. 46).

а) б) в) г)

Рис. 46. Схемы движения пара и продуктов сгорания в конвективных

пароперегревателях:

а – противоточное; б – прямоточное; в, г – смешанное

В противоточном пароперегрева­теле достигается наибольший возмож­ный температурный напор между про­дуктами сгорания и паром, что умень­шает необходимую поверхность нагре­ва пароперегревателя и соответствен­но снижает расход на него металла. Недостатками противоточной схемы являются размещение последних по ходу пара частей змеевиков в области наиболее высоких температур продуктов сгорания и тяжелые температурные условия работы металла труб. При прямоточном пароперегревателе температурный напор меньше, чем при противоточном, однако условия работы металла труб лучше, так как части змеевиков с наибольшей температурой пара обогреваются продуктами сгорания, охлажденными на входных участках змеевиков.

Оптимальной является смешанная схема включения пароперегре-вателя, при которой большая и первая по ходу пара часть перегревателя выполняется противоточной, а завершение перегре­ва пара происходит во второй его части при прямотоке. При этом в части змеевиков, расположен­ных в области наибольшей тепловой нагрузки пароперегревателя, в начале газохода, будет умеренная темпера­тура пара, а завершение перегрева пара происходит при меньшей тепло­вой нагрузке. Соотношение противо­точной и прямоточной частей паро­перегревателя выбирается из условия одинаковых температур металла в на­чале и конце змеевика прямоточной части пароперегревателя. При выпол­нении пароперегревателя из обычной углеродистой стали температура пара в конце противоточной части паро­перегревателя должна быть не выше 400 – 425 °С.

Первичный конвективный паропе­регреватель обычно устанавливается в виде вертикальных змеевиков в горизонтальном газоходе между топкой и конвективной шахтой при тем­пературе продуктов сгорания перед ним 900 — 1000 °С. Пароперегреватель для промежуточного перегрева пара представляет собой горизонтальные змеевики, расположенные в опускной конвективной шахте, причем началь­ная температура продуктов сгорания перед ним должна быть не выше 850 °С.

На рис. 43 показана схема пароперегревателя барабанного парогене­ратора высокого давления с конвективным пароперегревателем 4, выпол-ненным в виде верти­кальных змеевиков. Каждый змее­вик располагается в плоскости, пер­пендикулярной фронту парогенера­тора. Расположение змеевиков в плос­кости, совпадающей с направлением движения продуктов сгорания, обес­печивает одинаковый обогрев всех змеевиков при значительном сниже­нии температуры газов по глубине газохода. Наряду с этим устраняется влияние на тепловосприятие змееви­ков неравномерных температур по высоте газохода, которое в нижней и верхней части змеевиков может раз­личаться на 20 % и более. Однако рас­положение змеевиков в плоскости, перпендикулярной фронту парогенератора, при неодинаковой температуре продуктов сгорания по ширине газохода приводит к неравномерному тепловосприятию змеевиков по ширине газохода. В результате тепловая нагрузка отдельных змеевиков может превышать среднюю на 10 – 20 %. В этих условиях для обеспечения нормальной работы труб пароперегревателя его разделяют на части с перемешиванием пара в коллекторах до поступления его в последующую часть. Змеевики вертикального пароперегревателя обычно располагаются в коридорном порядке с целью обеспечения возмож­ности легкой их очистки от наружных загрязнений и уменьшения опасности зашлаковывания. Змеевик паропере­гревателя выполнен из двух парал­лельно включенных по пару труб, что позволяет разместить в габаритах га­зохода большую поверхность нагрева. Скорость продуктов сгорания в газоходе остается такой же, как и при оди­нарном змеевике, а скорость пара уменьшается в 2 раза.

На рис. 47 показано крепление вертикального пароперегревателя. Вертикальные змеевики подвешены к каркасу парогенератора за концы верхних петель, вынесенных из зоны обогрева. Подвеска змеевиков осуществлена с помощью хомутов, охва­тывающих трубки и подвешенных к крючку, укрепленному на балке кар­каса. Для обеспечения определенного расстояния между змеевиками на ниж­ние петли змеевиков укладывают дистанционирующие гребенки из жаро­упорного чугуна и скрепляют их при помощи хомутов из жаропрочной ста­ли.

Рис. 47. Крепление вертикального конвективного пароперегревателя:

1 – змеевик; 2 – подвесные планки; 3 – верхние изгибы труб;

4 – потолочные трубы; 5 – дистанционирующие гребенки;

6 – опорные планки

В процессе эксплуатации парогенератора температура перегретого пара может меняться вследствие изменения удельного тепловосприятия пароперегревателя. Наибольшее влия­ние на температуру перегретого пара оказы­вает нагрузка парогенератора. Температура перегрева пара зависит также от температуры питательной воды, избытка воздуха в топке, шлакования и загрязнения экранов и паро­перегревателя, от характеристик топлива.

В радиационном пароперегревателе с повышением нагрузки температура перегрева пара снижается, так как удельное тепловосприятие пароперегревателя возрастает в топке медленнее, чем увеличивается нагрузка.

В конвективном пароперегревателе количество проходящих через него продуктов сгорания увеличивается почти пропорционально увеличению нагрузки и одновременно повышается температура на выходе из топки. Соответ­ственно повышаются коэффициент теплоотдачи в пароперегревателе и температурный напор. В результате удельное тепловосприятие паро­перегревателя растет быстрее, чем нагрузка парогенератора, и температура перегрева пара возрастает.

В барабанных парогенераторах при сни­жении температуры питательной воды рас­ход топлива и продуктов сгорания увеличива­ется, что повышает скорость газов в паро­перегревателе и увеличивает коэффициент теплоотдачи. Следовательно, при неизменном расходе пара повышается температура его перегрева. В прямоточных парогенераторах снижение температуры питательной воды приводит к уменьшению поверхности нагрева зоны пароперегревателя, и температура пере­грева пара снижается.

Увеличение избытка воздуха в топке уменьшает долю тепла, передаваемого радиа­цией в топке, и увеличивает объем и скорость продуктов сгорания, проходящих через паро­перегреватель. В результате повышается температура перегрева пара.

Повышение влажности твердого топлива при неизменной паропроизводительности парогенератора увеличивает объем продуктов сгорания, прохо­дящих через пароперегреватель, и его удель­ное тепловосприятие, за счет чего также по­вышается температура перегрева пара.

Шла­кование экранов в топке вызывает повышение температуры продуктов сгорания перед паро­перегревателем и температуры перегрева пара. Загрязнение пароперегревателя вызы­вает снижение температуры перегретого пара.

В прямоточных парогенераторах поверх­ность нагрева зоны пароперегревателей меняется и зависит от эксплуатационных фак­торов. Поддержанием соотношения расхода воды и топлива можно обеспечить неизмен­ную температуру перегрева пара. Вместе с этим небольшое изменение расхода топлива вызывает существенное изменение температуры пара вследствие малой аккумулирующей способности парогенератора.

В соответствии с ГОСТ на турбины уста­новлены допустимые отклонения температуры перегрева пара от номинального значения в пределах от 10 до –15 °С в парогенерато­рах среднего давления и от 5 до –10 °С в парогенераторах высокого давления. При­меняемые системы и конструкции паропере­гревателей в различных условиях эксплуа­тации не могут обеспечить поддержание тем­пературы пара в допустимых пределах. В свя­зи с этим энергетический парогенератор должен иметь устройство для регулирования температуры пара. При этом номинальная температура перегретого пара после первич­ного и промежуточного пароперегревателей должна обеспечиваться в диапазоне нагрузок парогенератора 70 – 100 % при допустимых изменениях всех других факторов, влияющих на температуру перегрева пара.

В современных парогенераторах приме­няются два способа регулирования темпера­туры пара: паровое и газовое. При паровом регулировании температура пара поддержи­вается постоянной путем изменения степени его охлаждения или изменения энтальпия пара, поступающего в пароперегреватель или в отдельные его ступени. При газовом регулировании осуществляется воздействие на тепловосприятие пароперегревателя за счет изменения передачи тепла от газов к его поверхности нагрева.

Паровое регулирование температуры первичного пара, осуществляется либо в поверхностных пароохладителях, либо путем впрыска в поток перегретого пара чистого конденсата ­­- впрыскивающие пароохладители.

Изменение температуры пара по тракту пароперегревателя при различных схемах включения пароохладителя показано на рис. 50.

Рис. 50. Изменение температуры пара в зависимости от размещения

пароохладителя:

а – за пароперегревателем; б – в рассечку; в – на входе

насыщенного пара; г – допустимая температура металла

труб; 1 – пароохладитель

Установка пароохладителя на выходе пара из пароперегревателя не при­меняется, так как пароперегреватель при этом остается незащищенным от чрезмерно высокой температуры. Размещение пароохла­дителя на стороне насыщенного пара опре­деляет значительное запаздывание системы регулирования температуры пара и в настоя­щее время применяется в агрегатах малой мощности. Как правило, пароохладители компонуются в рас­сечку, что обеспечивает меньшую инерционность регулирования вследствие сокращения длины пути пара после регулятора и времени, необходимого для изменения количества тепла, аккумулированного в пароперегревателе. В ре­зультате регулирование конечной температуры пара достигается почти в 2 раза быстрее, чем при установке пароохладителя на стороне насыщенного пара.

Поверхностные пароохла­дители. Поверхностный пароохлади-тель представ­ляет собой трубчатый теплообменник. Внутри труб протекает охлаждающая вода, снаружи трубы омываются охлаждаемым паром (рис. 51).

Пароохладитель состоит из корпуса, внутри которого по всей длине разме­щаются змеевики из стальных труб диаметром 28×3 мм. К корпусу приварены штуцера длиной около 100 мм, к которым сваркой присоединены концы зме­евиков пароперегревателя.

Рис. 51. Поверхностный пароохладитель (регулятор перегрева):

1 – входной коллектор питательной воды; 2 – выходной

коллектор воды; 3 – крышка; 4 – корпус; 5 – подвод пара;

6 – корыто; 7 – диск опорный; 8 – выход пара; 9 – змеевики

охладителя; 10 – кожух; 11 – опора

В качестве охлаждающей воды используется обычно питательная вода. По потоку питательной воды пароохладитель может быть включен параллельно или после­довательно с экономайзером (рис. 52).

При параллельной схеме включения пароохладителя (рис. 52а) с уве­личением количества проходящей через него воды ухудшаются условия охлаждения экономайзера и уменьшается использование в нем тепла отходящих газов. В современных паро­генераторах применяется включение пароохладителя последовательно с экономайзером (рис.52б).

В зависимости от температуры перегретого пара автоматически регулируется количество охлаждающей воды, подаваемой в змеевики пароохладителя. Подвод охлаждающей питательной воды производится с торца пароохладителя через входной коллектор, а отвод через выходной коллектор.

Для обеспечения необходимого диапазона регулирования пароохладитель парогенераторов с естественной и многократной принудительной циркуляцией должен обеспечивать возможность снижения энтальпии пара на Δi_по= 60-80 кДж/кг.

Рис. 52. Схемы включения поверхностного пароохладителя:

а – параллельная; б – последовательная; 1 – барабан;

2 – пароохладитель; 3 – отвод охлаждающей воды;

4 – водяной экономайзер

Температура воды на входе в экономайзер (по схеме рис. 52б) будет выше, чем у воды, поступающей в парогенератор

i_пв.э. = i_п.в. Δi_по .

Количество питательной воды, прохо­дящей через пароохладитель при полной его нагрузке, достигает 30 — 40 % общего ее рас­хода.

Впрыскивающие пароохладители. Впрыскивающий пароохла-дитель (рис. 53) устанавливается на прямом участке паропровода или в коллекторе длиной 6 — 7 м, при этом охлаждающая вода или конденсат вводится в поток пара через форсунку-распылитель с нескольки­ми отверстиями диаметром 3 — 6 мм. Во избежание попадания относительно холодных струй воды на горячие стенки корпуса (коллектора) внутри него установлена разгруженная от давления защитная рубашка цилиндри-ческой формы (рис. 53а) или в виде сопла Вентури (рис. 53б). Размер защитной рубашки (3 — 5 м) определяется расчетной длиной участка испарения капель влаги.

Снижение температуры перегретого пара впрыскивающим пароохла­дителем достигается на некотором расстоянии от места ввода воды, так как на испарение капель конденсата и последующий перегрев образовав­шегося из них пара требуется некоторый промежуток времени, а скорость потока пара в пароохладителе более 40 м/с. Уменьшение этого расстояния достигается более тонким распылением воды за счет уменьшения диаметра отверстий форсунки и увеличения перепада давления между впрыскива­емой водой и паром и, по возможности, увеличением разности температур пара и конденсата.

Количество пара, проходящего через ступень пароперегревателя после пароохла­дителя, увеличивается и равно, кг/ч:

,

где — количество пара до пароохладителя, кг/ч; — количество воды, поступающей в пароохладитель, кг/ч.

Разность называют удельным теплосъемом в пароохладителе, где и — энтальпия пара на входе и выходе пароохладителя, кДж/кг. Он составляет обычно (в целом на весь пароперегреватель) кДж/кг или в пересчете на изменение температуры °С.

Рис. 53. Впрыскивающий пароохладитель:

а – с цилиндрической защитной рубашкой; б – с соплом Вентури;

1 – водяная форсунка; 2 – штуцер; 3 – корпус пароохладителя;

4 – защитная рубашка; 5 – сопло Вентури; 6 – вход охлаждающей воды;

7 – вход пара

Общее количество конденсата, поступаю­щего в пароохладитель, определяется из условий обеспечения снижения энтальпии пара на 80 кДж/кг при работе парогенератора с полной нагрузкой и определяется по фор­муле

, кг/ч ,

где i_п.п и – энтальпии перегретого пара и конденсата, поступающего в пароохлади­тель, кДж/кг.

Следует учитывать, что по мере прибли­жения пароохладителя к выходу пара из пароперегревателя ухудшаются температур­ные условия работы металла паропровода в месте впрыска. Это также является одной из причин применения двух-трех пароохла­дителей по тракту пара, что позволяет более тонко регулировать температуру пара и более надежно защищать отдельные ступени пароперегревателя.

Впрыскивающие пароохладители требовательны к качеству воды, используемой для впрыска.

В барабанных паровых котлах при сильно минерализованной питательной воде конденсат для впрыска получают в самом котле за счет конденсации части насыщенного пара, отбираемого из барабана котла. Такой способ получения качественной воды для впрыска называют схемой впрыска собственного конденсата (рис. 54).

Рис. 54. Схема регулирования перегрева пара впрыском собственного

конденсата:

1 – барабан; 2 – линия перелива; 3 – конденсатор; 4 – сборник

конденсата; 5 – впрыскивающий пароохладитель;

6 – экономайзер; 7 – регулятор температуры пара

Конденсация насыщенного пара происходит за счет отвода теплоты к питательной воде, поступающей затем в экономайзер. Установленный в нижней части конденсатора сборник выдает конденсат на впрыски в пароохладители, а избыток его через линию перелива возвращается в барабан. Для увеличения перепада давле­ния на впрыскивающем устройстве в этом случае рекомендуется защитную рубашку выполнять в форме сопла Вентури, обеспечивающей в узком ее сечении снижение статического давления пара (рис. 53,б).

Таким образом, сравнивая оба типа, следует отметить, что к недостаткамповерхностных пароохладителей относятся:

· большая инерционность;

· низкий диапазон регулирования;

а к недостаткамвпрыскивающих пароохладителей – сложность конструкции, связанная с необходимостью установки блока для получения собственного конденсата.

Рециркуляция продуктов сгорания. Рециркуляция обеспечивает­ся возвратом части газов V_рц из газохода после экономайзера с температурой = 350 – 450 °С в топочную камеру (рис. 55а).

Рис. 55. Организация рециркуляции дымовых газов в топку:

а – общая схема; б – изменение условной температуры вторично

перегретого пара от рециркуляции r при разных нагрузках

котла; 1 – топка; 2 – газомазутные горелки; 3, 4 – конвективные

поверхности основного и промежуточного пароперегревателей;

5 – экономайзер; 6 – РВП (регенеративный воздухоподогреватель);

7 – линия отбора газов на рециркуляцию; 8 – дымосос рециркуляции

газов; 9 – регулятор расхода; 10 – короб горячего воздуха

Газы рециркуляции вводятся либо в кольцевой канал вокруг горелки, либо непосредственно в ко­роб воздуха горелок. Поскольку абсолютное давление газов в топке выше, чем в месте отбора их на рециркуляцию, подача газов в топку возможна только специальным дымососом рециркуляции газов. В связи с этим увеличиваются затраты электроэнергии на перекачку газов.

Кроме того, возврат части газов в топку увеличивает общий объем газов в тракте от точки отбора газов и сопротивление этого тракта, отчего дополнительно увеличиваются затраты энергии на тягу в основных дымососах.

Доля рециркуляции газов:

,

где – объем газов за местом их отбора на рециркуляцию, м³/кг. Доля рециркуляции изменяется обычно от 0,05 до 0,4 (или от 5 до 40 %) и увеличивается по мере снижения нагрузки, когда заметно уменьшается тепловосприятие конвективных поверхностей промежуточного перегревателя (рис. 55,б).

В результате ввода рециркулирующих газов происходит снижение тем­пературы горения в топке, уменьшение тепловосприятия топочных экра­нов и увеличение тепловосприятия конвективных поверхностей. В итоге в среднем 1 % рециркуляции газов обеспечивает повышение темпе­ратуры пара на 1,0 — 1,5 °С.

Рециркуляция дымовых газов в широком диапазоне применяется преимущественно на газомазутных котлах, на которых ввод инертных газов в зону горения практически не влияет на полноту сгорания топлива и по­верхности которых не подвержены золовому износу при повышенной скорости газов в газоходах. При сжигании газа и особенно мазута доля рециркуляции составляет 5 – 10 %, что даже при полной нагрузке обеспечивает снижение теплового потока на экраны топочной камеры и оказывает поло­жительную роль в отношении защиты экранов НРЧ от чрезмерно высоких тепловых нагрузок.

Введение инертных газов рециркуляции в ядро факела при сжигании твердых топлив допустимо только для реакционных топлив, в других случа­ях это приводит к затягиванию горения и возможному росту потерь теплоты с недожогом. При сжигании шлакующих топлив возможна рециркуляция газов в верхнюю часть топки. Ее цель — снижение температуры газов перед ширмами, что уменьшает вероятность их шлакования.

Рециркуляции газов приводит к некоторому повышению температуры уходящих газов и, следовательно, потерь теплоты с ними. При этим несколько возрастет расход топлива по сравнению с ре­жимом без рециркуляции.

Байпасирование продуктов сгорания. Регулирование температуры вторично перегреваемого пара байпасированием продуктов сгорания (рис. 56) можно осуществить двумя способами: либо использованием холостого газохода между пакетами пароперегревателя (рис. 56а), либо перераспределением продуктов сгорания по параллельным газоходам, в одном из которых расположена поверхность перегревателя (так называемый «рас­щепленный газоход») (рис. 56,б).

Рис. 56. Схемы регулирования температуры пара байпасированием

продуктов сгорания:

а – через холостой газоход; б – распределением газов по газоходам:

1 – пакеты промежуточного перегревателя; 2 – экономайзер;

3 – регулирующая заслонка; в – с разделением газоходов:

1 – промперегреватель; 2 – экономайзер; 3 – основной воздухоподо-

греватель; 4 – предвключенный воздухоподогреватель; 5 – дымосос

ЭКОНОМАЙЗЕРЫ

Водяные экономайзеры служат для подогрева питательной воды и снижения температуры уходящих газов. Располагаются в одну или две ступени в конвективной шахте топки.

Экономайзеры различаются по:

— материалу, из которого изготовлены: чугунные и стальные;

— типу труб: с гладкими трубами и ребристыми;

— кипящего и некипящего типа.

В экономайзерах некипящего типа подогрев воды происходит только до температуры кипения. В экономайзерах кипящего типа происходит частичное парообразование. Температура питательной воды на выходе из экономайзера равна температуре насыщения (кипения), соответствующей давлению в экономайзере. Питательная вода в экономайзере этого типа может содержать 15-20 % пара.

Чугунные экономайзеры (рис. 57) комплектуются с котлами, давление в которых не превышает 2,4 МПа. Эти экономайзеры бывают только некипящего типа. Температура воды на входе в экономайзер должна быть на 5 – 10 °С выше температуры точки росы отходящих газов, а на выходе из экономайзера на 20 °С ниже температуры насыщения. Основное преимущество экономайзера такого типа – повышение стойкости к коррозии. Они изготавливаются из чугунных ребристых труб с внутренним диаметром 60 мм. Ребра квадратные 150×150 мм. Длина труб 2 – 3 м.

Стальные экономайзеры применяются во всем диапазоне давлений. В целях интенсификации конвективного теплообмена водяной экономайзер выполняется из труб малого диаметра d_н = 28-38 мм при толщине стенки 2,5 — 3,5 мм. Концы змеевиков экономайзера объединя-ются коллекторами, вынесенными из области газового обогрева. В мощных парогенераторах с целью уменьшения количества трубок, проходящих через обмуровку экономайзера, змеевики объединяются в соединительных патрубках, которые пропускаются через обмуровку к коллекторам. Иногда коллекторы, объединяющие змеевики, размещаются в газоходе экономайзера и одновременно служат для его опоры.

Трубки экономайзера обычно располагаются в шахматном порядке, что обеспечивает большую эффективность теплообмена по сравнению с коридорным расположением труб, и соответственное уменьшение габаритов экономайзера. Стальной гладкотрубный водяной экономайзер с параллельным включением ряда змеевиков изображен на рис. 58. В целях уменьшения габаритов, занимаемых водяным экономайзером, в парогенераторах большой мощности увеличивается число рядов параллельно включенных змеевиков, предусматривая два входных коллектора, расположенных на противоположных стенках конвективной шахты. Встречные змеевики смещены по глубине газохода с таким расчетом, чтобы была выдержана оптимальная величина отношения S₂/d_н .

Рис. 57. Общий вид чугунного экономайзера ВТИ:

а — общий вид; б – ребристая труба; 1 – ребристая труба; 2, 6 – вентили для питания котла водой через или помимо экономайзера; 4 – вентиль на входе воды в экономайзер; 5 – обратный клапан; 7 – соединительный калач; 8 – обдувочное устройство

Рис. 58. Водяной экономайзер с параллельным включением ряда змеевиков:

1 – входная камера; 2 – выходная камера; 3 – змеевики экономайзера

В другой конструкции малый продольный шаг труб достигается лирообразным изгибом труб (рис. 59). Крепление змеевиков водяного экономайзера осуществляется путем их установки на опорных или подвесных конструкциях.

К коллекторам змеевики присоединяются вальцовкой или сваркой через промежуточные штуцера. Выходной коллектор экономайзера присоединяется к барабану парогенератора несколькими водоперепуск-ными трубами, в которых обеспечивается восходящий поток с целью свободного выхода с водой газов и образовавшегося в экономайзере пара в барабан. Для удобства очистки поверхностей нагрева от наружных загрязнений и его ремонта экономайзер разделяют на пакеты высотой до 1 м. Разрывы между пакетами должны быть 550 – 600 мм, а между пакетами экономайзера и воздухоподогревателем – не менее 800 мм.

Рис. 59. Присоединение к коллекторам змеевиков экономайзера:

а – с использованием развилок; б – с разделением на два пучка;

в – при двух параллельных коллекторах; г и д – с использованием

секционных камер

Змеевики экономайзера могут располагаться перпендикулярно или параллельно фронту парогенератора (рис. 60). В первом случае длина змеевиков невелика, что облегчает их крепление. Во втором случае резко уменьшается число параллельно включенных змеевиков, но усложняется их крепление. В парогенераторах небольшой мощности применяется одностороннее расположение коллекторов. В парогенераторах с развитым фронтом экономайзеры выполняются двусторонними, симметричными, с расположением коллекторов с двух боковых сторон конвективной шахты.

Скорость воды в водяном экономайзере принимается исходя из условий предотвращения в них кислородной коррозии и расслоения пароводяной смеси. При малой скорости воды остающийся в ней кислород задерживается в местах шероховатости верхней образующей трубок и вызывает язвенную коррозию, которая распространяется на большую толщину стенки трубки вплоть до образования свищей. Расслоение пароводяной смеси при малой скорости потока вызывает ухудшение условий их охлаждения и перегрев металла трубок.

Рис. 60. Компоновка экономайзера:

а – перпендикулярное фронту расположение змеевиков;

б – параллельное фронту расположение змеевиков;

в, г – двустороннее параллельное фронту расположение змеевиков;

д – защита труб от износа; 1 – барабан; 2 – водоперепускные трубы;

3 – экономайзер; 4 – входные коллекторы; 5 – перекидные трубы

В целях повышения эффективности теплообмена и компактности экономайзеров мощных парогенераторов к трубкам приваривают плавники или экономайзеры выполняются из плавниковых трубок (рис. 61); при этом объем, занимаемый водяным экономайзером, уменьшается на 20 — 25 %.

Рис. 61. Плавниковые трубы экономайзеров:

а – с приваренными ребрами; б – из плавниковых труб

ВОЗДУХОПОДОГРЕВАТЕЛИ

Для подогрева воздуха применяются два типа воздухоподогревателей: рекуперативные и регенеративные.

В рекуперативном воздухоподогревателе тепло продуктов сгорания передается непрерывно воздуху через стенку, разделяющую теплообменивающиеся среды. В регенеративном воздухоподогревателе тепло передается металлической насадкой, которая периодически нагревается продуктами сгорания, а затем отдает аккумулированное в ней тепло нагреваемому воздуху. Воздухоподогреватели воспринимают 7 — 15 % тепла, отдаваемого продуктам сгорания.

Рекуперативный воздухоподогреватель. Преимущественно применяются трубчатые рекуперативные воздухоподогреватели с вертикальным расположением труб, при этом воздух омывает их снаружи поперечным потоком (рис. 62). Воздухоподогреватели изготовляются из стальных труб с наружным диаметром 30 – 40 мм при толщине стенки 1,2 — 1,5 мм. Концы труб привариваются к трубным доскам и располагаются в шахматном порядке. Иногда для увеличения рабочего ресурса труб при сжигании сернистых мазутов устанавливаются эмалированные или стеклянные трубки взамен стальных.

Для получения необходимой скорости перекрестного тока воздуха трубную систему по высоте разделяют промежуточными досками на несколько ходов. Для перепуска воздуха из одного хода в другой устанавливаются короба. Воздухоподогреватель снаружи имеет стальную обшивку и опирается нижней трубной доской на раму, связанную с каркасом парогенератора. Трубная система расширяется вверх, и верхняя трубная доска соединяется с газоходом линзовым компенсатором, что обеспечивает свободное термическое расширение воздухоподогревателя. Воздухоподогреватель выполняется из ряда секций, удобных для монтажа и транспортировки, которые устанавливаются рядом, заполняя все сечение газохода.

Компенсация температурного расширения воздухоподогревателя осуществляется с помощью линзовых или набивных компенсаторов (рис. 63).

При сжигании многозольного топлива для предохранения концов труб от абразивного износа в них устанавливаются трубки длиной 150 — 200 мм. При температуре продуктов сгорания более 500 °С верхние трубные доски покрывают теплоизоляционной массой.

Применяются однопоточная и двухпоточная схемы подвода воздуха в воздухоподогреватель. В воздухоподогревателях парогенераторов малой и средней мощности применяется однопоточная схема подвода воздуха по его широкой стороне.

Рис. 62. Трубчатый воздухоподогреватель:

1 – стальные трубы 40×1,5 мм; 2, 6 – верхняя и нижняя трубные

доски толщиной 20 — 25 мм; 3 – компенсатор; 4 – воздухоперепускной

короб; 5 – промежуточная трубная доска; 7, 8 – опорные рамы и

колонны

Рис. 63. Компенсаторы тепловых расширений воздухоподогревателя:

а – линзовые компенсаторы; б – набивные компенсаторы;

1 – трубная доска; 2 – компенсатор расширения труб относительно

короба воздуха; 3 – компенсатор расширения короба относительно

каркаса; 4 – каркас короба; 5 – камера с крошкой шамота и песка;

6 – лист уплотнения

В агрегатах большой мощности высота одного воздушного хода достигает больших размеров, и число ходов воздуха в каждой ступени воздухоподогревателя уменьшается. Двухпоточная схема подвода воздуха позволяет уменьшать высоту хода и увеличивать число ходов при меньшем в них числе рядов трубок и, соответственно, уменьшить сопротивление по ходу воздуха и повысить температурный напор в воздухоподогревателе. Применение двухпоточной схемы подвода воздуха и труб малого диаметра с малым шагом позволяет создать достаточно компактные воздухоподогреватели.

Различные схемы компоновки трубчатых воздухоподогревателей показаны на рис. 64.

Рис. 64. Схемы компоновки воздухоподогревателя:

а – двухпоточный по воздуху при двустороннем его подводе;

б – двухпоточный при одностороннем подводе воздуха;

в – многопоточный по воздуху; 1 – вход холодного воздуха;

2 – выход горячего воздуха

Трубчатые воздухоподогреватели просты по конструкции, надежны в работе и более плотны, чем другие системы воздухоподогревателей. Недостатком трубчатых воздухоподогревателей являются относительно большие удельный расход металла и удельный объем.

Регенеративный воздухоподогреватель представляет собой вращающийся барабан с набивкой из тонких стальных гофрированных или плоских листов, образующих каналы малого эквивалентного диаметра (d_экв = 4 — 5 мм) для прохода воздуха и продуктов сгорания. Набивкой, которая служит поверхностью теплообмена, заполняется пустотелый ротор, разделенный сплошными перегородками на изолированные друг от друга секторы (рис. 65).

Рис. 65. Регенеративный воздухоподогреватель:

1 – вал ротора; 2 – подшипники; 3 – электродвигатель;

4 – набивки; 5 – наружный кожух; 6, 7 – радиальное и

периферийное уплотнения; 8 – утечка воздуха через уплотнения

Ротор медленно с частотой вращения 2 — 6 об/мин вращается в неподвижном корпусе. Корпус разделен на две части секторными плитами. В одну из них через горловину поступают продукты сгорания, в другую – воздух. Движение потоков газа и воздуха раздельное и непрерывное. При непрерывном вращении ротора его металлическая набивка попеременно проходит через эти потоки. Сначала тепло газов аккумулируется, а затем отдается воздуху. Этот процесс повторяется, и в итоге организуется непрерывный нагрев воздуха. Взаимное движение потоков продуктов сгорания и воздуха противоточное. Поверхность нагрева 1 м³ набивки составляет 200 — 250 м². Длительность пребывания набивки в газовом и воздушном потоках менее 30 с. Толщина листов набивки 0,6 — 1 мм. Мощность электродвигателя для привода ротора воздухоподогревателя 3 — 5 кВт. Регенеративные воздухоподогреватели указанной конструкции отличаются меньшими габаритными размерами.

Недостатками регенеративных воздухоподогревателей являются повышенный переток воздуха в газовую среду (до 10 %), что увеличивает потерю тепла с уходящими газами, а также наличие вращающихся элементов и системы водяного охлаждения вала ротора и подшипников. Вследствие коробления набивки подогрев воздуха в регенеративных воздухоподогревателях ограничен температурой 300 — 350 °С.

При необходимости более высокого подогрева воздуха воздухоподогреватель выполняют комбинированным из регенеративного воздухоподогревателя с подогревом в нем воздуха до 250 — 300 °С и трубчатого, в котором завершается подогрев воздуха до более высокой температуры (рис. 66).

Рис. 66. Схема установки комбинированного рекуперативного и

регенеративного воздухоподогревателя:

1 – топка; 2 – экраны топочной камеры; 3 – фестон; 4 – ширмовый

пароперегреватель; 5 – конвективный пароперегреватель; 6 – водяной

экономайзер I ступени; 7 – то же II ступени; 8 – регенеративный

воздухоподогреватель I ступени; 9 – рекуперативный трубчатый

воздухоподогреватель II ступени

Выбор температуры горячего воздуха. Температура горячего воздуха при сжигании твердых топлив определяется не только характеристиками топлива, но и организацией его сжигания.

Количество поступающего в зону горения воздуха по массе в несколько раз превосходит массу топлива. Недостаточный подогрев воздуха может затормозить воспламенение топлива и привести к значительному недожогу. Так, для топлив с относительно малым выходом летучих веществ (V^daf < 25 %) раннее воспламенение и низкий механический недожог достигаются при температуре горячего воздуха не ниже 300 °С.

Более низкий подогрев воздуха (250-300 °С) по условиям горения допустим для топлив с высоким выходом летучих (V^daf > 25 %). Исключение составляют сильновлажные топлива, требующие использо-вания для работы в пылесистеме высокотемпературного сушильного агента. Последний можно получить путем смешения части горячих топочных газов с воздухом. Тогда допустимо некоторое снижение подогрева воздуха в воздухоподогревателях. Так, при влажности топлива ≤ 2 (%·кг)/МДж температура горячего воздуха может быть принята 270-300 °С, а при ≥ 5 (%·кг)/МДж – 400 °С.

Обеспечение жидкого шлакоудаления требует высокого подогрева воздуха (не ниже 350 °С). Уровень его подогрева зависит от выхода летучих, температуры плавкости золы и влажности сжигаемого топлива.

Сжигание мазута и природного газа допускает умеренный подогрев воздуха, при котором исключается недогорание топлива в высоконапря-женных топках. Экономически выгодно подогревать воздух выше температуры питательной воды, поступающей в экономайзер.

При температурах горячего воздуха выше 300 °С компоновка воздухоподогревателя выполняется двухступенчатой, в рассечку с водяным экономайзером. В табл.2 приведены рекомендуемые значения температуры горячего воздуха для различных топлив.

Таблица 2

Каркас.Каркасом котла называ­ют металлическую конструкцию, которая поддерживает барабан, поверх­ности нагрева, обмуровку, лестницы и площадки, а также вспомогатель­ные элементы агрегата и передает их вес на фундамент. Котлы низкого давления и малой производи­тельности устанавливаются на раму, закрепленную непосредственно на фундаменте, или кирпичную обмуров­ку, и тогда основным назначением каркаса является придание обмуровке парогенератора большей устойчивости и прочности. Каркас современного котла является сложной ме­таллической конструкцией, и на его изготовление затрачивается большое количество металла. В котлах высокого давления масса каркаса составляет 20 — 25 % всей массы металла котла, или 0,8 — 1,2 т на тонну его часовой производитель­ности. Каркас представляет собой рамную конструкцию, выполненную из стандартных металлических про­филей, изготовленных из малоуглеро­дистой стали марки Ст.3, и состоит из ряда основных и вспомогательных колонн и соединяющих их горизон­тальных балок, воспринимающих на­грузку от барабанов, трубной системы поверхностей нагрева, а также гори­зонтальных и диагональных балок, служащих для придания прочности и жесткости системе каркаса.

На рис. 67 показана схема кар­каса барабанного котла высокого давления.

Колонны выпол­няются обычно из двух стальных швеллеров или двутавровых балок, жестко соединенных между собой накладками из листовой стали; колонны пере­дают на фундамент значительные сосредоточенные нагрузки — сотни тонн. Во избежание чрезмерных удельных давлений на фундамент колонны снаб­жаются башмаками (рис. 68), выполненными из листовой стали и угольников. Опорная плоскость башмаков рассчитывается на допускаемое для материала фундамента напряже­ние сжатия и закрепляется в фунда­менте болтами или заделывается в нем. Основные горизонтальные балки при­вариваются к колоннам и образуют вместе с ними рамную систему. Не­сущие и распорные горизонтальные балки выполняются из стальных швел­леров, двутавров или угольников.

Когда сортамент прокатных про­филей не обеспечивает необходимой прочности колонн и балок, их делают в виде сварной конструкции, состав- ленной из ряда профилей и листовой стали. Частью каркаса являются помосты, необходимые для обслужива­ния котла, которые рабо­тают как горизонтальные фермы и увеличивают жесткость каркаса. По­мосты выполняются из рам прокатных профилей и приваренных к ним листов рифленой стали. Лестницы между по­мостами выполняются из стальных по­лос, между которыми приварены сту­пени. Угол наклона лестниц не должен превышать 50° к горизонту, а их ширина должна быть не менее 600 мм.

Рис. 67. Схема каркаса котла:

1 – колонны; 2 – несущие потолочные балки; 3 – ферма;

4 – ригель; 5 – стойки

Каркас рассчитывается как рам­ная конструкция, работающая под статической нагрузкой от веса эле­ментов парогенератора и дополнитель­ных термических напряжений, воз­никающих под влиянием неравномер­ного нагрева деталей каркаса и при­варенных к ним конструкций. В це­лях предотвращения перегрева эле­ментов каркаса его колонны, гори­зонтальные балки и фермы распола­гаются обычно за пределами обмуров­ки. При установке парогенератора вне здания должна учитываться и ветровая нагрузка на поверхности, ограничивающая парогенератор и пе­редаваемая на каркас. Барабаны котла, коллекторы экранов пароперегревателей и водяных экономайзеров при нагревеудлиняются, и для предупреждения возникновения в них и в элементах каркаса, на которых они закрепля­ются, больших температурных напря­жений необходимо предусмотреть возмож-ность свободного их расширения. С этой целью барабаны устанавливаются на специальных подвижных опорах, закрепленных на горизонтальных балках каркаса, или подвешиваются к этим балкам. Барабаны котлов средней и большой мощности обычно устанавливаются на двух под­вижных опорах. Конструкция такой опоры показана на рис. 69.

При большой длине барабана, когда при установке на двух опорах прогиб его больше 10 мм, барабан подвешивают к каркасу в нескольких статически наивыгоднейших точках. Коллекторы экранов, пароперегревателей и водяных экономайзеров крепятся к каркасу шарнирными подвесками, а при малой их длине свободно опираются на сколь­зящие опоры, закрепленные на кар­касе.

Назначение и требования к обмуровке. Обмуровкой котла называют систему ограждений, отделяющих топочную камеру и газоходы от окружающей среды. Основным назна­чением обмуровки являются направ­ление потока продуктов сгорания, а также тепловая и гидравлическая его изоляция от окружающей среды. Тепловая изоляция необходима для уменьшения потерь теплоты в окружаю­щую среду и для обеспечения допу­стимой температуры наружной поверх­ности обмуровки, которая по усло­виям безопасной работы персонала не должна превышать 55 °С. Гидрав­лическая изоляция необходима для предотвращения присосов холодного воздуха в газоходы или выбивания продуктов сгорания при разнице дав­лений в газоходах и снаружи, которая имеет место при работе котла с разрежением или с давлением в га­зовом тракте.

Элементы обмуровки котла работают в различных условиях. Наружная поверхность обмуровки имеет низкую и относительно постоянную температуру, внутренняя ее поверхность находится в области вы­сокой и переменной температуры, сни­жающейся по ходу потока газов. По направлению потока газов разрежение в газоходах увеличивается, а давление при работе парогенератора под наддувом уменьшается. Различны и нагрузки на элементы обмуровки от ее веса и внутренних напряжений, возникающих при неодинаковых температур-ных удлинениях ее частей.

В наиболее тяжелых условиях находится внутренняя часть обмуровки топки, подвергающаяся воз­действию высокой температуры более 1600 °С, а при сжигании твердого топлива также химическому и механическому воздействию шлака и золы. В результате взаимодействия мате­риала обмуровки со шлаком, а также механического износа шлаком и золой происходит разрушение обмуровки.

Конструкция обмуровки. Соответственно назначению и ус­ловиям работы к обмуровке предъяв­ляются следующие основные требова­ния: малая теплопроводность, герметичность, механическая прочность и термическая устойчивость. Кроме то­го, конструкция обмуровки должна быть простой и не требовать больших затрат труда и времени на ее изготов­ление и монтаж.

Ранее обмуровка парогенераторов выполнялась только из красного и огнеупорного кирпича, из которого выкладывались ее стены и своды, скрепляемые стальными балками и стяжными болтами. Обмуровка современных парогенераторов представляет собой комбинированную систему, вы­полненную из кирпича, огнеупорных плит, изоляционных материалов, металлических скрепляющих частей, уп­лотняющих обмазок, металлической обшивки и других элементов. Кон­струкция обмуровки изменяется и совершенствуется по мере развития парогенераторо-строения и производства огнеупорных изделий и изоляционных материалов.

Обмуровки в зависимости от кон­струкции и способа крепления могут быть разделены на следующие типы (рис. 70):

а) стеновая кирпичная обмуровка, опирающаяся непосредственно на фун­дамент;

б) облегченная обмуровка, выпол­няемая из огнеупорного и диатомитового кирпича, изоляционных плит и стальной обшивки, закрепленная на каркасе парогенератора с помощью металлических конструкций;

в) легкая обмуровка, выполняемая из шамотобетонных или жаростойких бетонных плит, теплоизоляционных плит и металлической обшивки или уплотнительной обмазки.

Показатели указанных типов обму­ровок характеризуются следующими данными:

Стеновая обмуровка применяется для парогенераторов малой мощности при высоте стен не более 12 м. При большей высоте обмуровка становится механически ненадежной. В этом случае она выполняется в виде наружной облицовки из красного кирпича толщиной 1-1,5 кирпича и внутренней футеровки из огнеупорного кирпича, которая в области неэкранированной топки должна иметь толщину 1-1,5 кирпича, а в газоходах с температурой 600-700 °С – не менее 0,5 кирпича (рис. 70а).

При относительно больших размерах топочной камеры и вы­сокой температуре ее стенок для пре­дотвращения нарушения связи между слоями огнеупорного и красного кир­пича кладку разделяют на участки и разгружают футеровку по высоте (рис. 70б).

Для уменьшения потерь тепла через обмуровку между облицовкой и футеровкой иногда оставляют каналы, которые засыпают сыпу­чим изоляционным материалом — ин­фузорной землей, молотым шлаком и т.п. Для предупреждения возник­новения разрушающих кладку внут­ренних температурных напряжений, возникающих в условиях ее неравно­мерного нагрева, в стенах кладки предусматриваются температурные швы, заполненные асбестовым шну­ром, которые обеспечивают возмож­ность ее свободного расширения.

Облегченные обмуровки ранее при­менялись в парогенераторах средней мощности. Конструкция облегченной обму­ровки показана на рис. 70в. Обмуровка выполняется из двух или трех слоев различных материалов общей толщиной до 500 мм. Внутренний огне­упорный слой – футеровка – имеет тол­щину 113 мм, а при малой степени эк­ранирования 230 мм, средний изоля­ционный слой из диатомитового кир­пича – 113 мм, облицовочный слой из совелитовых плит 65-150 мм. Средний изоляционный слой часто выполня­ется из совелитовых плит толщиной 100 мм, заменяющих диатомитовый кирпич. Уменьшение толщины и массы обмуровки позволило опирать ее непо­средственно на каркас, в результате чего стало возможным выполнять ее любой высоты, устанавливая через 1-1,5 м разгрузочные пояса. При этом вся стенка делится на ряд яру­сов, каждый из которых опирается на чугунные или стальные кронштейны, укрепленные на каркасе парогенера­тора. Для обеспечения возможности свободного расширения между крон­штейном и кладкой предусматриваются горизонтальные температурные швы, заполненные асбестовым шну­ром.

В некоторых конструкциях для предотвращения обрушений футеров­ки применяются специальные крепле­ния вертикальных ярусов к каркасу с помощью чугунных крюков. Снару­жи обмуровка обшивается стальными листами или защищается газонепро­ницаемой штукатуркой (рис. 70 г).

Рис. 70. Конструкции обмуровок вертикальных стен:

а, б – массивная, свободно стоящая: 1 – разгрузочные пояса;

2 – футеровка; в – облегченная накаркасная: 1 – стальные или

чугунные кронштейны; 2 – фасонный шамотный кирпич;

3 – горизонтальный температурный шов; 4 – фасонный шамотный

кирпич; 5 – шамотный кирпич; 6 – фасонный шамотный кирпич;

7 – чугунный крюк; 8 – горизонтальные трубы, закрепленные на

каркасе; 9 – легковесный теплоизолирующий кирпич или

теплоизоляционная плита; 10 – наружная металлическая обшивка;

11 – разгрузочные и притягивающие пояса; г – щитовая обмуровка:

1 – первый слой щита из огнеупорного бетона; 2 – стальная сетка;

3, 4 – термоизолирующие плиты; 5 – газоплотная обмазка

Легкая обмуровка накаркасного типа выполняется из щитов, состоя­щих из двух слоев теплоизолирующих материалов, защищенных со стороны омывающих их газов слоем жароупор­ного бетона. Металлическая рамка щитов такой обмуровки крепится к каркасу парогенератора. Применя­ются также плиты размером 1000х500 мм и 1000х1000 м из известково-кремнеземистых материалов, покрытых со стороны газов жароупорным шамотобетоном. Плиты, предназначенные для установки в незащищенных трубами местах с более высокой температурой, имеют большую толщину и массу. Для передачи их массы на каркас предусматриваются дополнительно закладные чугунные кронштейны. Накаркасная обмуровка применяется преимущественно в об­ласти пароперегревателей, газопово­ротных камер и конвективной шахты парогенераторов большой мощности. В топках накаркасную обмуровку применяют на прямых стенках. До­стоинствами накаркасной конструк­ции обмуровки являются ее неболь­шая масса и существенное облегчение монтажных работ. Однако при такой обмуровке затрудняются ее ремонт и обеспечение плотности.

Натрубная обмуровка (рис. 71) выполняется в виде отдельных слоев, последовательно наносимых в пластич­ном состоянии на трубы экранов и других поверхностей нагрева или в виде плит-панелей с огнеупорным и теплоизоляционным слоями, устанав­ливаемых на балки жесткости, закрепленные на трубах.

В этом случае панели изготавливаются на заводе, а жароупорный слой может быть нанесен в пластичном состоянии на тру­бы экрана вручную. Для натрубной обмуровки топочной камеры несущими элементами являются трубы экранов, и в результате тепловых удлинений обмуровка перемещается вместе с ними.

Разновидностью натрубной обму­ровки являются применяемые в топке зажигательные пояса.

Рис. 71. Натрубная обмуровка:

1 – слой хромитовой массы; 2 – стальная сетка;

3,4 – термоизолирующие плиты; 5 – газоплотная обмазка

ТЯГОДУТЬЕВЫЕ МАШИНЫ

Задача тягодутьевых машин – отсос дымовых газов и подача воздуха для обеспечения нормальной работы котла на всех нагрузках. Большое значение имеет обеспечение надежности их работы, ибо лопат­ки дымососов подвергаются износу летучей золой. Большое значение имеет также экономичная работа тягодутьевых машин. Так, от рациональной аэродинамики ротора зависит КПД (50 – 90%), а, следователь­но, и расход на собственные нужды котельной установки.

В тягодутьевых установках применяются следующий машины: цен­тробежные (радиальные) вентиляторы с лопатками, загнутыми вперед (рис. 72а), или с лопатками, загнутыми назад (рис. 72б), и осевые машины (рис. 73).

Вентиляторы и дымососы с лопатками, загнутыми вперед, нашли широкое применение благодаря тому, что даже при умеренных значениях окружной скорости они позволяют создать достаточно высокие давления. Однако эти машины имеют невысокий КПД (65–70%). Такие тягодутьевые машины распространены в котельных установках относительно небольшой мощности.

Центробежные тягодутьевые машины с лопатками, загнутыми назад, являются наибо­лее совершенными – КПД = 85÷90%. Однако повышение давления по­лучается в 2 – 2,5 раза меньшим, чем у машин с лопатками, загнутыми вперед.

Поскольку развиваемое давление, пропорционально квадрату расхода на выходе из рабочего колеса, то приходится применять более высокую окружную скорость, что требует весьма тщательной балансировки ротора. Запыленность газового потока отрицательно сказыва­ется на работе рабочего колеса.

Рис. 72. Центробежный (радиальный) вентилятор:

а – лопатки, загнутые вперед; б – лопатки, загнутые назад

Для котлов к энергоблокам мощностью 300 МВт и выше в качестве дымососов получили распространение осевые машины. В них газ движется вдоль оси.

Рис. 73. Осевая тягодутьевая машина

Осевые тягодутьёвые машины имеют достаточно высокие КПД (около 65%). Коэффициент повышения давления на сту­пень – невысокий, поэтому применяют несколько ступеней. На электро­станциях работают двухступенчатые осевые дымососы. В связи с повы­шенной окружной скоростью осевые машины имеют высокий уровень шума. Большая доля динамического давления создает определенные трудности превращения его в статическое. Малый радиальный зазор между лопатками и кожухом создает дополнительные требования к монтажу и эксплуатации.

Выбор вентилятора или дымососа сводится к подбору машины, обеспечивающей с соответствующими запасами требуемые производительность и давление и потребляющей при принятом способе регулирования наименьшее количество энергии при эксплуатации.

Аэродинамический расчет ведется на номинальную нагрузку котла. Для определения расчетного режима, учитывающего различные эксплуатационные отклонения от расчетных условий, а также регламентированные отклонения гарантийных данных заводов-изготовителей вентиляторов и дымососов, принимаются коэффициенты запаса.

Коэффициенты запаса для дымососов и вентиляторов принимается: по производительности β₁=1,05, по давлению β₂=1,1.

Таким образом, расчетная производительность машины определяется по формуле:

, м³/с ,

где V — расход газов или воздуха при номинальной нагрузке котла, м³/с; при двухкорпусных (двухпоточных) котлах с несимметричной нагрузкой величина V принимается с учетом имеющейся неравномерности работы корпусов по топливу согласно тепловому расчету; h_бар — барометрическое давление, мм рт.ст.

Расчетное полное давление машины определяется по формуле

Н_р = β₂ ΔН_п , Па ,

где ΔН_п — перепад полных давлений в тракте при номинальной нагрузке котла.

Чтобы определить, удовлетворяет ли данная машина требуемым значениям Q_р и Н_р, необходимо предварительно привести Н_р к тем условиям (плотность перемещаемой среды), для которых заводом-изготовителем дается характеристика машины:

, Па;

,

где ρ_о — плотность перемещаемых газов, кг/м³, при 0 °С и 760 мм рт.ст; Т — абсолютная температура воздуха или газов у дымососа или вентилятора; Т_зав — абсолютная температура воздуха или газов по заводской характеристике машины, К.

Вследствие ограниченного количества типоразмеров вентиляторов и дымососов, выпускаемых заводами, как правило, не удается подобрать машину с характеристикой Q – H расчетного режима тракта . В этом случае необходимо, чтобы характеристика Q – H выбранной машины была по возможности ближе к расчетной, во избежание дополнительных потерь мощности на регулирование.

Этому условию могут удовлетворять несколько разнотипных машин. Следует учитывать, что в эксплуатационных условиях машина обычно работает значительную часть времени на расходах, меньших чем расчетный. С этим неизбежно связаны потери мощности на регулирование. Поэтому необходимо провести сравнение возможных вариантов машин и способов их регулирования во всем диапазоне нагрузок котла и выбрать из них экономически наиболее выгодный. Для правильного решения этой задачи следует иметь годовой график нагрузки котельной установки или определить ту нагрузку, при которой котел будет наиболее длительно эксплуатироваться и решать задачу применительно к этой нагрузке.

При выборе дымососа, работающего на дымовых газах твердых топлив, следует по условиям уменьшения износа выбирать рабочее число оборотов дымососа не выше 740 об/мин при Q_р ≥ 21 м/с и не выше 980 об/мин для малых машин с Q_р < 21 м/с.

Регулирование производительности тягодутьевых центробежных машин может осуществляться двумя способами: дросселированием потока дымовых газов или воздуха и изменением частоты вращения ротора вентилятора.

Способ регулирования производительности дросселированием прост в устройстве и обслуживании: регулирование осуществляется поворотными заслонками на трассе газа или воздуха, однако это самый неэкономичный метод из-за больших энергетических потерь. Более экономичным будет регулирование производительности тоже дросселированием, но особыми направляющими аппаратами (системой лопаток) на всасе вентилятора, установленными аксиально (вдоль оси) или радиально. Сущность этого способа регулирования заключается в том, что с помощью дистанционного направляющего аппарата поток закручивается так, что создается почти безударный ввод его в крыльчатку. Особенно большой эффект этот метод дает при нагрузках 70% и выше. В условиях, где преобладают высокие коэффициенты нагрузок оборудования, это регулирование особенно эффективно.

Максимальная экономичность относится к регулированию частотой вращения с помощью установки двухскоростного электродвигателя или гидромуфты.

Изменение характеристик Q — H тягодутьевого оборудования при изменении числа оборотов определяется по следующим зависимостям:

— производительность

, м³/с

— напор

, Па

— мощность

, Вт,

где n – число оборотов об/мин.

ЗОЛОУЛАВЛИВАНИЕ

Количество частиц золы и несгоревшего топлива в продуктах сгорания зависит от вида и характеристики топлива, способа его сжигания и конструкции топки. Часть золы топлива и несгоревших его частиц осаждается в топке и в газоходах парогенератора. В парогенераторах с топками для слоевого сжигания топлива вместе с продуктами сгорания удаляется до 10 – 15 % золы топлива. При факельном сжигании пылеугольного топлива и жидком шлакоудалении унос золы продуктами сгорания составляет 30 – 40 %, а в топках с сухим шлакоудалением достигает 75 – 85 %. Удельное содержание золы в уходящих газах составляет, например, при работе парогенератора на АШ и сухом шлакоудалении до 20 г/м³ , а при использования бурых углей – до 40 г/м³ , что значительно превышает допустимые концентрации твердых частиц в газах, установленные санитарно-техническими нормами.

В парогенераторных установках для очистки продуктов сгорания от твердых частиц применяют следующие устройства:

1. Механические инерционные золоуловители, в которых частицы уноса отделяются от газов под влиянием сил инерции при вращательном вихревом движении потока газов: различные конструкции циклонов, в том числе с омываемыми водой стенками и решетками.

2. Электрофильтры, очистка газов в которых основана на ионизации газовой среды и притяжении заряженных частиц уноса к электродам.

3. Комбинированные золоуловители, состоящие из последовательно установленных золоуловителей различной конструкции, например циклон и электрофильтр.

Основной характеристикой золоуловителей является коэффициент очистки (коэффициент обеспыливания) газов:

,

где , — общая масса уловленных частиц уноса и общая масса частиц уноса, входящих в золоуловитель.

Коэффициенты обеспыливания зависят от характеристик уноса и режимов работы парогенератора.

Важными показателями золоуловителей являются добавочный расход электроэнергии на тягу, вызываемый аэродинамическим сопротивлением золоуловителя, удельный расход воды на очистку газов при мокрых золоуловителях, а также стоимость золоуловителя.

а) Инерционные золоуловители – циклоны. Применяются инерционные золоуловители различной конструкции.

На рис. 74 показана схема простейшего циклона. Запыленный поток газов подводится в циклон тангенциально, выход газов осуществляется через трубу, расположенную в центре циклона.

Под воздействием центробежной силы твердые частицы отбрасываются к стенкам циклона, теряют скорость и выпадают в бункер. Эффективность обеспыливания в циклоне повышается с увеличением окружной скорости газов , увеличением массы частиц m и уменьшением радиуса циклона .

Рис. 74. Схема действия циклона:

1 – корпус циклона; 2 – входной

патрубок; 3 – крышка;

4 – выходной патрубок;

5 – конусная часть корпуса

б) Батарейные циклоны. Для повышения эффективности работы инерционного золоуловителя, а также для уменьшения его габаритов применяют батарейные циклоны, состоящие из большого числа параллельно включенных циклонных элементов малого диаметра. Схема батарейного циклона показана на рис.75.

Температура газов в циклоне допустима не более 450°С. Эффективность пылеулавливания в батарейном циклоне в процессе эксплуатации парогенератора и при наличии вторичного уноса отсепарированной пыли из бункера значительно уменьшается при отклонениях скорости газов от расчетной. Потери напора в батарейном циклоне при обычно принятых скоростях газа 3,5 – 4,75 м/с и номинальной нагрузке составляет 500 – 700 Па. При очистке газов в парогенераторах со слоевыми топками , при пылеугольном сжигании топлива .

Рис. 75. Схема батарейного циклона:

1 – входной патрубок; 2 – распредели-

тельная камера; 3 – циклонные элементы;

4 – выхлопные трубы; 5 – направляющие

аппараты; 6 – пылевыводящие отверстия;

7 – сборный бункер; 8 – камера очищенного

газа; 9 – опорные решетки; 10 – опорный

пояс

Батарейные циклоны применяются в парогенераторных установках с производительностью до 320 т/ч. Промышленностью выпускаются батарейные циклоны типа БЦ, состоящие из одной, двух, четырех и шести секций с числом элементов от 25 до 792 шт. Общий коэффициент сопротивления для элемента d = 250 мм с винтовым направляющим аппаратом .

в) «Мокрые» циклонные золоуловители. С целью повышения коэффициента улавливания пыли применяют «мокрые» циклонные золоуловители, в которых стенки циклона и поток газов орошаются водой.

На рис. 76 показана схема центробежного скруббера – золоуловителя ЦС – ВТИ, в котором орошаются водой его стенки. Такие золоуловители изготовляются диаметром от 600 – 1700 мм и производительностью 1,1 – 11 м³/с. Перепад давлений в золоуловителе 650 – 800 Па.

На рис. 77 показана схема мокропруткового золоуловителя МП – ВТИ, в котором на входе газов в золоуловитель имеется прутковая орошаемая водой решетка. Золоуловители применяются диаметром от 2300 мм до 3300 мм, производительностью от 18 м³/с до 38,2 м³/с. Расход воды составляет 2,9 – 4,1 кг/с. Перепад давлений 650 – 800 Па. Степень очистки в мокропрутковом золоуловителе достигает . Мокрые золоуловители могут применяться при приведенном содержании серы в топливе менее 0,3% на 1 МДж/кг и содержании свободной щелочи в золе менее 12%. Жесткость воды, подаваемой на орошение, должна быть не выше 15 мг-экв/кг.

Основным преимуществом мокрых золоуловителей является исключение вторичного уноса уловленной пыли, что повышает их КПД. «Мокрые» золоуловители в эксплуатации сложнее и менее надежны, чем батарейные циклоны, и их применение ограничивается предельным содержанием серы в топливе и щелочностью золы. Помимо этого, при применении таких золоуловителей необходима очистка загрязненной воды.

г) Электрофильтры. Очистка газов в электрофильтрах основана на том, что вследствие коронного разряда, происходящего между двумя электродами, к которым подведен пульсирующий электрический ток высокого напряжения до 60 кВ отрицательного знака, проходящий через электрофильтр поток газов заполняется отрицательными ионами, которые под действием сил электрического поля движутся от коронирующего к осадительному электроду. При этом находящиеся в газе частицы адсорбируются и увлекаются к осадительным электродам. Накапливающийся на осадительных электродах унос периодически стряхивается специальными устройствами в бункера, из которых затем удаляется.

Рис. 76. Центробежный скруббер ЦС – ВТИ:

1 – корпус; 2 – входной патрубок;

3 – оросительные сопла; 4 – смывные

сопла; 5 – золосмывной аппарат

Коронирующие электроды выполняются в виде металлических стержней, ленточно-игольчатыми или в виде стержней штыкового сечения. Осадительные электроды изготавливаются из труб или пластин. Применяются электрофильтры с горизонтальным и вертикальным потоком газов. Для парогенераторных установок преимущественно применяются горизонтальные электрофильтры с пластинчатыми электродами. В зависимости от числа последовательно расположенных электродов различают одно-, двух-, и четырехпольные электрофильтры.

Рис. 77. Мокропрутковый золоуловитель МП – ВТИ:

1 – корпус; 2 – входной патрубок; 3 – оросительные сопла;

4 – распределительное кольцо; 5 – смывные сопла; 6 – прутковая

решетка; 7 – оросительные форсунки прутковой решетки

Схема конструкции горизонтального двухпольного электрофильтра показана на рис. 78.

Оптимальная скорость газов в электрофильтре 1,5 – 1,7 м/с, при этом аэродинамическое сопротивление электрофильтра 200 – 300 Па. Расход электроэнергии на очистку газов составляет 0,1 – 0,15 кВт·ч на 100 м³ газа. Температура газов перед электрофильтром не должна превышать 200 °С. Степень очистки газов в электрофильтре зависит от скорости газов, длины электродов и расстояния между ними, а также характеристики пыли. В применяемых конструкциях электрофильтров улавливается большая часть пыли с размерами частиц более 10 мкм; коэффициент очистки составляет η_оч = 96÷97 %.

Рис. 78. Горизонтальный пластинчатый двухпольный электрофильтр:

а – общий вид; б – элементы электрофильтра; 1 – газораспреде-

лительная решетка; 2 – коронирующие электроды; 3 – осадительные

электроды; 4 – механизм встряхивания коронирующих электродов;

5 – механизм встряхивания осадительных электродов; 6 – карманы

осадительных электродов

д) Комбинированные золоуловители. Комбинированный золоуловитель обычно состоит из батарейного циклона в качестве первой ступени очистки и электрофильтра с горизонтальным или вертикальным ходом газов, объединенных в один агрегат. В батарейном циклоне происходит улавливание крупных частиц уноса, что улучшает работу электрофильтра. Коэффициент очистки в комбинированных золоуловителях достигает η_оч = 98 %.

Сравнительные характеристики золоуловителей. В табл. 3 приведены примерные данные, характеризующие золоуловители различной конструкции.

Циклоны и батарейные циклоны преимущественно применяются в котлах малой и средней мощности (до 160 т/ч) при слоевом и факельном сжигании топлива. Мокропрутковые золоуловители используются при небольшом содержании серы в топливе и повышенных требованиях к очистке газов. Наиболее сложные и дорогие золоуловители – электрофильтры и комбинированные золоуловители (батарейные циклоны с электрофильтрами) – применяются в котлах большой мощности при высоких требованиях к очистке продуктов сгорания.

Таблица 3

В зависимости от вида сжигаемого топлива плотность шлака составляет 2,2-2,6 т/м³ , а золы – 2,0-2,5 т/м³.

Более 50 % частиц шлака имеют размеры более 3 мм. Основная масса золы (до 85 %) состоит из частиц размером 0,01-0,5 мм.

Для удаления шлака и золы из топок, золовых бункеров котлов и золоуловителей и далее из помещения на золоотвал применяются механическая, пневматическая и гидравлическая системы шлакозолоудаления.

Механическая система шлако­золоудаления

При механической системе шлако­золоудаления (рис. 79) выгрузка шлака из бун­керов осуществляется скребковыми транспортерами или шнеками, а золы – клапанами-мигалками или вращаю­щимися лопастными затворами.

Шлак и зола сбрасываются в при­емный канал, расположенный в золовом помещении, и далее с помощью скрепера, горизонтально-вертикального подъемника или другихмеханизмов подаются в сборный бункер, находящийся за пределами котлов. Транспорт шлака и золы на золоотвал или на завод для переработки осуществляется автомашинами или железнодорожными вагонами.

Рис.79. Схема шлакозолоудаления со скрепером:

1 – бункер шлака парогенератора; 2 – скреперный канал;

3 – лебедка; 4 – натяжной трос; 5 – ковш; 6 – эстакада;

7 – сборный бункер для шлака и золы

Механические системы шлакозолоудаления не требуют больших затрат электроэнергии и воды, кото­рые составляют 2-3 кВт∙ч/т и 0,2- 0,5 м³/т, однако не обеспечивают удаления больших масс шлака и золы и не решают вопроса внешнего их транспорта. Вследствие этого механические системы шлакозолоудаления применяются только для котельных установок малой мощности.

Пневматическая система шлакозолоудаления

Пневматический транспорт шлака и золы основан на способности потока газов при достаточной скорости пере­мещать сыпучие материалы.

Пневмошлакозолоудаление может быть осу­ществлено по нагнетательной и всасывающей схемам. В первом случае система находится под давлением, во втором — под разрежением. Приме­няются обычно системы, осуществля­емые по всасывающей схеме, при которых в качестве транспортирующего агента используется воздух, и вся система находится под разреже­нием, создаваемым паровыми эжекторами или вакуум-насосами.

На рис. 80 показана схема пневматической системы шлакозоло-удаления, работающей под разрежением, создаваемым паровыми эжекторами.

Шлак после измельчения до размеров меньше 35 мм в валковых дробилках, установленных под каждым шлаковым бункером, и зола из золовых бункеров поступают во всасывающие насадки, подхватываются воздухом, подаваемым через насадки в систему, и транс­портируются по трубопроводам в цик­лон, где происходит отделение золы и шлака от воздуха. Из циклона зола и шлак поступают в сборный бункер и далее в железнодорожные вагоны или автомашины, которыми вывозятся на золоотвал или для переработки. Воздух из циклона отсасывается через пылеуловитель паровыми эжекторами и вместе с паром сбрасывается в дымо­вую трубу.

Рис. 80. Схема пневматического шлакозолоудаления:

1 – шлаковый бункер; 2 – шлакодробилка; 3 – насадка для приема

шлака; 4 – насадка для приема золы; 5 – телескопиическая

насадка; 6 – сварное колено; 7 – запорный кран; 8 – шлакозолопровод;

9 – осадительная камера; 10 – циклон; 11 – бункер; 12 – вагон

Концентрация золы и шлака, взве­шенных в воздухе, не должна превы­шать 4—7 кг/м³. Диаметр золопроводов обычно выбирается 90-120 мм. Скорость потока при транспорте шлакозоловой смеси должна быть более 25 м/с. При транспорте одной золы скорость принимается не менее 12 м/с, при этом разрежение, создаваемое эжекторами или вакуум-насосами, составляет 30-40 кПа. Расход пара эжекторами 0,8-1 кг/кг транспортируемой массы шлака и зо­лы, а расход энергии на дробление шлака 0,8 кВт∙ч/т. Транспорт шлака и золы может производиться на расстояние до 200 м при подъеме их до 30 м.

Достоинст­вами систем пневмошлакозолоудаления являются простота устройства и обслуживания, возможность непосред­ственного использования получаемых в сухом виде шлака и золы для раз­личных целей, а также отсутствие загрязненных сточных вод. Недостат­ками системы являются быстрый износ шлакозолопроводов, а также огра­ниченный радиус действия, что опре­деляет необходимость дополнитель­ного применения внешнего колесного транспорта.

Пневмошлакозолоудаление приме­няется для парогенераторных уста­новок малой производительности при нецелесообразности устройства гидро­золоудаления, а также в случае необ­ходимости получения сухого шлака и золы по условиям их дальнейшего использования. В парогенераторных установках большой производительности пневматический транспорт золы применяется в сочетании с гидрозолоудалением.

В гидравлических системах шлакозолоудаления в качестве транспортирующего агента используется вода.

Гидравлическая система широко распространена в мощных энергоустановках (рис. 81), в которых применена механизированная подача шлака и золы в каналы гидрошлакоудаления. Железобетонный канал 5 прокладывается с уклоном по длине и оснащен побудительными соплами 7, обеспечивающими смыв и транспорт шлаков. Нижняя истирающая часть канала защищена от эрозии литыми плитами 6 из твердого минерала. Пульпа (смесь воды, шлака и золы) по каналу подается в багерную насосную, расположенную ниже нулевой отметки котельной. Пульпа проходит шлакодробилку 8, железоуловитель 9 и багерный насос 10, который подает пульпу в закрытый шлакозолопровод 11 или в деревянный открытый лоток, которые направляют пульпу на золоотвалы или в золоотстойники 12. Под золоотвалы используются ближайшие овраги, срок накопления в них шлаков и золы должен быть не менее 25 лет.

Непрерывно действующее механизированное шлакоудаление как при твердом, так и жидком шлаке выполняется в виде простых по устройству и надежных в работе шнеков (рис. 82).

Для предотвращения загрязнения земельных угодий золошлакоотвалами и их уменьшения необходимо увеличивать масштабы промышленного использования золы и шлака. Использование золы зависит от применяемых систем золоулавливания и золоудаления. Зола, уловленная мокрыми золоуловителями или подаваемая на золоотвалы гидравлической системой, увлажняется и поэтому теряет ряд своих ценных свойств.

Рис. 81. Схема гидромеханической оборотной системы шлакозолоудаления:

1 – топка; 2 – шнек с шлакодробилкой; 3 – золоуловитель;

4 – золосмывной аппарат; 5 – шлаковый канал; 6 – эрозионная

защита канала; 7 – побудительные сопла; 8 — шлакодробилка;

9 – железоуловитель; 10 – багерный насос; 11 – шлакозолопровод;

12 – золоотстойник

Рис. 82. Шнековое шлакоудаление непрерывного действия:

1 – летка; 2 – охлаждаемый водой змеевик летки; 3 – нижний коллектор экрана; 4 – шлаковый бункер; 5 – шибер; 6 – ванна с водой; 7 – шнек; 8 – дробильная камера; 9 – электродвигатель с редуктором; 10 – решетка; 11 – отводящая течка; 12 – течка канала гидрозолоудаления; 13 – ролики для откачки шлака

Сухая зола имеет обширную область применения в промышленности. Так, например, при содержании в золе окcида кальция (в сланцах, бурых углях Канско-Ачинского бассейна и др.) золу можно успешно использовать для щелочения кислых глинистых почв и в качестве удобрения, поскольку в золе содержатся калий и микроэлементы. Такая зола находит применение в производстве цемента. Наконец, зола используется в строительных растворах асфальтобетонных покрытий шоссейных дорог.

ДЫМОВЫЕ ТРУБЫ

Дымовые трубы служат для удаления продуктов сгорания топлива из газоходов котла и рассеивания в атмосфере содержащихся в них вредных веществ (пыль, окcиды серы, азота и т.п.)

Для котельной проектируется обычно одна, общая для всех установленных котлов, дымовая труба. Дымовые трубы сооружаются по типовым проектам из кирпича или железобетона. Применение металлических дымовых труб диаметром больше 1 м допускается только при технико-экономической целесообразности такого решения.

Высота дымовой трубы, необходимая для создания нормативной естественной тяги, определяется из условий равенства силы тяги и суммы сопротивлений, возникающих при движении газов по газоходам котлоагрегата и в дымовой трубе:

, кгс/м² ,

где S — необходимая сила естественной тяги дымовой трубы, кгс/м²; Н — высота дымовой трубы, м; ρ_о^в, ρ_о^г — плотности воздуха и газа при нормальных условиях, кг/м³; t_в, t_г — температура воздуха и средняя температура дымовых газов, ºС; В_д — минимальное барометрическое давление данного района, мм рт.ст.

При известной величине необходимой естественной тяги S высота дымовой трубы Н определяется по приведенной выше формуле.

При расчете рассеивания в атмосфере вредных веществ, принимая максимально допустимые санитарными нормами концентрации золы, оксидов серы, азота и углерода у поверхности Земли, следует учесть выбросы в окружающую среду абсолютных количеств веществ для всех промышленных предприятий, котельных, ТЭЦ и автомобильного транспорта конкретного города или района, а также учесть существующее фоновое загрязнение атмосферы другими источниками.

Поверочный расчет на загазованность и запыленность должен производиться с учетом всех котлов, присоединенных к дымовой трубе не только в настоящее время, но и при расширении котельной.

Значение максимальной концентрации вредного вещества на уровне Земли определяется по формуле

, мг/м³,

где А — коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы, (с^—2/3 · ºС^1/3) ; М — количество вредного вещества, выбрасы-ваемого в атмосферу, г/с; F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосфере; m, n — безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья дымовой трубы; Н — высота дымовой трубы над уровнем земли, м; V — объем выбрасываемой газовоздушной смеси, м³/с; ΔТ — разность температуры выбрасываемой газовоздушной смеси Т_г и температуры окружающего атмосферного воздуха Т_в , ºС .

Высота дымовой трубы, обеспечивающая рассеивание вредных выбросов, выбирается из условия, что наибольшая концентрация вредного вещества С_м (мг/м³) в приземном слое атмосферы не должна превышать предельно допустимой концентрации данного вредного вещества в атмосферном воздухе (ПДК), установленной «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий», т.е. С_м ≤ ПДК.

При одновременном совместном присутствии в атмосфере нескольких вредных веществ их безразмерная суммарная концентрация q не должна превышать 1 при расчете по формуле:

,

где С₁, С₂, …, С_n — концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе в одной и той же точке местности, мг/м³ ; ПДК₁, ПДК₂, …, ПДК_n – соответствующие максимальные предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м³ .

Для определения суммарного выброса оксидов дымовыми газами необходимо выполнить расчеты количества выбрасываемых оксидов серы и азота:

, г/с,

где В_пар, В_вод — расход топлива на паровые и водогрейные котлы, т/ч; — коэффициент, принимаемый при работе котла на твердом топливе 0,1; на мазуте – 0,02; — содержание серы в топливе, % ;

, г/с,

где k_пар = 1,9-4,4; k_вод=1,3-2,3 — коэффициенты выхода оксидов азота на 1 т условного топлива, которые зависят от производительности парового или водогрейного котла и вида сжигаемого топлива.

Суммарный выброс оксидов серы и азота

, г/с.

Предельно допустимый выброс вредного вещества в атмосферу (ПДВ) от одиночного источника, при котором обеспечивается концентрация, не превышающая ПДК в приземном слое воздуха, определяется по формуле:

, г/с.

Высота дымовых труб должна приниматься 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150, 180 м.

Для определения диаметра дымовой трубы рекомендуется принимать для расчетов следующие скорости газов на выходе, м/с:

при естественной тяге 15-20;

при искусственной тяге:

при высоте труб до 100 м — 20-30;

100-180 м — 35-40.

Диаметры выходных отверстий кирпичных и железобетонных дымовых труб определяются на основании изложенных ниже требований и принимаются 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 3,0; 3,6; 4,2; 4,8; 5,4; 6,0; 6,6; 7,2; 7,8; 8,4; 9,0; 9,6 м. Минимальный диаметр выходных отверстий кирпичных труб 1,2 м, монолитных железобетонных – 3,6 м.

Для предупреждения проникновения дымовых газов в толщу стен кирпичных и железобетонных труб не допускается положительное статическое давление на стенки ствола дымовой трубы. Для этого необходимо соблюдать условия R<1, где R – определяющий критерий, равный:

,

где λ — коэффициент сопротивления трению; i — постоянный уклон внутренней поверхности трубы (для расчета кирпичных и железобетонных труб принимается i = 0,02); ρ_в, ρ_г — плотности наружного воздуха и дымовых газов при расчетном режиме, кг/м³; d_о — диаметр выходного отверстия трубы, м; h_о — динамическое давление газа в выходном отверстии трубы

, кгс/м² ,

где ω_о – скорость газов в выходном отверстии трубы, м/с; g – ускорение силы тяжести, м/с².

Подводящие газоходы в месте примыкания к дымовой трубе необходимо проектировать прямоугольной формы. Выбор конструкции защиты внутренней поверхности ее ствола от агрессивного воздействия среды должен выполняться исходя из условий сжигания основного и резервного вида топлива.

ВОДОПОДГОТОВКА

Примечание. Для твердого топлива с местным тепловым потоком более 350 кВт/м² следует принимать значения, указанные для жидкого топлива и газа. При расположении второй ступени испарения в зоне температур греющих газов меньше 500 °С нормы содержания железа не обязательны.

Влажность пара для котлов без пароперегревателей не должна превышать 1 %, если к пару не предъявляются специальные требования. Содержание углекислоты в паре не должно превышать 20 мг/л.

Качество возвращаемого конденсата должно отвечать следующим нормам: жесткость общая — не более 50 мг-экв/л; содержание масел — не более 10 мг/л; продукты коррозии стали — не более 0,5 мг/л в пересчете на Fe. При загрязненности, не обеспечивающей этих норм, конденсат до возвращения в цикл подвергается предварительной очистке.

Нормы качества подпиточной воды для тепловых сетей закрытых и открытых систем теплоснабжения при подогреве сетевой воды в бойлерах или водогрейных котлах принимаются по табл. 6.

Таблица 6

Качество сетевой и подпиточной воды для водогрейных котлов

Примечание. Для котлов на твердом топливе нормы жесткости могут быть увеличены на 25 %. Для теплосетей, в которых параллельно с котлами работают бойлеры с латунными трубами, рН не должно превышать 9,5.

Таким образом, обработка воды в общем случае предусматривает:

— удаление взвешенных примесей (осветление);

— снижение жесткости (т.е. ее умягчение);

— поддержание определенной величины щелочности;

— снижение общего солесодержания;

— удаление растворенных агрессивных газов (О₂ и СО₂).

Осветление воды

При использовании воды из поверхностных водоемов для удаления взвешенных и коллоидных примесей ее фильтруют и коагулируют в специальных устройствах — механических фильтрах.

При механическом фильтровании воду пропускают через пористые материалы. В качестве пористых фильтрующих материалов применяются кварцевый песок, дробленый антрацит и мраморная крошка с размерами зерен материала 0,6-1,0 мм.

Размеры механических фильтров выбираются при заданной высоте загрузки h = 800-1000 мм по скорости фильтрации, отнесенной ко всему поперечному сечению фильтрующего материала и равной 5-12 м/ч.

Для освобождения воды от коллоидных примесей применяется коагуляция (свертывание), т.е. в обрабатываемую воду до ее механической фильтрации вводятся хорошо растворимые сернокислые (или хлористые) соли алюминия или железа.

Совместная обработка воды фильтрацией и коагуляцией применяется при содержании взвешенных веществ более 150 мг/л.

Объем дозатора для коагулянта должен обеспечивать непрерывную работу установки в течение 10-12 ч и определяется в зависимости от окисляемости воды и ее расхода.

В практике эксплуатации котельных установок фильтрация и коагуляция, как правило, обособленно не применяются; обычно их используют совместно с умягчением воды.

На рис. 83 показан вертикальный осветлительный фильтр.

Рис. 83. Вертикальный осветлительный

фильтр:

1 – вход воды; 2 – корпус;

3 – фильтрующий материал;

4 – патрубок для выхода

осветленной воды

Фильтр ФОВ-1,0-0,6 представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, состоящий из корпуса, нижнего и верхнего (отбойный щиток) распределительных устройств, трубопроводов, запорной арматуры, пробоотборного устройства и фильтрующей загрузки. Верхнее днище приварено к цилиндрической обечайке фильтра, между нижним днищем и обечайкой фильтра имеется фланцевый разъем, в котором зажато нижнее распредустройство типа «ложное дно». Для периодического отвода воздуха, скапливающегося в верхней части фильтра, имеется трубка с вентилем. Верхнее распределительное устройство предназначено для гашения энергии потока воды, состоит из щитка диаметром 450 мм, прикрепленного уголками к верхнему эллиптическому днищу. Трубопроводы и запорная арматура расположены по фронту фильтра. Корпус фильтра, отбойные щитки и трубопроводы изготовлены из углеродистой стали, доска нижнего распредустройства — из стеклопластика АГ-4С, дренажные колпачки (60 шт) – из сополимера СНП.

Плоские перегородки, делящие корпус двух- и трехкамерных фильтров по высоте на камеры, скреплены анкерными связями с верхним эллиптическим днищем фильтра. Через анкерные связи, изготовленные из труб, воздух из нижних камер отводится в верхнюю. Внутреннее давление в камерах выравнивается, и все камеры находятся под общим давлением.

Умягчение воды

Метод катионного обмена, называемый также катионитным, основан на свойстве некоторых естественных и искусственных химических соединений вступать в реакцию с солями жесткости воды. Реакция умягчения воды при натрий-катионировании (наиболее простом способе) состоит в замене ионов кальция и магния, содержащихся в воде, ионами натрия, присоединенными к водоумягчающему веществу — катиониту. Это присоединение осуществляется в результате пропускания через катионит раствора поваренной соли.

Из катионирующих материалов в настоящее время наиболее распространен сульфоуголь, который представляет собой бурый уголь, обработанный крепкой серной кислотой.

При умягчении воды натрий-катионитным методом температуру ее не рекомендуется поднимать выше 60 °С. Этот метод позволяет почти полностью удалить из воды накипеобразователи; остаточная жесткость умягченной воды обычно не превышает 35 мкг-экв/л. В результате такого метода умягчения воды вместо сульфатов и хлоридов кальция и магния (постоянной жесткости) образуются легкорастворимые, не обладающие способностью к накипеобразованию, сернистый натрий Na₂SO₄ (глауберовая соль) и хлористый натрий NaCl (поваренная соль); взамен бикарбонатов кальция и магния (временной жесткости) образуется эквивалентное количество хорошо растворимого в воде бикарбоната натрия (NaHCO₃)₂.

В процессе работы сульфоуголь постепенно теряет способность к обмену катионами, что определяется путем химического анализа умягченной воды. Для восстановления обменной способности сульфоуголь сначала взрыхляют и затем промывают (регенерируют) 5-10% -ным раствором поваренной соли в течение 1,5-2 ч.

В целях экономии соли целесообразно предусматривать двухступенчатую регенерацию: сначала пропускать 2% -ный раствор соли в количестве 1,2 м³ раствора на 1 м³ катионита, затем остальное количество соли в виде 7-10% -ного раствора. Скорость фильтрования раствора соли через катионит 5-7 см/мин. Скорость умягченной воды, подаваемой на отмывку, 13-17 см/мин. Первая половина воды от отмывки подлежит спуску в водосток, вторая половина используется при взрыхлении катионита или для приготовления регенерационного раствора. Удельный расход воды на отмывку принимают 4-5 м³ на 1 м³ катионита. Схема фильтра представлена на рис. 84.

Рис. 84. Натрий-катионитный фильтр

I ступени:

1 – патрубок для входа воды;

2 – катионит; 3 – корпус;

4 – патрубок для выхода воды;

5 – спуск в дренаж

Схема натрий-катионитной установки с механическими фильтрами и повторным использованием раствора соли представлена на рис. 85.

Скорость фильтрации воды в напорных натрий-катионитных фильтрах зависит от жесткости воды и качества катионита и составляет:

при общей жесткости воды до 5 мг-экв/л…………….. 40 см/мин;

то же, 10 мг-экв/л………………………………………………. 25 см/мин;

то же, 15 мг-экв/л………………………………………………. 17 см/мин.

Вода, поступающая на катионитовые фильтры, должна быть светлой с содержанием взвешенных веществ не более 5-8 мг/л.

Для получения глубокоумягченной воды применяется двухступенчатое последовательное натрий-катионирование.

Рис. 85. Схема натрий-катионитной установки с механическими

фильтрами и коагуляцией:

1 – подвод исходной воды; 2 – насос; 3 – бак для раствора

коагулянта; 4 – бак для промывки механического фильтра; 5 – бак

для промывки катионитного фильтра; 6 – выход умягченной

воды; 7 – солерастворитель; 8 – натрий-катионитный фильтр;

9 – осветлительный фильтр; 10 – шайбовый дозатор

Солерастворитель (рис. 86) представляет собой сосуд цилиндрической формы, в котором приготовляют концентрированный раствор поваренной соли для регенерации натрий-катионитных фильтров. Корпус солерастворителя рассчитан на рабочее давление 6 ати.

Рис. 86. Солерастворитель D_у=600 мм:

1 – слой кварца (от 5 до 10 мм);

2– слой кварца (от 2,5 до 5 мм);

3– слой кварца (от 1 до 2,5 мм);

4 – корпус; 5 – загрузочная

воронка; 6 – патрубок для подвода

воды; 7 – патрубок для спуска воды;

8 – выход раствора соли;

9 – спускная труба

Водород-катионитные фильтры предназначены для умягчения и снижения щелочности питательной воды. Умягчение воды происходит в результате фильтрования ее через слой ионитового материала, частицы которого на своей поверхности имеют катионы водорода, способные к катионному обмену с катионами солей жесткости кальция и магния. При таком обмене образуются свободные минеральные кислоты.

Ионитовый материал водород-катионитовых фильтров периодически восстанавливается 1-1,5%-ным раствором серной кислоты. Водород-катионитный метод обычно применяется в сочетании с натрий-катионитным способом. Рабочее давление воды в фильтре – 6 ати, температура воды не должна превышать 100 °С .

Регенерация катионита для обогащения его ионами Н производится 1-2%-ным раствором Н₂SO₄.

Корпус и трубопроводы фильтров изготавливаются из углеродистой стали, внутренние поверхности, соприкасающиеся с агрессивной средой, подлежат защите коррозионно-стойким покрытием.

16.4 Деаэрация воды

Для обеспечения надежности работы котлов обязательно удаление из воды растворенных в ней коррозионно-активных газов – кислорода и свободной углекислоты. Эти газы вызывают коррозию поверхностей нагрева и трубопроводов котельных и тепловых сетей. Нормами установлено, что содержание кислорода в сетевой воде не должно превышать для стальных водогрейных котлов 0,05 мг/кг, для паровых котлов низкого давления в питательной воде — 0,03 мг/кг. Деаэрация воды основана на повышении ее температуры до кипения, при котором происходит выделение газов из воды.

Процесс деаэрации может быть осуществлен при разном абсолютном давлении. Если давление над поверхностью воды меньше атмосферного, т.е. вода кипит при температуре ниже 100 °С, то такие установки называются вакуумными. Деаэраторы, работающие при давлении, близком к атмосферному (порядка 0,12 МПа), называют атмосферными. Кипение воды в деаэраторе может быть достигнуто за счет снижения давления ниже атмосферного для самовскипания, что осуществляется в вакуумных деаэраторах или за счет нагрева воды паром, поступающим в колонку деаэратора атмосферного типа.

Наибольшее распространение получила термическая деаэрация с применением так называемых струйных деаэраторов атмосферного типа (рис. 87).

Рис. 87. Принципиальная схема деаэрационной установки атмосферного

давления:

1 – деаэрационный бак; 2 – отвод деаэрированной воды;

3 – водоуказательное стекло; 4 – манометр; 5, 6, 12 – тарелки;

7 – спуск воды в дренажный бак; 8– регулятор уровня;

9 – охладитель выпара; 10 – выпуск пара в атмосферу;

11, 14, 15 – трубы и патрубок подачи пара; 13 – колонка деаэратора;

16 – впуск воды в гидрозатвор; 17 – гидрозатвор;

18 – перелив воды из гидрозатвора

Деаэратор состоит из бака-аккумулятора 1 и колонки 13, внутри которой установлен ряд распределительных тарелок 5,6,12, по которым стекает вниз тонкими струйками питательная вода, а навстречу ей по патрубку 14 подается греющий пар.

Питательная вода нагревается встречным паром до температуры 104-105 ºС и начинает кипеть. Выделяющиеся при этом растворенные в воде газы (кислород, азот, углекислота и часть несконденсировавшихся паров воды) поступают в охладитель 9, где пары конденсируются, а охладившиеся газы удаляются в атмосферу.

Освобожденная от кислорода и подогретая вода собирается в сборный бак, расположенный под колонкой 13 деаэратора, откуда расходуется на подпитку котлов, тепловых сетей, систем отопления и др.

Вместо тарелок в некоторых типах деаэраторов размещают специальные насадки либо из керамических колец, либо из наклонных или зигзагообразных элементов, создающих высокую плотность орошения.

Для лучшего использования водяных экономайзеров питательную воду из деаэраторов целесообразно охлаждать до 70-80 °С. Для этого устанавливают водо-водяные теплообменники.

Вакуум-деаэрация

Вакуум-деаэрация рекомендуется для котельных, оборудованных водогрейными котлами. В системах с непосредственным водоразбором их можно применять лишь при использовании воды питьевого качества.

Схема вакуум-деаэрационной установки приведена на рис. 88.

Вода после химводоподготовки и автоматических запорных клапанов 1 поступает к эжекторам 2 и подсасывает из деаэрационной головки 3 парогазовую смесь, создавая в ней вакуум 95-97 %. Вода, смешанная с газами, сливается по сбросным трубам 4 в открытый приемный бак 5, из которого газы удаляются в атмосферу. Приемный бак оборудован гидравлическими затворами 6 для отсоединения сбросных труб непосредственно от атмосферы. На сбросных трубах установлены обратные клапаны 7, препятствующие засасыванию воды из приемного бака в деаэратор при отключении эжекторов. Из приемного бака вода подсасывается в деаэратор за счет созданного в нем вакуума. Для предотвращения срыва вакуума при отключении эжекторов всасывающая труба у приемного бака снабжена автоматом 8, который прикрывает всасывающее отверстие трубы по мере понижения уровня воды в приемном баке. Из деаэрационного бака-аккумулятора 9 вода подается подпиточными насосами 10 во всасывающую магистраль сетевых насосов. Эжектор 11 находится в работе, когда отключены эжекторы 2, и предназначен для борьбы с присосами воздуха в установку из атмосферы через неплотности. Для обеспечения необходимой вакуумметрической высоты всасывания подпиточных насосов низ бака-аккумулятора расположен выше оси насосов на 2-2,5 м. Воздушные эжекторы устанавливаются на высоте 4,5-5 м от низа приемного бака.

Рис. 88. Схема вакуум-деаэрационной установки:

1 – автоматический запорный клапан; 2, 11 – эжектор;

3 – деаэрационная головка; 4 – сбросная труба; 5 – приемный бак;

6 – гидравлический затвор; 7 – обратный клапан; 8 – автомат;

9 – бак-аккумулятор; 10 – подпиточный насос

Емкость бака-аккумулятора принимается в зависимости от производительности установки; при непосредственном водоразборе берут 15-20 % от производительности. Высота приемного бака 1-1,5 м, а его размеры определяются размещением гидравлических затворов. В качестве подпиточных насосов устанавливаются конденсатные насосы типа КС.

В качестве эжекторов можно использовать отопительные элеваторы, но с укороченным соплом. Головка деаэратора и эжекторы рассчитывают в зависимости от производительности.

Химическая деаэрация

Химические методы удаления из воды растворенных газов заключаются в связывании их в новые химические соединения.

К числу используемых восстановителей относятся такие реагенты, как сульфит натрия, гидразин и окислительно-восстановительные группы, создаваемые на высокомолекулярных, нерастворимых в воде полимерах.

Обработка воды сульфитом натрия основана на реакции окисления сульфита растворенным в воде кислородом

2Na₂SO₃ O₂ → 2Na₂SO₄ .

Реакция протекает достаточно быстро при температуре воды не менее 80 °С и рН ≤ 8. При сульфитировании питательной воды увеличивается ее сухой остаток в количестве 10-12 мг/кг на 1 мг/кг растворенного кислорода.

Удаление кислорода из воды возможно также с использованием гидразина в форме гидразин-гидрата (N₂H₄·H₂O), который энергично взаимодействует с кислородом, окисляясь в конечном счете до воды и азота, не повышая солесодержания воды

N₂H₄·H₂O O₂ → 3H₂O N₂ .

Основными факторами, определяющими скорость этой реакции, являются температура и рН среды. При комнатной температуре скорость взаимодействия гидразина и кислорода минимальна, но быстро увеличивается с повышением температуры. Так, при t=105 °С, рН= 9 – 9,5 и избытке гидразина около 0,02 мг/кг время практически полного связывания кислорода составляет 2-3 с. При рН среды менее 7 гидразин практически не окисляется. При рН=9-11 достигается максимум скорости реакции.

Окисление гидразина кислородом при комнатной температуре может быть интенсифицировано введением органических катализаторов, повышающих скорость взаимодействия в 25-100 раз.

При организации гидразинной обработки надо учитывать свойства гидразингидрата. Гидразин токсичен, при концентрациях более 40 % горюч, доставляется и хранится в виде 64 %-ного раствора плотностью 1047 кг/м³ в герметизированной таре из нержавеющей стали. Пары гидразина вызывают тяжелые поражения организма человека, поэтому при обращении с гидразином надо строго соблюдать соответствующие правила техники безопасности.

16.5 Внутрикотловая обработка воды

Труднорастворимые в воде вещества, переходя из раствора в твердую фазу, образуют либо отложения на поверхностях нагрева — накипи, либо взвеси, выпадающие из воды в виде шлама.

Выпадение твердой фазы из раствора происходит:

— при нагреве воды (для веществ с отрицательным температурным коэффициентом растворимости);

— при упаривании воды, приводящем к росту концентрации до предела растворимости наиболее труднорастворимых соединений;

— при диссоциации в процессе кипения одних ионов и образования других, дающих труднорастворимые соли.

Накипь, образующуюся из растворенных в воде солей жесткости, называют первичной в отличие от вторичной накипи, получающейся в результате налипания на поверхности нагрева находящихся в воде взвешенных частиц с последующим их затвердеванием.

Образующаяся в паровых котлах накипь состоит в основном из сульфатной накипи CaSO₄ и MgSO₄ , обладающей большой твердостью и плотностью.

Силикатные накипи в котлах чаще всего встречаются в виде силиката кальция (CaSiO₃) и силиката магния (MgSiO₃). Накипь твердая, крепко пристающая к стенкам поверхностей нагрева.

Накипь характеризуется тремя показателями: пористость, твердость и теплопроводность.

Твердость и пористость отложений являются показателями, которые позволяют судить о трудности удаления накипи с помощью механических средств (скребки, шарошки и др.).

Теплопроводность отложений является важной характеристикой, определяющей надежность и экономичность работы котельных агрегатов и теплообменных аппаратов. Коэффициенты теплопроводности накипи приведены в табл. 7.

Основными накипеобразователями являются соли кальция и магния. Однако при определенном ионном составе испаряемой воды эти соли выпадают в виде шлама, легко удаляемого из агрегата с продувкой. Систематическое регулирование состава котловой воды заключается в поддержании такого соотношения количества ионов Са² , Mg² , ОН^—, SiО₃^2—, РО₄^3—, при котором кальциевые и магниевые соли выпадают в виде шлама.

Таблица 7

Средние значения коэффициентов теплопроводности

для различных видов накипи

Наиболее распространенным способом внутрикотловой обработки воды является присадка в котловую воду химических реагентов, переводящих соли жесткости в шлам, и удаление его из котлов продувкой.

Фосфатирование служит защитным коррекционным мероприятием против накипеобразования. Для осуществления фосфатного режима в барабан парогенератора вводят растворы: тринатрийфосфата, динатрийфосфата и другие реагенты, – в таком количестве, чтобы в парогенераторной воде постоянно поддерживалась заданная концентрация ионов РО₄^3—.

Введение растворов может осуществляться во всасывающие или в нагнетательные патрубки питательных насосов, либо в общую питательную магистраль или в барабан каждого котла отдельно.

При достаточном количестве гидроксильных ионов (рН ≥ 10,0) взаимодействие ионов РО₄^3—, ОН^— и Са² приводит к образованию рыхлого шлама, удаляемого из котла с продувкой. Однако в слабощелочной среде питательной воды (рН ≤ 7,5-8,0) присутствие фосфатов приводит к образованию фосфорита, который отлагается в виде плотной кристаллической накипи в трубах водяных экономайзеров, а иногда и в питательных трубопроводах. В этом случае фосфаты целесообразно вводить не в питательную воду, а непосредственно в барабан по особой линии.

Относительную щелочность котловой воды при наличии фосфатирования определяют по формуле:

,

где Щ_кв — щелочность котловой воды, мг-экв/л; РО₄ — содержание фосфатов (в пересчете на РО₄^3—), мг/л; С_кв — солесодержание котловой воды (сухой остаток за вычетом органических веществ), мг/л.

Для котлов с давлением пара менее 0,7 МПа относительную щелочность не нормируют.

Для полного осаждения накипеобразования в виде шлама минимальную щелочность котловой воды при внутрикотловой обработке рекомендуется поддерживать для всех котлов не ниже 7-10 мг-экв/л.

Обязательной составной операцией внутрикотловой водоподготовки является продувка, величину которой вычисляют по формуле:

,

где Sпв, Sпр — солесодержание питательной и продувочной воды, мг/л.

Для снижения тепловых потерь, связанных с непрерывной продувкой, тепло продувочной воды используется в устанавливаемых сепараторах непрерывной продувки и в теплообменниках, а отсепарированный пар – в термических деаэраторах.

Нормы качества котловой воды приведены в табл. 8.

Таблица 8

Нормы качества котловой воды

Простейший контур испарительной системы (рис.89) состоит из обогреваемой подъемной трубы 1, необогреваемой опускной трубы 2, соединительного коллектора 3 и барабана 4, в котором происходит разделение пароводяной смеси на пар и воду.

За счет подвода теплоты в какой-то точке (точка закипания) по высоте подъемной трубы происходит закипание воды и выше нее находится пароводяная смесь.

За счет разности плотностей воды в опускных трубах и пароводяной смеси в подъемных трубах возникает движение воды вниз, а пароводяной смеси вверх и устанавливается естественная циркуляция. Создаваемый при этом движущий напор затрачивается на преодоление сопротивления в системе.

Расчет простого циркуляционного контура сводится к определению движущего напора (Р_дв) и гидравлического сопротивления в опускных и подъемных трубах, а также к определению полезного напора контура (ΔР_пол).

Рис. 89. Циркуляционный контур экрана:

1 — подъемная труба; 2 – необогреваемая опускная труба;

3 — соединительный коллектор; 4 – барабан

Движущий напор циркуляции составляет

Р_дв = h_пол g ρ_в – (h_необ g ρ_в h_эк g ρ_в h_пвс g ρ_пвс) , Па.

Полная высота контура складывается из высоты необогреваемого участка (h_необ), экономайзерного участка (h_эк) и высоты участка, где образуется пароводяная смесь h_пвс

h_пол = h_необ h_эк h_пвс ,

следовательно

Р_дв = h_пвс g (ρ_в — ρ_пвс) , Па .

Таким образом, движущий напор зависит от высоты обогреваемого участка, высоты экономайзерного участка и от разности плотностей воды и пароводяной смеси. При увеличении давления в котле движущийся напор естественной циркуляции снижается, так как уменьшается разность (ρ_в — ρ_пвс). При критическом давлении Р_кр=22,5 МПа ρ_в = ρ_пвс и движущийся напор отсутствует. Поэтому котлоагрегаты с естественной циркуляцией применяются до давлений пара менее 14,0 МПа.

Гидравлический расчет циркуляционного контура сводится к определению сопротивления в опускных и подъемных трубах. В общем случае сопротивление складывается из потерь напора на местные сопротивления и сопротивление трения.

Местные сопротивления

ΔР_м = ζ h_д , Па ,

где ζ — коэффициент местных сопротивлений (например: поворот, сужение сечения и т.д.); — динамический напор, где w — скорость воды или пароводяной смеси, м/с (скорость воды находится в пределах 1,5-3,5 м/с); ρ – плотность воды или пароводяной смеси, кг/м³.

Сопротивление трения

, Па ,

где λ – коэффициент трения; l – длина (высота) участка, м; d_э – эквивалентный диаметр (d_вн), м .

Тогда потери напора в опускных трубах

ΔР_оп = Σ ΔР_м ΔР_тр , Па ,

а в подъемных

ΔР_под = (Σ ΔР_м ΔР_тр)_в (Σ ΔР_м ΔР_тр)_пвс , Па ,

т.е. в подъемных трубах отдельно рассчитывается сопротивление экономайзерного участка и паросодержащего участка.

Движущий напор в циркуляционном контуре затрачивается на преодоление гидравлического сопротивления в опускных и подъемных трубах

Р_дв = ΔР_оп ΔР_под , Па .

Разность движущего напора и сопротивления подъемной части циркуляционного контура составляет полезный напор, расходуемый на преодоление опускной части контура

Р_пол = Р_дв — ΔР_под = ΔР_оп , Па .

При гидравлическом расчете предварительно принимается несколько значений скорости циркуляции во входных участках подъемных труб w_о = 0,6-1,5 м/с и строятся графические характеристики при этих значениях (рис.90). На пересечении кривых находится расчетная точка А , для которой Р_пол = ΔР_оп .

По истинному значению скорости w определяется расход воды, циркулирующей в контуре D_в = ρ_в w f_жс и кратность циркуляции К = D_в / D_п , т.е. отношение количества воды, циркулирующей в контуре, к количеству пара, содержащегося в пароводяной смеси на выходе из контура за 1 ход. Кратность циркуляции можно также представить как К = 1/х , где х – паросодержание пароводяной смеси.

Для котлов с давлением Р_пе ≤ 4,0 МПа кратность циркуляции находится в пределах К = 20-30; Р_пе= 4,0-10,0 МПа → К = 10-18; Р_пе = 14,0 МПа → К = 6-8.

Рис. 90. Гидравлическая характеристика простого циркуляционного

контура

Сложный циркуляционный контур

Сложный циркуляционный контур (рис. 91) состоит из несложных простых циркуляционных контуров, имеющих одно или более общих звеньев. К сложным контурам относятся также пучки труб, имеющие различную длину и неравномерный обогрев.

Рис. 91. Сложный циркуляционный контур:

1 – барабан; 2 – опускной стояк; 3,4 – опускные трубы бокового и

заднего экранов; 5,6,7 – нижние коллектора фронтового, бокового

и заднего экранов; 8,9,10 – подъемные трубы фронтового, бокового

и заднего экранов; 11 – фестон; 12,13 – верхние коллектора

бокового и заднего экранов; 14,15 – пароотводящие трубы бокового

и заднего экранов

Циркуляционные контуры фронтового и боковых экранов имеют общий элемент — опускной стояк, поэтому этот контур будет сложным.

Расчет сложного циркуляционного контура выполняется аналогично и ведется по отдельным контурам.

18.1. Продувка котлоагрегата

В барабанных парогенераторах с естественной и многократной прину­дительной циркуляцией для исключе­ния возможности образования накипей необходимо, чтобы концентрация солей в воде была ниже критической, при которой начинается их выпадение из раствора. С целью поддержания требуемой концентрации солей из парогенератора путем продувки выво­дится некоторая часть воды и вместе с ней удаляются соли в таком коли­честве, в каком они поступают с пита­тельной водой. В результате продувки количество солей, содержащихся в воде, стабилизируется на допустимом уровне, исключающем их выпадение из раствора.

Применяется непрерыв­ная и периодическая продувка паро­генератора.

Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление из парогенератора накопившихся рас­творенных солей и осуществляется из места наибольшей их концентрации в верхнем барабане.

Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах пароге­нератора, и производится из нижних барабанов и коллекторов парогенера­тора через каждые 12 – 16 ч.

Схема непрерывной продувки паро­генераторов показана на рис. 93.

Рис. 93. Схема продувки парогенератора при одноступенчатой

системе испарения:

1 – труба с отверстиями по ее длине для отвода продувочной

воды; 2 – труба для подвода питательной воды

Вода непрерывной продувки подается в расширитель, где поддерживается давление, меньшее, чем в парогенера­торе. В результате часть продувочной воды испаряется, и образовавшийся пар поступает в деаэратор. Оставшая­ся в расширителе вода удаляется через теплообменник, и после ее ох­лаждения сливается в дренажную систему.

Величина непрерывной продувки устанавливается по допустимой концентрации в воде парогенератора рас­творимых примесей, чаще всего по общему солесодержанию, и выражается в процентах от производительности парогенератора:

,

где и – расход продувочной воды и номинальная производительность парогенератора, кг/ч.

Расход питательной воды при наличии непрерывной продувки увеличивается и составляет:

.

Количество воды, удаляемое непрерывной продувкой, устанавливается из уравнения солевого баланса парогенератора

,

где – расход питательной воды, кг/ч; , и – солесодержание питательной воды, пара и продувочной воды, мг/кг; – количество веществ, отлагающихся на поверхностях нагрева, отнесенное к 1 кг получаемого пара, мг/кг.

В парогенераторах низкого и среднего давления количество солей, уносимых паром, незначительно, и член можно приравнять нулю. Отложение солей на поверхностях нагрева при нормальном водном режиме парогенератора не допускается, и член в этом уравнении также должен быть равен нулю. Тогда количество воды, удаляемое с продувкой, должно быть равно:

.

С учетом того, что D_п.в =D D_пр , получаем:

.

Величину продувки в % определяется как:

.

В парогенераторах высокого давле­ния уносом солей паром вследствие растворимости пренебрегать нельзя, и величину продувки следует определять с учетом солесодержания пара.

Применение непрерывной продувки, являющейся основным средством поддержания требуемого качества во­ды парогенератора, связано с увели­чением расхода питательной воды и тепловыми потерями. На каждый ки­лограмм продувочной воды расхо­дуется тепло, кДж/кг

,

где i_пр и i_п.в – энтальпии продувочной и питательной воды, кДж/кг; h – КПД парогенератора.

По правилам технической эксплуа­тации величина непрерывной продув­ки при питании парогенератора сме­сью конденсата и обессоленной воды или дистиллята должна быть не более 0,5 %, при добавке к конденсату хи­мически очищенной воды – не более 3 %, а если потери пара, отбираемого на производство, превышают 40 %, – не более 5 %.

При указанных нормах продувки и частичном использовании продувоч­ной воды потери тепла с продувкой составляют 0,1 – 0,5 % тепла топлива.

В целях уменьшения потерь тепла с продувкой следует стремиться к уменьшению количества выводимой из парогенератора воды. Эффективным методом снижения продувки является ступенчатое испарение воды. Сущ­ность ступенчатого испарения или ступенчатой продувки состоит в том, что испарительная система парогене­ратора разделяется на ряд отсеков, соединенных по пару и разделенных по воде. Питательная вода подается только в первый отсек. Для второго отсека питательной водой служит продувочная вода из первого отсека. Продувочная вода из второго отсека поступает в третий отсек и т.д.

Продувку парогенератора осуществляют из последнего отсека – второго при двухступенчатом испарении, третьего – при трехступенчатом испарении и т. д. Так как концентрация солей в воде второго или третьего отсека значительно выше, чем в воде при одноступенчатом испарении, то для вывода солей из парогенератора тре­буется меньший процент продувки. Применение ступенчатого испарения эффективно также как средство уменьшения уноса кремниевой кислоты вследствие высокой гидратной щелочности, возникающей в солевых отсеках. В настоящее время в большинстве барабанных парогенераторов среднего и высокого давления применяется ступенчатое испарение.

Повышение солесодержания воды при нескольких ступенях испарения происходит ступенями и в пределах каждого отсека устанавливается по­стоянным, равным выходному из дан­ного отсека.

Практически системы ступенчатого испарения и продувки обычно выпол­няются из двух или трех отсеков. При двухступенчатом испарении сис­тема делится на две неравные части – чистый отсек, куда подается вся пи­тательная вода и вырабатывается 75 – 85 % пара, и солевой отсек, где вырабатывается 25 – 15 % пара.

На рис. 94а показана схема ис­парительной системы с двухступен­чатым испарением с солевыми отсе­ками, расположенными внутри бара­бана парогенератора, в его торцах, а на рис. 94б – с выносными цикло­нами, которые вместе с включенными в них экранами образуют солевые отсеки парогенератора.

Допустимые предельные значения солесодержания, кремнесодержания и щелочности воды в барабанных парогенераторах зависят от их конструкции, давления пара и других параметров.

Избежать появления накипи на поверхностях нагрева только путем улучшения качества питательной воды и продувки парогенератора не всегда удается. В таких случаях дополнительно применяется коррекционный метод обработки воды в парогенераторе. Для этого в воду вводятся реагенты – коррекционные вещества, анионы которых связывают и осаждают в виде шлама катионы кальция и магния.

Рис. 94. Схема продувки парогенератора при ступенчатой системе

испарения:

а – с солевыми отсеками внутри барабана; б – с выносными

сепараторами второй ступени испарения; 1 – подвод

питательной воды; 2 – отвод пара; 3 – продувка чистого отсека;

4 – продувка солевого отсека; 5 – испарительные поверхности

нагрева, включенные в солевой отсек; 6 – испарительные

поверхности нагрева, включенные в чистый отсек

В парогенераторах при давлении более 1,6 МПа в качестве корректирующего реагента применяется тринатрийфосфат Na₃PO₄·12H₂O . При введении этого реагента происходит реакция с кальциевыми и магниевыми соединениями, например,

6Na₃PO₄ 10CaSO₄ 2NaOH = 3Ca₃(PO₄)₂ Ca(OH)₂ 10Na₂SO₄ .

Получившиеся вещества – Ca₃(PO₄)₂ , , обладают малой растворимостью и выпадают в виде шлама, удаляемого периодически продувкой.

18.2. Сепарация пара. Требования к пару. В насыщенном водяном паре могут на­ходиться различные примеси: газы , , , и соли минеральных веществ, взвешенные или растворенные в паре.

Минеральные примеси могут отла­гаться в трубах пароперегревателя, в арматуре паропроводов и в проточ­ной части турбины в количестве, недопустимом для их нормальной ра­боты.

К качеству насыщенного пара барабанных парогенераторов предъявляются следующие основные требова­ния, установленные на основе опыта эксплуатации оборудования и данных теплохимических испытаний:

· содержание натриевых соединений в пересчете на Na при давлении пара 4 – 10 МПа – 200 мкг/кг, при давлении пара 10 МПа – не более 10 – 15 мкг/кг;

· содержание свободного СО₂ при давлении пара 4 – 10 МПа 5 – 10 мкг/кг; при давлении пара более 10 МПа – отсутствие.

При давлении, большем 7 МПа, нормируется также содержание крем­ниевых соединений и содержание допускается не более 25 мкг/кг. При значительной добавке к конденсату химически очищенной воды допус­каются количества примесей, больше указанных.

Загрязняющие примеси поступают в пар в основном из питательной воды. Содержание продуктов коррозии при нормальных условиях незначительно. В прямоточных парогенераторах высо­кого и сверхвысокого давления опре­деляющее значение в загрязнении пара имеют растворенные в нем мине­ральные неорганические примеси, в основном SiO₂, оксиды Fе и Сu, а также соединения натрия. Соотношение между минеральными приме­сями, выносимыми с паром и откла­дывающимися на испарительных по­верхностях нагрева, характеризуется коэффициентом распределения

,

где С_п и С_в – содержание минеральных примесей в паре и воде, мкг/кг.

Коэффициент распределения зави­сит от химического состава минераль­ных веществ, так как растворение примесей происходит избирательно, и повышается с увеличением давления и температуры пара.

Таким образом, в прямоточных парогенераторах качество насыщенного пара определяется только характеристикой питательной воды. В пароперегревателях с естественной и мно­гократной принудительной циркуля­цией отделение пара от воды происхо­дит в барабане. В парогенераторах низкого и среднего давления загряз­нение насыщенного пара происходит вследствие выноса вместе с паром капель воды, содержащих минераль­ные примеси. При высоком давлении пара выносятся также растворенные в нем примеси, в основном соединения кремния.

В общем случае, содержание мине­ральных нелетучих примесей в насы­щенном паре, мкг/кг:

,

где – влажность пара, %, обычно = 0,01 – 0,03%; К_р – коэффициент распределения примесей между паром и водой; С_в – содержание примесей в воде, мкг/кг.

При низких и средних давлениях содержание минеральных примесей в паре практически определяется только их содержанием в находящейся в барабане воде и влажностью пара, так как .

Образование капель воды и унос их паром. В барабане парогенератора при вводе пароводяной смеси под уровень воды происходит ее дробление и образова­ние крупных и мелких капель.

Дроб­ление воды происходит за счет затра­ты части кинетической энергии всплы­вающих на ее поверхность пузырей пара и за счет освобождения части энергии поверхностного натяжения при разрыве водных оболочек пузырей.

Унос котловой воды в пар связан в основном с массовым образова­нием в барабане мелких капель влаги в двух случаях:

· при ударе о зер­кало испарения мощных струй пароводяной смеси, подаваемой на зер­кало из испарительных труб;

· при разрыве тонкой водяной оболочки у пузырьков насыщенного пара, покидающих зеркало испарения (рис. 95).

Рис. 95. Модель образования влаги в паре:

а – при ударе пароводяной струи о зеркало испарения;

б – при разрыве пузырьков насыщенного пара на зеркале

испарения

Поток газа (пара), взаимодействуя с жидкостью, может увлекать
с собой капли этой жидкости. При дальнейшем движении пароводяной смеси происходит выпадение отдельных капель из потока в связи с изменением условий стабильности, т. е. нарушения устойчивости границы разделения двух фаз. Таким образом, существует два процесса: сепа­рация капель влаги и капельный унос. Оба эти процесса имеют большое значение для парогенерирующих агрегатов, работающих на докритическом давлении.

Следовательно, образование мелких капель жидкости происходит в основном за счет поверхностного натяжения, освобождающегося при разрыве оболочек паровых пузырей.

Образовавшиеся на поверх­ности зеркала испарения капли воды за счет их кинетической энергии будут подпрыгивать на высоту . Если высота подпрыгивания капель больше высоты парового пространства барабана, то капли могут быть унесены из него потоком пара. Если < , то такие капли выпадают обратно из потока пара в водяной объем барабана. Если относительная скорость капли равна скорости ее витания, то высота подъема капли будет неограниченно большой.

После того как начальная скорость капли перестанет оказывать влияние на ее движение, вертикальная составляющая стабилизированного движе­ния капли в восходящем потоке пара будет w_у = w» — w_вит, где w» — подъемная скорость пара; w_вит — скорость витания капли.

Если w_вит < w», то капля при отсутствии уст­ройств для ее задержания будет уне­сена потоком пара из парового прост­ранства барабана, а если w_вит > w», то капля упадет на зеркало испарения.

Скорость витания определяется по формуле:

w_вит = , м/с.

Например, при давлении пара 10 МПа и достаточной высоте парового пространства барабана < , если подъемная скорость пара составляет w» = 0,1 м/с, то потоком пара будут транспортироваться капли размером меньше 0,1 мм.

Из приведенной характеристики образования капель влаги и выноса их потоком пара следует, что влажность пара зависит от нагрузки зеркала испарения и парового объема барабана, физических характеристик воды и пара, а также солесодержания воды.

Зависимость влажности пара от его подъемной скорости определяется вы­ражением

ω = A(w₀«)ⁿ ,

где А – коэффициент, зависящий от физических свойств воды и пара, а также от солесодержания воды.

Подъемная скорость пара пропор­циональна нагрузке зеркала испаре­ния R_s и объему парового пространства барабана, т. е. значению или , где D – нагрузка котла; F и V – площадь зеркала испарения и объем парового пространства барабана. Поэтому за­висимости влажности пара от w₀» и или идентичны и, следова­тельно,

.

На рис. 96 показана зависимость влажности пара от нагрузки зеркала испарения.

Рис. 96. Зависимость влажности пара, характеризуемой

коэффициентом уноса солей, %, от нагрузки парового

объема барабана для некоторых значений давления в

барабане (высота от уровня воды в стекле до точки выхода

пара 750 мм):

1 – 3,5 МПа; 2 – 9 МПа; 3 – 10,8 МПа

При малых нагрузках зер­кала испарения повышение влажности происходит медленно и n < 2. С рос­том нагрузки влажность пара интен­сивно увеличивается и n = 2÷4. Дальнейшее увеличение нагрузки при­водит к резкому увеличению влажнос­ти и n = 8÷12. Повышение давления увеличивает транспортирующую спо­собность пара и долю мелких капель влаги в паре. В результате влажность пара при той же нагрузке будет боль­ше, чем при меньшем давлении.

На рис. 97 показана зависимость влажности пара от высоты парового объема барабана. С увеличением влажность пара сначала резко умень­шается, а затем уменьшение влаж­ности замедляется. При умеренных значениях м³/(м²·ч) увеличение выше 0,8÷1 м не дает существенного уменьшения влажности пара. Существенное влияние на влажность пара оказывает солесодержание воды. Это связано с уменьшением действительной высоты парового пространства барабана вслед­ствие набухания водяного объема при увеличении солесодержания воды, а также повышения доли мелкодисперс­ных капель влаги, транспортируемых паром. С увеличением влажности пара возрастает и коэффициент уноса солей, равный отношению солесодержания пара к солесодержанию воды: .

Рис. 97. Зависимость влажности пара от высоты парового

пространства барабана при Р = 9 МПа

На рис.98 показана зависимость солесодержания пара и коэффициента уноса от солесодержания воды при постоянных приведенной скорости па­ра и давлении.

При увеличении соле­содержания воды до некоторой величины, называемой критической, солесодержание пара увеличивается пропорционально , и коэффициент уноса К остается постоянным. При критическом солесодержании воды наблюдается резкое увеличение солесо­держания пара и коэффициента уноса. Величина критического солесодержа­ния зависит от давления и состава взвешенных и растворенных в воде веществ. С ростом давления критичес­кое солесодержание воды уменьша­ется.

В барабанных парогенераторах для улучшения качества насыщенного пара необходимо уменьшить содержание в нем капельной влаги и растворенных в паре веществ. При низких и средних давлениях решающее значение для уменьшения солесодержания пара име­ет сепарация капельной влаги от пара. В парогенераторах высокого и сверхкритического давления солесодержа­ние пара определяется также содер­жанием в паре растворенных солей. Уменьшение содержания в паре ка­пельной влаги достигается в барабане парогенератора равномерным распре­делением по длине и по диаметру барабана пароводяной и паровой на­грузки, а также отделением капель влаги от пара с помощью сепарационных устройств.

Рис. 98. Солесодержание пара и коэффициент уноса в зависимости от

солесодержания воды в барабане при постоянной

приведенной скорости пара:

1 – солесодержание пара; 2 – коэффициент уноса

В современных барабанных паро­генераторах применяются в отдель­ности или в различных сочетаниях различные сепарационные устройства, схемы которых показаны на рис. 99.

Назначением указанных устройств является:

· погасить кинетическую энер­гию поступающей в барабан парово­дяной смеси с минимальным образо­ванием мелкодисперсных капель вла­ги;

· обеспечить равномерное распре­деление паровой нагрузки по площади зеркала испарения и потока пара в объеме барабана;

· осуществить выде­ление из потока пара капель влаги.

С помощью сепарационных уст­ройств используются следующие прин­ципы сепарации капель влаги из пара.

Гравитационная сепа­рация, при которой отделение капель влаги от пара осуществляется при горизонтальном и вертикальном подъемном движении пара со стабили­зированной малой скоростью. Эффек­тивность гравитационной сепарации пропорциональна разности плотности воды и пара, т. е. зависит от давления, а также размеров капель воды, ско­рости пара и длины его пути до выхода из барабана.

При указанных ниже напряже­ниях парового пространства барабана и скорости подъемного движения пара крупные капли влаги выпадают из потока на зеркало испарения, и в паре остаются частицы менее 50 мкм.

Этот принцип сепарации используется, например, в устройстве, пока­занном на рис. 99а. Гашение кине­тической энергии струи пароводяной смеси и равномерное распределение пара происходят в водяном объеме. Отделение капелек влаги от пара осуществляется в паровом простран­стве. Гравитационная сепарация имеет место практически в той или иной мере при всех конструкциях внутрибарабанных устройств.

Рис. 99. Схемы сепарационных устройств в барабане парогенератора:

а – при подводе пароводяной смеси под уровень воды в

барабане; б – при подводе пароводяной смеси в паровой

объем барабана; в – с внутрибарабанными циклонами;

1 – распределительный затопленный щит; 2 – отбойный щит;

3 – пароприемный щит; 4 – жалюзийный сепаратор; 5 – внутри-

барабанный циклон; 6 – трубы испарительной поверхности

нагрева; 7 – опускные трубы; 8 – пароотводящие трубы

Инерционная сепара­ция. Отделение более крупных капель воды от пара может быть осуществлено при резком ускорении горизонтального или вертикального потока пара и последующем умень­шении его скорости, а также за счет центробежных сил, действующих на каплю при изменении направления движения или направления закручи­вания потока влажного пара. Инер­ционный принцип сепарации исполь­зуется в различных конструкциях сепарационных устройств, основные из которых, как было указано ранее, показаны на рис. 99.

Простейшим инерционным сепара­тором являются глухие или дырчатые стальные листы, размещенные верти­кально или наклонно, которые одно­временно используются для гашения кинетической энергии пароводяной смеси и отделения основной массы воды от пара (рис. 99б).

Скорость пароводяной смеси на входе под отбойный щит не должна пре­вышать 2 – 2,5 м/с. Скорость пара на выходе из-под щита в барабан принимается обычно 0,7 – 1 м/с. При­меняемые для равномерного распре­деления пара по площади зеркала испарения дырчатые щиты устанавли­ваются примерно на 75 – 100 мм ниже нижнего уровня воды в барабане. Минимальная скорость пара в отвер­стиях щита размером 8 – 12 мм должна быть 0,95 м/с при 4 МПа и 0,5 м/с при 10 МПа.

В жалюзийном сепараторе (рис. 98, б) для инерционного отделения капель воды используется изменение ускорения потока в сепараторе и на выходе из него, а также много­кратное изменение направления потока, что повышает эффективность сепара­ции. Предельная скорость пара перед горизонтальным жалюзийным сепара­тором 0,5 м/с при 4 МПа и 0,2 м/с при 10 МПа. Если жалюзи верти­кальны или наклонены под большим углом, скорость пара может быть в 1,5 – 2 раза выше.

Центробежный сепаратор циклон­ного типа, в котором происходит интенсивное закручивание потока влажного пара, показан на рис.100. Циклонные сепараторы обеспечивают эффективное отделение капель влаги за счет действия на них центробежных сил, отбрасывающих капли к стенке циклона, где они задерживаются на пленке воды, сте­кающей на зеркало испарения. Цик­лонные сепараторы выполняются либо внутрибарабанными – при концентрированном подводе пароводяной смеси с боль­шой скоростью в паровой объем бара­бана, либо выносными, в том числе для сепарации пара из второй и третьей ступеней испарения.

Эффективность улавливания ка­пель влаги определяется тангенциаль­ной скоростью входа пароводяной смеси в циклон u и осевой скоростью подъема потока в циклоне w₀. С понижением отношения u/w₀, эффектив­ность работы циклона резко умень­шается, поэтому отношение u/w₀ должно быть не меньше 5.

Внутрибарабанные циклоны обычно имеют высоту корпуса 400 – 500 мм. Осевая скорость пара в циклоне при давлении 4 МПа обычно w₀=0,6 – 0,7 м/с, при 10 МПа w₀=0,3 – 0,4 м/с. Допускаемая паропроизводительность циклона при диаметре 420 мм и давлении пара 4 МПа составляет 6,3 – 7,5 т/ч, а при 10 МПа около 10 – 13 т/ч.

Пленочная сепарация основана на использовании способ­ности налипания мелких капель воды, не обладающих инерционными свой­ствами, на увлажненную и 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 пленка, ко­торая достаточно прочна и не сры­вается паром, но в то же время бес­препятственно и непрерывно дрени­руется в водяное пространство бара­бана.

Пленочная сепарация использу­ется в циклонных, а также в швеллерковых сепараторах. В швеллерковых сепараторах пленочная сепарация со­четается с инерционной за счет отбра­сывания более крупных капель воды при прохождении влажного пара по каналам между швеллерами с четырех­кратным поворотом на 90°. Такая конструкция достаточно эффективно отделяет мелкие капли от пара. Допу­скаемая скорость пара в швеллерковых сепараторах при давлении в ба­рабане 11 МПа 0,2 м/с.

Пароприемные щиты. Для равномерного отвода пара по се­чению барабана на выходе из него устанавливается пароприемный дыр­чатый щит. Скорость в отверстиях щита выбирается из условия

w₀²ρ_н/2 = 200 – 250 Па,

где – плотность насыщенного пара, кг/м³.

Для создания достаточного дрос­селирующего эффекта щита скорость пара в его отверстиях должна быть в 2 раза больше, чем продольная скорость пара в барабане.

Промывка пара. Механические способы сепарации позволяют удалить из пара относительно круп­ные частицы. От веществ, находя­щихся в паре высокого давления в виде молекулярных и коллоидных растворов, пар может быть очищен промывкой его чистой водой. Прак­тически промывка пара осуществля­ется пропуском его через слой воды.

На рис. 100 показано устройство для промывки пара. В паровом пространстве барабана размещается щит, на который подается питательная вода, стекающая затем в водяное простран­ство барабана. Щит выполняется в виде системы корыт или с перфори­рованными по его площади отверстиями.

Рис. 100. Схема сепарационного

устройства с промывкой пара:

1 – щит с промывочным

корытцем; 2 – жалюзийный

сепаратор; 3 – пароприемный

щит; 4 – разделительный щит;

5 – подвод питательной воды;

6 – трубы испарительной

поверхности нагрева;

7 – опускные трубы;

8 – пароотводящие трубы

Пар, проходя над слоем 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. В установившемся состоянии кремнесодержание пара становится пропорциональным кремнесодержанию воды, контактирующей с паром. Коэффициент распределения кремнесодержания в паре и воде выражается отношением , которое определяет допустимое кремнесодержание питательной воды при заданном допустимом кремнесодержании в паре.

При промывке пара вследствие несовершенства его контакта с водой соли удаляются не полностью; конеч­ное солесодержание пара определяется по формуле

,

где – коэффициент проскока – доля пара, прошедшего через промывочное устройство, но не промытого; и – солесодержания про­мытой и непромытой частей пара.

Коэффициент проскока всех солей составляет примерно 10 – 15 %, а крем­ниевой кислоты 15 – 40 %. Для удов­летворительной работы промывочного устройства слой воды на щите дол­жен быть 60 – 70 мм.

На промывочный щит подают не бо­лее 50 % питательной воды в целях уменьшения конденсации пара в бара­бане, которая вызывает необходимость повышения паросодержания в испа­рительных поверхностях нагрева. Для уменьшения выноса капельной влаги в питательную воду, находящуюся на щите, необходимо иметь достаточ­ную высоту парового пространства под щитом.

В прямоточном парогенераторе с промывочно-сепарационным устройством промывка пара осуществляется путем впрыска воды в слегка перегретый пар с доведением его влажности до 2 %. При этом примеси в паре растворяются в воде. Далее влага отделяется от пара в центробежном сепараторе и после использования части ее тепла выводится в дренаж.

19. КОРРОЗИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА

В процессе эксплуатации котла для очистки экранных поверхностей нагрева применяют паровую и пароводяную об­дувку, а также вибрационную очистку, а для конвективных поверхностей нагрева — паро­вую и пароводяную обдувку, вибрационную, дробевую и акустическую очистку или самооб­дувку.

Наибольшее распространение имеют паровая обдувка и дробевая очистка. Для ширм и вертикальных пароперегревателей наиболее эффективной является вибрацион­ная очистка. Радикальным является приме­нение самообдувающихся поверхностей на­грева с малым диаметром и шагом труб, при которых поверхности нагрева непрерывно поддерживаются чистыми.

Паровая обдувка. Очистка по­верхностей нагрева от загрязнений может быть осуществлена за счет динамического воздействия струй воды, пара, 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, создает небольшой динамический напор и эффективна только при давлении не менее 4 МПа.

Применение воздушной 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 ее действие до­статочно эффективно. При давлении пара 4 МПа перед обдувочным аппаратом динамический напор струи на расстоянии примерно 3 м от сопла состав­ляет более 2000 Па.

Для удаления отложений с поверхности нагрева динамический напор струи должен составлять примерно 200—250 Па для рыхлых золовых отложений, 400—500 Па для уплот­ненных золовых отложений, 2000 Па для оплавленных шлаковых отложений.

Обдувочные аппараты. Конструктивная схема обдувочного аппарата приведена на рис. 101.

Рис. 101. Обдувочный аппарат:

1, 5 – электродвигатели; 2 – обдувочная труба; 3, 6 – редуктора;

4 – каретка; 7 – монорельс; 8 – звездочка; 9 – бесконечная цепь;

10 – запорный клапан; 11 – тяга с клином; 12 – рычаг;

13 – неподвижный паропровод; 14 – стержень

Обдувочный аппарат включает в себя:

· электродвигатель 1, укрепленный на каретке 4;

· редуктор 3, предназначенный для вращения обдувочной трубы 2;

· электродвигатель 5 и редуктор 6, укрепленные на монорельсе 7, предназначенные для поступательного движения обдувочной трубы 2;

· механизм поступательного перемещения обдувочной трубы, состоящий из каретки 4, которая перемещается по полкам монорельса 7, звездочек 8 и бесконечной цепи 9;

· запорный клапан 10, автоматически открывающий пар в обдувочную трубу после ее выхода на позицию обдувки; механизм, управляющий запорным клапаном 10 и состоящий из тяги с клином 11 и рычага 12.

Обдувочная труба соединена при помощи сальника с неподвижным паропроводом 13, подводящим к ней пар от запорного клапана. Двутавровый монорельс 7 несет на себе все указанные механизмы, а сам крепится к каркасу котла. При получении импульса от предыдущего обдувочного аппарата, закончившего свою работу, пускатель включает электродвигатели 1 и 5. При этом включается сигнальная лампа, расположенная на щите программного управления обдувкой. Каретка 4, перемещаясь по монорельсу, вводит обдувочную трубу 2 в газоход. Когда обдувочная труба выходит на позицию обдувки, стержень 14, воздействуя на рычаг, увлекает при помощи тяги клин 11, который через толкатель отжимает запорный паровой клапан, открывающий доступ пара в обдувочную трубу. Пар из обдувочной трубы выходит через сопла, обдувая поверхность нагрева.

При поступательно-вращательном движении трубы 2 обдувка производится по винтовой линии. После полного ввода обдувочной трубы внутрь газохода штифт, установленный на приводной цепи 9, воздействуя на концевые выключатели электродвигателя 5, переключает прибор на обратный ход. При этом обдувка поверхности нагрева производится так же, как и при движении обдувочной трубы внутрь газохода.

До того как сопловая головка будет выведена из газохода, стержень 14, воздействуя через рычаг 12 на клин 11, выведет его в исходное положение, и запорный паровой клапан под действием пружины закроется, прекратив доступ пара в обдувочную трубу.

С возвратом обдувочной трубы в исходное положение штифт, установленный на приводной цепи 9, воздействуя на концевые выключатели, отключает электродвигатели 1 и 5, и следующий по схеме прибор получает импульс на включение.

Зона действия обдувочного аппарата до 2,5 м, а глубина захода в топку до 8 м. На стенах топки обдувочные аппараты размещаются так, чтобы зона их действия •охватывала всю поверхность экранов.

Обдувочные аппараты для конвективных поверхностей нагрева имеют многосопловую трубу, не выдвигаются из газохода и только вращаются. Число сопл, расположенных с двух сторон обдувочной трубы, соответствует числу труб в ряду обдуваемой поверхности нагрева.

Для регенеративных воздухоподогрева­телей применяются обдувочные аппараты с качающейся трубой. Пар или вода подводит­ся к обдувочной трубе, и вытекающая из сопла струя очищает пластины воздухоподо­гревателя. Обдувочная труба поворачивается на определенный угол так, что струя попадает во все ячейки вращающегося ротора воздухо­подогревателя. Для очистки регенеративного воздухоподогревателя парогенераторов, ра­ботающих на твердом топливе, в качестве обдувочного агента применяется пар, а паро­генераторов, работающих на мазуте — щелоч­ная вода. Вода хорошо промывает и нейтра­лизует сернокислотные соединения, имею­щиеся в отложениях.

Пароводяная обдувка. Рабо­чим агентом обдувочного аппарата служит вода парогенератора или питательная вода.

Аппарат представляет собою сопла, установленные между трубами экранов. Вода в сопла подается под давлением, и в результате падения давления при прохождении через сопла из нее образуется пароводяная струя, направленная на противоположно расположенные участки экранов, фестонов, ширм. Высокая плотность пароводяной смеси и наличие недоиспарившейся в струе воды оказывают эффективное разрушающее действие на отложения шлака, который удаляется в нижнюю часть топки.

Вибрационная очистка. Вибрационная очистка основана на том, что пpи колебании труб с большой частотой нарушается сцепление отложений с металлом поверхности нагрева. Наиболее эффективна вибрационная очистка свободно подвешенных вертикальных труб, ширм и пароперегрева­телей. Для вибрационной очистки преимуще­ственно применяют электромагнитные вибра­торы (рис. 102).

Трубы пароперегревателей и ширм прикрепляются к тяге, которая выходит за пределы обмуровки и соединяется с вибра­тором. Тяга охлаждается водой, и место ее прохода через обмуровку уплотнено. Электро­магнитный вибратор состоит из корпуса с яко­рем и каркаса с сердечником, закрепленных пружинами. Вибрация очищаемых труб осуществляется за счет ударов по тяге с частотой 3000 ударов в минуту, амплитуда колебаний 0,3—0,4 мм.

Дробеочистка. Дробеочистка при­меняется для очистки конвективных поверх­ностей нагрева при наличии на них уплотнен­ных и связанных отложений. Очистка проис­ходит в результате использования кинетиче­ской энергии падающих на очищаемые поверх­ности чугунных дробинок диаметром 3—5 мм. В верхней части конвективной шахты парогенератора помещаются разбра­сыватели, которые равномерно распределяют дробь по сечению газохода. При падении дробь сбивает

Рис. 102. Вибрационное устройство для очи­стки вертикальных труб:

а — вид сбоку; б — сопряжение виброштанги с обогреваемыми

трубами, вид сверху; 1 — виб­ратор; 2 — плита; 3 — трос;

4 — противовес; 5 — виброштанга; 6 — уплотнение прохода

штан­ги через обмуровку; 7 — труба

осевшую на трубах золу, а за­тем вместе с ней собирается в бункерах, расположенных под шахтой. Из бункеров дробь вместе с золой попадает в сборный бункер, из которого питатель подает их в трубопровод, где масса золы с дробью подхватывается воздухом и выносится в дробеуловитель, из которого дробь по рукавам вновь подается в разбрасыватели, а воздух вместе с части­цами золы направляется в циклон, где про­исходит их разделение. Из циклона воздух сбрасывается в газоход перед дымососом, а зола, осевшая в циклоне, удаляется в систе­му золоудаления котельной установ­ки.

Транспорт дроби осуществляется по вса­сывающей или нагнетательной схеме. При всасываемой схеме разрежение в системе создается паровым эжектором или вакуум-насосом. При нагне­тательной схеме транспортирующий воздух подается в инжектор от компрессора. Для транспорта дроби необходима скорость воз­духа 40 – 50 м/с.

В последнее время дробеочистка практически не используется. Это связано с деформацией поверхностей нагрева и относительно низкой эффективностью.

КОТЕЛЬНЫЕ СТАЛИ

Котельные стали работают в очень жестких условиях, на них одновременно действуют высокое давление воды и пара, высокая температура дымовых газов, воды и пара, агрессивность воды и дымовых газов, следствием которых является образование коррозии. Одновременно действуют механические нагрузки на элементы котлоагрегата, вызывая изгиб, растяжение, сжатие, поэтому стали должны обладать следующими свойствами:

1) прочность;

2) твердость;

3) хорошая свариваемость;

4) пластичность;

5) стойкость против коррозии и окалинообразования.

Пыле-, газо-, воздухопроводы, лестницы, площадки, ограждения изготавливаются из обычных углеродистых сталей марки Ст.3.

Барабаны котлоагрегата при температуре стенки не более 450 ^оС изготавливаются из углеродистых сталей марок Ст.15К и Ст.20К (К – котловая сталь) и из сталей Ст.09Г2С; Ст.16ГС (Г – марганец, С – кремний — придают жаропрочность). С повышением температуры стенки барабана применяется сталь марки Ст.16НМ (никель, молибден).

Трубы поверхностей нагрева. Для котлоагрегата с Р ≤ 4,0 МПа (t_ст ≤ 450 ^оС) применяется сталь Ст.20, из нее изготавливаются и питательные трубопроводы. В котлоагрегатах высокого давления (Р> 4,0 МПа) трубы изготавливаются из сталей марок Ст.12 МХ, Ст.15 МХ (Х – хром – придает стойкость, прочность, окалиностойкость). С повышением параметров пара (Р = 25,5 МПа, t_пер = 570 ^оС) применяются высоколегированные стали марок Ст.12Х1МФ (Ф — ванадий) и Ст.15Х1М1Ф, причем Ст.12Х1МФ – для пароперегревателей, коллекторов и паропроводов, Ст.15Х1М1Ф – только для коллекторов и паропроводов. При температуре стенки труб поверхности нагрева до 620 ^оС применяются высоколегированные стали Ст.Х18Н12Т (Т — титан) – обладающие очень высокой жаропрочностью и окалиностойкостью. Трубы, изготовленные из этой стали, плохо свариваются, и при незначительных отклонениях от нормалей в сварных швах появляются трещины.

Под давлением

Расчет на прочность элементов парогенератора, работающих под дав­лением рабочей среды, имеет целью определить необходимую толщину стен­ки элемента или допускаемое в нем давление. Элементы парогенератора, работающие под давлением рабочего тела — барабаны, коллекторы, по­верхности нагрева — выполняются в виде цилиндрических конструкций и из труб. В этих элементах имеют место внутренние напряжения (остаточ­ные и температурные) и внешние, возникающие под действием давления рабочего тела, его массы и собствен­ной массы элемента. Остаточные на­пряжения, возникающие в процессе изготовления элемента, ликвидируют­ся перед его монтажом термической обработкой.

Температурные напряжения в стен­ках обогреваемых деталей вызываются перепадом температур по толщине стенки детали или по ее периметру. Предотвращение значительных пере­падов температур по толщине стенки и соответственно высоких температур­ных напряжений достигается ограни­чением толщины стенки и конструк­тивными и режимными мероприятия­ми, обеспечивающими минимальные перепады температур в стенке.

Исходя из указанных положений, основной нагрузкой, по которой должна опре­деляться толщина стенки элемента парогенератора, принято дав­ление рабочей среды. Дополнительные внешние нагрузки, осевые усилия, изгибающие и крутящие моменты, действующие на элемент, в частности нагрузки от собственной массы, регла­ментируются предельными значе­ниями и учитываются снижением обще­го запаса прочности. Например, для постоянных внешних нагрузок принято снижение запаса прочности на 10 %.

В основу методов расчета элементов парогенератора на прочность положен принцип оценки прочности по предель­ной нагрузке. Расчетная формула для определения толщины стенки сосуда, учитывающая его ослабления отверстиями для труб и лючков, если расчет ведется по внутреннему диаметру, имеет вид:

, м,

где Р — избыточное давление на внутреннюю по­верхность, Па; D_вн – внутренний диаметр, мм; σ_доп – допускаемое напряжение, Па; φ – коэффициент прочности сосудов; С – поправка для учета допусков на толщину стенки при прокате, а также на износ и коррозию.

Допустимое давление при данной толщине стенки, если номинальным является внутренний диаметр, определяется по формуле:

, Па ,

где S_ф — фактическая толщина стенки, мм.

Величина расчетного давления принимается равной номинальному давлению пара на выходе из парогенератора, увеличенному на потерю давления от гидравлического сопротивления в тракте, расположенном между рассчитываемым элементом и выходом пара из парогенератора. Для элемен­тов, содержащих жидкую среду, надо учитывать давление столба жидкости над рассчитываемым элементом. Если сумма потерь и гидростатического давления не превышает 3 % номи­нального давления, их можно не учитывать.

Коэффициенты прочности сосудов, ослабленных отверстиями для труб, определяются для всех направлении по формулам (рис. 103):

для продольного направления

;

для поперечного направления

;

для косого направления, приведенного к продольному

,

где n = t_к/ t .

В расчет вводится наименьшая из величин φ, φ_пр , 2φ₁.

а) б)

Рис. 103. Схема ослабления элемента при наличии отверстий:

а — расположение отверстий в поперечном напра­влении в

коридорном порядке; б — расположение отверстий в шахматном

порядке

Коэффициент прочности стыко­вых сварных соединений φ для углеро­дистой, низколегированной марганцо­вистой, хромомолибденовой и аустенитной сталей принимается φ = 1, а для хромомолибденованадиевой и высокохромистой сталей φ = 0,85.

Величина С – поправка для учета допусков на толщину стенки при прокате, а также на износ и коррозию. При небольших толщинах (до 30 мм) С составляет 0,1–0,3, а для большей толщины (>50 мм) С принимается от 0,7 до 1 мм.

Определенная толщина стенки округляется до ближайшего размера по сортаменту труб.

Допускаемое напряжение опреде­ляется по формуле

σ_доп = ησ*_доп ,

где σ*_доп — номинальное допускаемое напряжение, Па; η — коэффициент, учитывающий конструктивные и экс­плуатационные особенности рассчиты­ваемого элемента.

Номинальные допускаемые напря­жения σ*_доп зависят от тем­пературы стенки. Расчетная температура стенки, по которой определяется величина номи­нального допускаемого напряжения, принимается в зависимости от рода и температуры среды, условий обогре­ва элемента газами и охлаждения рабочей среды ( для котельных пучков, фестонов: t_ст = t_кип 60 ^оС; для необогреваемого барабана t_ст = t_нас ; для труб экономайзера t_ст = t_ср.пит 30 ^оС; для пароперегревателя t_ст = t_ср.пе (100÷120 ^оС).

Во всех случаях расчетная темпе­ратура стенки не должна приниматься ниже 250 °С. При расчете барабана и коллекторов парогенератора, когда расстояние между опорами барабана более 8 м и коллекторов более 6 м, следует проверить напряжения, воз­никающие при их изгибе.

Формулу можно пользоваться и в поверхностных расчетах, при уточнении S, а, зная S, определяют Р_расч, называемое Р_доп — допустимое.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные на­правления развития парогенераторной тех­ники:

· Увеличение агрегатной мощнос­ти и параметров пара, что снижает капитальные затраты и уменьшает удельный расход топлива на выработ­ку электроэнергии в паротурбинных установках, а при использовании пара как теплоносителя – интенсифицирует технологические процессы.

· Специализация парогенераторов по назначению и по топливу, что дает возможность обеспечить оптимальные технико-экономические показатели их работы в данных конкретных условиях.

· Применение более качественных материалов при изготовлении парогенераторов, совершенствование и модульная унификация элементов парогенераторов и вспомогательного обо­рудования, что повышает надежность работы парогенераторов и уменьшает капитальные затраты на оборудование.

· Применение рациональных кон­струкций топочных устройств, систем пылеприготовления и тягодутьевых установок, что снижает тепловые по­тери парогенераторов и расходы элек­троэнергии на собственные нужды.

· Использование более совершенных систем золоуловителей и установок для очистки продуктов сгорания от оксидов серы и
азота, что дает возможность уменьшить вредные выбросы в атмосферу.

· Применение комплексной автоматизации работы парогенераторов, что способствует повышению надежности и экономичности их работы.

Библиографический список

Липов Ю.М., Третьяков Ю.М. Котельные установки и парогенераторы. – М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004.

Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Парогенераторы промышленных предприятий. –М.: Энергия, 1978.

Ковалев А.П., Лелеев Н.С., Виленский Т.В. Парогенераторы.-М.: Энергоатомиздат, 1985.

Смородин С.Н., Иванов А.Н. Тепловой и аэродинамический расчеты котельных установок: учеб. пособие/ СПбГТУРП. СПб., 2008.

Белоусов В.Н., Смирнова О.С., Смородин С.Н. Основы сжигания газа: учеб. пособие/ СПбГТУРП. СПб., 2009.