Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Лекционный комплекс дисциплины «Теплогенерирующие установки» Рывкина Н.В.
Лекция 1
Сведения о системах теплоснабжения и потребителях тепловой энергии, теплогенерирующая установка и ее элементы – 2 часа
Котельной установкой называют совокупность устройств и механизмов, предназначенных для производства водяного пара или при готовления горячей воды. Водяной пар используют для привода в движе ние паровых двигателей, для производственных нужд промышленности и сельского хозяйства и отопления помещений. Горячую воду предназна чают для отопления производственных, общественных и жилых зданий, а также для коммунально-бытовых нужд населения. В подавляющем большинстве котельных установок пар или горячую воду получают путем использования тепла сжигаемого органического топлива. Однако в атомных установках пар и горячую воду получают, используя тепло ценной реакции распада ядер тяжелых элементов — урана или плутония.
По роду производимого теплоносителя различают установки с паровыми и водогрейными котлами.
Современная паровая котельная установка, принципиальная схема ко торой показана на рис. 1, представляет собой сложное сооружение. Основ ной частью ее является собственно паровой котел (А2), в котором осуществляется превращение воды в насыщенный пар. Однако в настоящее время собственно паровой котел с целью повышения экономичности котельной установки дополняется следующими элементами: пароперегревателем (А4), водяным экономайзером (А6) и воздухоподогревателем (А7). Пароперегреватель предназначается для повышения темпе ратуры и энтальпии пара, полученного в котле, с целью повышения эконо мичности всей паросиловой установки. В водяном экономайзере используют тепло дымовых газов, уходящих из котла, для подогрева воды, подаваемой в котел, а в воздухоподогревателе — для подо грева воздуха, поступающего в его топку (А1), что существенно улучшает процесс горения топлива. Устанавливают либо только водяной экономайзер или воздухоподогреватель, либо тот и другой в совокупности; первое ре шение осуществляют в котельных установках небольшой производитель ности, а второе — в установках средней и большой производительности.
Собственно котел, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухо подогреватель, а также топка, связанные в единое органическое целое, совместно с примыкающими к ним паро- и водопроводами, соединительными газо- и воздуховодами, арматурой образуют в целом котельный аг регат. Котельный агрегат имеет каркас с лестницами и помостами для обслуживания и заключается в обмуровку. Металлические поверхности элементов котельного агрегата, которые с одной стороны соприкасаются с дымовыми газами, а с другой — с водой, паром или воздухом и, таким образом, служат для передачи тепла от дымо вых газов к воде, пару и воздуху, называют поверхностями на грева.
Современный котельный агрегат обслуживается рядом вспомога тельных механизмов и устройств, которые могут быть ин дивидуальными, когда они предназначены для обслуживания только одного агрегата, и групповыми, когда они обслуживают группу агрегатов. В последнее время термин котельный агрегат часто заменяют тер мином парогенератор.
К вспомогательным механизмам и устройствам относят: дымососы и дутьевые вентиляторы, питательные и водоподготовительные установки, пылеприготовительные установки, топливоподачу, системы золоулавлива ния и золоудаления — при сжигании твердого топлива, мазутное хозяйство— при сжигании жидкого топлива, газорегуляторную станцию — при сжига нии газообразного топлива.
Дымососы (Б2) предназначаются для удаления дымовых газов из котельной установки, так как при наличии в котельном агрегате водяного экономайзера и воздухоподогревателя общее 1азовое сопротивление стано вится настолько большим, что естественная тяга, создаваемая дымовой трубой (БЗ) даже очень большой высоты, становится недостаточной для его прео доления.
Дутьевые вентиляторы (Б1) устанавливают для того, чтобы при подаче воздуха в топку преодолеть сопротивление горелок или слоя топлива на решетке, а также сопротивление воздухоподогревателя.
При сжигании твердого топлива образуются зола и шлак. Зола уносится из топки дымовыми газами в газоходы котельной установки, а из них че рез дымовую трубу — в атмосферу, что приводит к загрязнению воздушного бассейна и окружающей территории. Кроме того, зола, проходя через ды мососы, сильно изнашивает их, что приводит к необходимости частого ре монта. Во избежание всего этого котельные установки, предназначенные для работы на твердом топливе, оснащают золоуловителем (В1), в котором дымовые газы очищаются от золы, унесенной из топки. Золоуло витель устанавливается перед дымососами. Зола, уловленная в нем, уда ляется через золоспускное устройство (ВЗ). Шлак из топки удаляется через шлакоспускные устройства (В2). Уловленная в золоуло вителе зола, так же как и шлак, спущенный из топки, поступает в систему шлакозолоудаления (В4) для отвода в головой отвал.
Для подачи в котел воды, подлежащей испарению, служит пита тельная установка. Основной частью ее являются питатель ные насосы с электрическим (ДЗ) и паровым (Д2) приводами, развиваю щие давление, необходимое для преодоления давления пара в котле и сопротивления всей системы питательных линий. Питательные насосы явля ются ответственным элементом котельной установки, поэтому число, про изводительность и вид привода питательных насосов, подлежащих установ ке в котельных различного назначения, строго регламентированы. Другой частью питательной установки являются питательные баки (Д1), назначение которых — принять и хранить некоторое количество питатель ной воды, с тем чтобы исключить опасность перерыва в питании котлов из-за ее отсутствия. В котельных установках электростанций предусматривается подогрев питательной воды отборным паром от турбин в подогрева теля (Д4).
Природная вода содержит механические и коллоидальные примеси, рас творенные соли и воздух. Некоторые соли выделяются из воды в процессе ее нагревания и испарения в котле и оседают на внутренних стенках поверх ностей нагрева в виде плотной, трудно отделимой накипи, которая ухудшает передачу тепла через стенку и может вызвать разрушение ме талла в результате его перегрева. Другие соли выпадают в объеме котло вой воды в виде мелкодисперсных взвешенных частиц, что приводит к по явлению в котле подвижного осадка, называемого шламом, который также может послужить причиной аварии котла. Поэтому воду, пред назначенную для подачи в котел, приходится предварительно осветлять и умягчать, доводя содержание в ней солей, образующих накипь и шлам, до технически возможного минимума. Для этого сооружают специальную водоподготовительную установку, в которую входят устройства для осветления (ГЗ) и умягчения (Г4) воды. Исходная пода подается в водоподготовительную установку насосом (Г2) из бака (Г1).
Кислород растворенного в воде воздуха, попадая в котел, вступает в реакцию с металлом и вызывает коррозию (ржавление) его. Это приводит к необходимости освобождать питательную воду от растворенного в ней воздуха, что осуществляют в особом устройстве, называемом деа эратором (Г5)
Оставшееся в умягченной питательной воде минимальное количество солей накапливается в котловой воде в процессе ее испарения и может при вести к образованию накипи и шлама в котле. Поэтому в паровом котле для удаления проникших в него солей предусматривают особую продувоч ную систему, в которую входят сепаратор непрерывной про дувки (Е1), продувочные линии и барботер (Е2) для приема продувочной воды.
Пар, образующийся в паровом котле, выносит капельки влаги, в ко торых содержится некоторое количество растворенных солей. Попадая в пароперегреватель, эти капли влаги испаряются, а содержащиеся в них соли оседают на внутренних стенках его труб, что может привести к их пе режогу. Эти соли попадают также в паровую турбину (если котел установ лен на электростанции), где они оседают во входном клапане турбины и на ее лопатках, нарушая нормальную работу турбины. В связи с этим в паро вых котлах устанавливают сепарационные устройства (АЗ), предназначенные для отделения капель влаги от пара, выходящего из котла.
Во многих элементах котельной установки (паропроводы, теплооб менники и т. п.) в результате теплоотдачи происходит охлаждение пара с образованием конденсата. В связи с этим возникает необходимость созда ния дренажной системы для удаления этого конденсата, который собирают в дренажный (конденсатный) бак (Ж1), конденсатными насосами (Ж2) конденсат возвращается в деаэра тор и питательный бак.
Тепловые, гидродинамические и аэродинамические процессы, протекаю щие в котельной установке, необходимо регулировать и контролировать. В связи с этим ее оснащают регулирующими устройствами, такими, как например, регулятор температуры перегретого пара (Д5), запорными регу лирующими и предохранительными органами, а также контрольно-измерительными приборами. Наряду с этим в котельных установках осущест вляют комплексную автоматизацию регулирования всех основных происхо дящих в них процессов. Автоматика обеспечивает более точное и быстрое регулирование процессов, происходящих в котельной установке, по сравне нию с ручным регулированием, и приводит к повышению ее экономичности. Котельные установки, расположенные в одном здании или на общей площадке (при открытом размещении их), в совокупности со всем комплек сом вспомогательных механизмов и устройств называют котельной.
В соответствии с назначением и родом производимого теплоносителя раз личают энергетические, производственные, отопительные и производствен но-отопительные котельные, а также котельные с паровыми и водогрей ными котлами.
Лекция 2
Источники тепловой энергии для систем теплоснабжения. Топливо, топливные ресурсы – 2 часа
Топливо. Общие сведения о топливе. Виды топлива.
«Топливом называется горючее вещество, умышленно сжигаемое для получения тепла». Это опреде ление принадлежит великому русскому ученому Д. И. Менделееву.
В соответствии с агрегатным состоянием топливо делят на твердое, жидкое и газообразное. К твердому топливу относят все ископаемые угли, торф, древесину, горючие сланцы. К жидкому топливу в основном относят сырую нефть, разнообразные моторные топлива и мазут. К газообразному топливу относят природный газ, а также различные промышленные горю чие газы: генераторный, доменный, коксовый и др.
Различают естественное и искусственное топливо, а также топливные отходы. Естественным называют топливо в том виде, в каком оно получено было при добыче: уголь, нефть, природ ный газ и т. п. Искусственным называют топливо, полученное в результате технологической переработки естественного топлива, например металлур гический кокс, полученный в результате коксования некоторых сортов каменного угля, моторное топливо, полученное в результате переработки нефти. Топливные отходы получают в результате технологической переработки естественного топлива в искусственное, как, например, отходы углеобогащения, получающиеся при обогащении металлургического топ лива, или мазут, остающийся после переработки нефти.
Топливо разделяют также на местное и дальнепривоз ное. К местному относят топливо, которое экономически нецелесообразно перевозить на большое расстояние из-за невысокого качества его или ма лого масштаба добычи (торф, горючие сланцы, уголь небольших месторож дений и др.).
Поэтому местное топливо используют преимущественно по близости от места добычи и редко транспортируют на расстояние, превышаю щее 100—150 км.
Дальнепривозным называют высококачественное твердое топливо, до бываемое в основных каменноугольных бассейнах Казахстана и России (Донецком, Куз нецком, Карагандинском, Печорском и др.), а также жидкое топливо. Даль непривозным топливом является также природный газ основных месторож дений. В результате значительная часть топлива, добываемого в основных бассейнах и месторождениях, транспортируется на большие расстояния.
Часто выделяют так называемое энергетическое топливо, под которым понимают топливо, направляемое для сжигания в энергетических установках, так как оно по своим свойствам мало пригодно для технологиче ской переработки. Сюда относят антрацит, некоторые сорта каменного угля, бурые угли, торф, мазут и природный газ. Отнесение топлива к категории энергетического условно, так как выделение топлива для сжигания в энер гетических установках определяется не только техническими причинами, но и народнохозяйственными соображениями.
Основные стадии превращения твердого топлива.
Сущность превращений твердого топлива заключа ется в том, что от исходного, материнского вещества топлива, богатого кислородом, происходит отщепление кислорода с водородом, а также в не значительном количестве с углеродом с образованием воды и углекислоты. В результате исходное вещество топлива обогащается углеродом, подвергаясь вместе с тем неглубокому разложению. Описанные превращения топлива, и называемые его метаморфизмом, протекают очень медленно и в принципе должны заканчиваться полным исчезновением из топлива кис лорода и водорода с сохранением только углерода и небольшого количества азота. Таким образом, чем выше степень метаморфизма топлива, тем оно от носительно богаче углеродом и беднее кислородом и водородом. Основными факторами, определяющими метаморфизм топлива, являются умеренная температура и очень высокое давление.
В своих превращениях материнское вещество топлива последовательно проходит стадии образования торфа, бурого угля, каменного угля, антра цита. Между этими видами топлива нет резких разрывов; наоборот, возможны некоторые промежуточные формы, как, например, полуантрацит. Тем не менее, типичные представители этих видов топлива достаточно резко разли чаются как в отношении внешнего вида и структуры, так и в отношении физико-химических свойств.
Существующие в природе различные виды твердого топлива отличаются чрезвычайным разнообразием состава и свойств. Это объясняется различием в происхождении материнского вещества: различием условий, в которых происходил длившийся многие миллионы лет процесс превращений; ста дией превращения, на которой топливо находилось в момент его добычи и использования. Однако поскольку все виды твердого топлива имеют ор ганическое происхождение, основой состава их остаются элементы, свой ственные органическим веществам, т. е. углерод, водород, кислород, азот, а также отчасти сера.
Твердое топливо в большинстве своем происходит от высокоорганизо ванных растений — древесины, листьев, хвои и т. п. Основой древесины является клетчатка, имеющая химическую формулу С6Н10О5: пересчет этой формулы на массовое содержание дает следующий состав клетчатки: С = 44,4%; Н = 6,2%; О = 49,4%. Кроме клетчатки, в древесину входят: азот — основной материал, образующий протоплазму клетки; лигнин — связывающее вещество, соединяющее отдельные клетки древесины; смо листые вещества; древесный сок, представляющий собой раствор в воде различных органических и минеральных веществ, в частности органиче ских соединений серы. Из-за наличия перечисленных веществ абсолютно сухая древесина имеет следующий состав: С = 50% ; Н = 6,5%; О = 41,0%; N = 1,0%, минеральные вещества: А = 1,5%.
Кроме того, древесина содержит довольно много влаги: влажность свежесрубленной древесины составляет приблизительно 60%, подсушенной в естественных условиях — приблизительно 30%.
Отмершие части высокоорганизованных растений, богатых лигнином, разрушаются грибками при свободном доступе воздуха и превращаются в торф — рыхлую, рассыпчатую массу перегноя, или, иными словами, мас су так называемых гуминовых кислот. Скопления торфа после прекращения жизни леса переходят в бурую массу, в которой уже отсутствуют форменные элементы растений (листья, хвоя, древесина), — бурый уголь. В даль нейшем при наличии воздействия высокого давления и повышенной темпе ратуры бурые угли подвергаются последующим превращениям, переходя в каменные угли, а затем в антрацит.
Состав.
В топливе в том виде, в котором оно добыто, различают органиче скую массу и балласт. Под органической массой понимают ту часть топлива, которая произошла из органических веществ, образовавших основу его материнского вещества. В органическую массу топлива вклю чают углерод, водород, кислород и азот. Под балластом понимают ту часть топлива, которая была внесена в материнское вещество в процессе его пре вращений.
В балласт включают серу, минеральные примеси и влагу топ лива. Названное распределение элементов топлива между органической массой и балластом несколько условно. Действительно материнское ве щество топлива содержит небольшое количество минеральных примесей и серы, а также некоторое количество влаги. Наоборот, балласт топ лива содержит небольшое количество углерода и кислорода, входящих в состав минеральных примесей (СаСО3, 8Ю2, А12О3 и др.), а также некоторое количество кислорода и водорода, входящих в состав влаги топлива.
Основным элементом органической массы твердого топлива является углерод С. Содержание его в органической массе топлива возрастает с 50% у древесины до 92—94% у антрацита. Углерод представляет собой твердое вещество, которое по некоторым наблюдениям, начинает плавиться при тем пературе около 3 900° С. Атомная масса углерода равна 12. В холодном состоянии углерод не проявляет никакой реакционной способности, но в накаленном состоянии он реагирует с кислородом по реакциям, которые, в конечном счете, при достаточном количестве кислорода приводят к образо ванию углекислоты. Количество тепла, выделяющееся при полном сгорании 1 кг углерода в углекислоту, составляет 7 900—8 100 ккал/кг в зависимос ти от модификации углерода. При высокой температуре углекислота начи нает диссоциировать с образованием окиси углерода и кислорода. При 1 700° С диссоциирует приблизительно 2% углекислоты, но с дальнейшим ростом температуры количество диссоциированной углекислоты неуклонно возрастает, доходя при 2 800° С приблизительно до 50%.
Вторым горючим элементом органической массы топлива является во дород Н. Максимальное количество его, равное 6,5%, содержится в орга нической массе древесины. По мере повышения возраста топлива содержа ние водорода в нем снижается, доходя приблизительно до 2,5% в органиче ской массе антрацита. Атомная масса водорода при технических расчетах обычно принимается равной 1,00, хотя точно она равна 1,0077. Водород реагирует с кислородом, образуя воду. Горение водорода — практически необратимая реакция, так как водяные пары при атмосферном давлении начинают диссоциировать в заметных количествах только при температуре, превышающей 2 000° С. Количество тепла, выделяющееся при сгорании водорода, зависит от агрегатного состояния продукта горения. Когда по следний получается в виде жидкости — воды, имеющей температуру 0° С, при сгорании 1 кг водорода выделяется 34 200 ккал. Когда же в результате сгорания водорода образуется водяной пар, то в нем остаются невыделен ными скрытая теплота парообразования и теплота жидкости, вследствие чего располагаемая теплота сгорания водорода оказывается более низкой; ее обычно принимают равной 28 900 ккал!кг.
В топливе водород связан с кислородом химически. В древесине, в которой водород и кислород содержатся в стехиометрическом соотношении, кислород целиком связывает весь водород, вследствие чего последний в горении совершенно не участвует. Однако поскольку в процессе превраще ний материнского вещества топлива кислород отщепляется в относительно большем количестве, чем водород, в остальных видах твердого топлива со держится некоторое количество так называемого свободного водо рода. Он участвует в процессе горения, давая соответствую щее количество тепла. С увеличением возраста топлива количество свобод ного водорода вначале возрастает, доходя до 3,5—5,0% для некоторых каменных углей, а затем снижается до 2,0—2,4% для антрацитов.
Содержание кислорода О в органической массе топлива с возрастом его снижается с 41% для древесины до 1,7—2,6% для антрацита. Не будучи теплообразующим элементом и связывая водород топлива, кислород сни жает теплоту сгорания, почему является элементом нежелательным. Тем не менее, с его наличием приходится считаться, и пока единственным спо собом снизить содержание кислорода в топливе, является коксование, в результате чего теплоценность топлива заметно возрастает. Атомная мас са кислорода равна 16.
Содержание азота N в топливе незначительно, оно составляет 0,8—2,5%. Из-за химической инертности азота это приводит к тому, что он при горении топлива в атмосферных условиях никак себя не проявляет. Однако азот может принять участие в горении, когда оно происходит в атмосфере чистого кислорода при высоком давлении, как это, например, имеет место в кало риметрической бомбе. Атомная масса азота равна 14.
Сера S содержится в топливе в количествах от 0,5—1 до 4—6%. Атом ная масса ее равна 32. Сера соединяется с кислородом, образуя сернистый газ — сернистый ангидрид SО2 с незначительной примесью серного ан гидрида SО3. При сгорании серы в сернистый ангидрид выделяется при близительно 2 200 ккал/кг. В топливе сера содержится в виде различных химических соединений. Различают серу органическую Sор, входящую в сернисто-органические соединения с углеродом, водородом и другими эле ментами топлива; серу колчеданную SК, входящую в состав колчедана или пирита РеS2, который содержится в угле в виде линз, прослоек и мель чайших зерен; серу сульфатную SС, входящую в состав различных солей серной кислоты — СаSО4, NaSО4, FеSО4 и др. Органическая и колчеданная сера при горении топлива сгорают в SО2 с незначительным образованием SО3; сульфатная сера, представляя собой предельные окислы, гореть не может, однако она участвует в образовании сернистого газа.
Сумму органической и колчеданной серы относят к горючей или к лету чей сере Sл, так что
Sл = Sор + Sк (1)
Количество летучей серы является исходной величиной для теплотех нических расчетов. Величину сульфатной серы в теплотехнические рас четы не вводят, относя ее к минеральной части топлива.
Сера — нежелательная составляющая топлива. Образующийся при сгорании ее сернистый ангидрид, попадая в атмосферу, вредно действует на живые организмы и растительность. Получающийся при горении серный ангидрид образует с конденсирующимися водяными парами, содержащими ся в дымовых газах, серную кислоту, которая вызывает коррозию метал лических частей котельного агрегата. Серный колчедан, отличаясь большой твердостью, сильно изнашивает дробилки и мельницы при дроблении и размоле топлива.
Минеральные примеси А в твердом топливе в зависимости от условий образования его могут содержаться в количестве от 5—7 до 35—40% и выше. Рассматривая вопрос об этих примесях, необходимо четко разграни чивать три понятия: минеральную часть топлива, золу топлива, очаговые остатки.
Под минеральной частью топлива понимают неорганические примеси, содержащиеся в топливе до его сжигания. Зола топлива пред ставляет собой остаток, получающийся в результате выжигания топлива в, лабораторных условиях в муфельной печи при температуре 800° С в окис лительной среде (воздухе). Очаговыми остатками называют конечные продукты, которые образуются в топке в результате сложных физических и химических процессов, происходящих сначала в самом топ ливе при его сжигании, а затем в неорганических минеральных примесях, освобождающихся при сгорании топлива. Ни зола, ни очаговые остатки не идентичны минеральной части топлива ни по своему химическому составу, ни по своим физическим свойствам; кроме того, они также взаимно не идентич ны. Это происходит потому, что в процессах выжигания топлива в лаборатор ных условиях и сгорания его в топке в минеральной части топлива под воз действием высокой температуры происходят некоторые химические превра щения. Для названных случаев эти химические превращения различны, так как выжигание топлива в муфеле происходит при постоянной, фиксированной температуре и в стабильной воздушной среде, а сгорание топлива в топке происходит при сильно меняющейся температуре (900—1 400° С) и в среде, в которой содержание кислорода изменяется от 21% до нуля.
Происхождение и характер минеральной части твердого топлива различны. Раз личают первичную и вторичную минеральные части и породу. Первичная минеральная часть, содержание которой в топливе не превышает 1—1,5%, происходит от неоргани ческих веществ, входивших в состав тех растений, из которых образовалось топливо; она непосредственно связана с органической частью топлива и равномерно распределе на в ней. Вторичная минеральная часть топлива образуется из минеральных веществ, отложившихся одновременно с органическими веществами или попавших в топливо уже после его образования через трещины во вскрышных породах и пласте. Вторич ные примеси составляют основную часть минеральных примесей топлива. Они состоят из минералов, образовавшихся в результате выветривания тех горных пород, которые характерны для места, где образовалось топливо; обычно в состав вторичных приме сей входят кварц, каолинит, бурый железняк, кальциевые и доломитовые шпаты, гипс, пирит и пр. Наконец, порода представляет собой случайно попавшие в топливо минеральные вещества из кровли и почвы при разработке пласта. Она легко удаляется из топлива в процессе обогащения.
Химический состав минеральной части топлива непосредственно опре делить нельзя. Это может быть сделано только при помощи химического анализа золы и очаговых остатков. При этом компоненты золы определяют в виде окислов, которые делят на кислые и основные.
Минеральная часть топлива в процессе его горения при определенной температуре переходит в жидкое состояние и образует сплавленную или спек шуюся пористую массу — шлак, который в некоторых случаях может при вести к нарушению работы топки. Минеральная часть топлива состоит из многих компонентов, которые плавятся при разной температуре и в про цессе плавления взаимодействуют физически и химически. Вследствие этого плавление золы представляет собой сложный процесс. Кроме того, боль шинство компонентов минеральной части топлива имеет аморфную структуру и поэтому переходит из твердого состояния в жидкое, постепенно размяг чаясь в некотором интервале температур. В результате этого установить строго фиксированную температуру плавления минеральной части топлива нельзя; приходится рассматривать температурные интервалы плавления и характерные температурные точки этого процесса.
Температурный уровень перехода минеральной части топлива из твер дого состояния в жидкое зависит от ее состава. В этом отношении различают легкоплавкую и тугоплавкую золу. Кроме того, плавкость минеральной части топлива зависит от среды, в которой она плавится. В полувосстановительной среде, которая характеризуется тем, что в ней почти полностью отсутствует кислород и содержатся, кроме СО2 , восстановитель ные компоненты — СО, СН4 и Н2, минеральная часть топлива переходит из твердого состояния в жидкое при температуре на 100—300° С ниже, чем в окислительной среде, которая характеризуется присутствием относи тельно большого (до 21%) количества кислорода.
О плавкости минеральной части топлива судят по поведению образца золы топлива, имеющего вид небольшой трехгранной пирамиды (рис. 2-1) высотой 13 мм с основанием в виде равностороннего треугольника со сто роной, равной 6 мм, причем одна из граней пирамиды перпендикулярна основанию. Образец нагревают в муфельной печи в полувосстановительной среде. При этом фиксируют температуру следующих трех характерных моментов изменения формы образца:
1. температуру начала деформации t, при которой начинается плавление вершины образца;
2. температуру размягчения t2, при которой образец оп лавляется, образуя полусферу с высотой, равной приблизительно половине основания;
3. температуру начала жидкоплавкого состоя ния t3, при которой образец растекается по пластинке.
Показателем плавкости золы считают температуру начала жидкоплав кого состояния tз.
Влага W в топливе может содержаться в количестве от 3—5 до 60—70% в зависимости от многих причин, среди которых не последней является химический возраст топлива.
Происхождение и характер содержащейся в топливе влаги неодина ковы: различают влагу внешнюю, внутреннюю (коллоидальную) и гидратную (кристаллическую).
Внешнюю влагу часто подразделяют на капиллярную и поверхностную. Капиллярной называют ту влагу, которая содер жится в порах (капиллярах) топлива. По количеству она обычно образует основную часть влаги топлива, находящегося в естественных условиях. Каждое топливо может содержать совершенно определенное максимальное количество капиллярной влаги; это то ее количество, которое могут при нять в себя все поры топлива. Так как с химическим возрастом топливо уплотняется, и пористость его уменьшается, то с увеличением химического возраста топлива максимальное значение капиллярной влажности топлива уменьшается. Если, например, для торфа максимальное значение капилляр ной влажности доходит до 40—45%, то максимальное значение ее для бурых углей лежит в пределах 20—30%, а для каменных углей не превышает 5—12/о. Так как обычно поры топлива заполнены влагой только частично, то в действительных условиях капиллярная влажность, а следовательно, и общая влажность данного топлива могут изменяться в широких пределах, что определяется до добычи водоносностью пласта, а после добычи — усло виями хранения и транспорта, а также атмосферными условиями.
Поверхностной называют влагу, которая осаждается на поверхности топлива; количество ее невелико (3—5% массы топлива) и в общем мало зависит от химического возраста топлива. Поверхностной влаги в топливе
тем больше, чем оно мельче, так как чем мельче топливо, тем больше его поверхность.
Внутренняя влага связана с органической частью топлива физико-химически, входя в состав того сложного коллоида, каким является твердое топливо, почему она и называется коллоидальной. С увеличением химического возраста топлива способность его коллоида удерживать влагу уменьшается, и потому с увеличением химического возраста топлива содержание внутренней влаги в нем неуклонно падает. В торфе и бурых углях ее содержится 10 — 15%, в молодых каменных углях 3 — 6%, в ста рых каменных углях и антраците 0,5 — 1,0%. Содержание внутренней влаги в каждом данном сорте топлива является характерным свойством его.
Гидратная влага входит в состав молекул некоторых минеральных примесей топлива (например, СаSО4 · 2Н2О). Количество ее невелико и в величину общей влажности топлива не включается. Из топлива она выде ляется при дегидратации молекулы минерала в процессе нагрева его до высокой температуры (500° С и выше).
Влажность топлива, имеющего в атмосферных условиях температуру ниже 100е С, не остается постоянной: она приходит в соответствие с относительной влажностью окру жающей среды. Это значит, что влажное топливо, находящееся в сухом воздухе, под сыхает, а сухое топливо, попавшее во влажную воздушную среду, увлажняется. Со держание влаги в топливе стабилизуется только в том случае, когда давление насыщен ного пара внешней влаги топлива уравновешивается парциальным давлением водяных паров, находящихся в воздухе. Такое топливо называют воздушно-сухим. Так как воздушно-сухое топливо содержит внутреннюю влагу и некоторое непостоян ное количество внешней влаги, зависящее от содержания водяных паров в атмосфере, то влажность воздушно-сухого топлива не характеризует его точно. Поэтому введено по нятие гигроскопической влажности топлива , под которой понимают влажность топлива, доведенного до равновесного состояния в воздухе с относительной влажностью 60% при температуре 20° С. По гигроскопической влажности можно до статочно точно судить о внутренней влажности топлива, так как величина первой лишь не намного превышает величину второй.
Равновесный остаток внешней влаги и внутренняя влага могут быть удалены из топлива только при нагреве его до температуры, превышающей 100° С. Однако если затем температура топлива опять падает ниже 100° С, оно насыщается внутренней влагой и равновесным количеством внешней влаги из водяных паров, содержащихся е окружающем его воздухе.
Влага — нежелательная составляющая топлива не только потому, что она балластирует топливо, т. е. уменьшает содержание в нем горючей части, но и потому, что на испарение ее расходуется часть тепла топлива, выделяю щегося при его горении. При очень высоком содержании влаги в топливе может даже возникнуть такое положение, когда количество тепла, требую щееся для испарения влаги, окажется равным количеству тепла, кото рое могло бы быть выделено при горении горючей части топлива, или даже превысит его. Кроме того, большое содержание внешней влаги приводит к смерзанию топлива при транспорте и хранении в зимнее время, к затрудне ниям при его размоле, уменьшению сыпучести. Внутренняя влага не влия ет на условия размола топлива и его сыпучесть.
В практике использования топлива различают рабочее топливо, ана литическую пробу топлива, сухую, горючую и органическую массы топ лива.
Топливо в том виде, в каком оно добыто или поступает в котельную уста новку, называют рабочим топливом. Его состав выражают ра венством
С р + Н р + О р +N р + S рор+к + A р + W Р = 100 % , (2)
где индексы «р» означают, что элементы топлива выражены в массовых (весовых) процентах содержания их в рабочем топливе.
Под аналитической пробой понимают топливо в том виде, в каком оно в лаборатории поступает для производства химического анализа. Масса этой пробы характеризуется равенством
С а + Н а + О а +N а + S аор+к + A а + W а = 100 % , (3)
Сухая масса представляет собой массу топлива, совершенно лишенного влаги; она выражается равенством
С с + Н с + О с +N с + S сор+к + A с = 100 % , (4)
Под горючей (безводно-беззольной) массой понимают условную (абстрактную), не существующую в действительности массу топлива, ли шенного влаги, золы и сульфатной серы, которую, как указывалось, отно сят к золе топлива. Горючую массу топлива выражают в виде:
Сг + Нг + Ог + Nг + S г ор+к = 100 %. (5)
Наконец, мало распространенное в настоящее время, также абстракт ное понятие органической массы представляет собой условную массу топлива, лишенного влаги, золы и серы, которая выражается в виде:
С° + Н° + О° +N °= 100%. (6)
Индексы «а», «с», «г» и «о» при обозначениях элементов топлива в фор мулах (2-3), (2-4), (2-5) и (2-6) показывают, что эти элементы выражены в массовых процентах их содержания соответственно в аналитической пробе и сухой, горючей и органической массах топлива.
Лекция 3
Топливно-энергетические ресурсы и топливно-энергетический баланс. – 2 часа
Летучие вещества и кокс. Спекаемость.
Если нагревать топливо без доступа воздуха, то под воздействием высо кой температуры (в пределах 200—800° С) начинается термическое разло жение его на газообразную часть — летучие вещества и твердый остаток — кокс. Если не учитывать водяных паров, которые образуются в результате испарения влаги нагреваемого топлива, летучие вещества со держат водород, метан, тяжелые углеводороды, окись углерода, немного углекислоты и некоторые другие газы, т. е. в основном газообразные горючие вещества.
Рис.2
Схема расположения слоев топлива в
испытательном стакане при определении
спекаемости топлива
Выход летучих веществ, их качественный состав, а также температура, при которой они начинают выделяться, при прочих равных условиях опре деляются химическим возрастом топлива; чем топливо химически старше, тем меньше выход летучих и выше температура начала выделения их. Напри мер, если выход летучих торфа составляет приблизительно 70% общей массы горючей части топлива и они начинают выделяться при 120 - 150° С, то вы ход летучих бурых и молодых каменных углей падает приблизительно до 40 — 50% при возрастании температуры начала выделения газов до 170 — 250° С, а антрацита — до 3 — 4% при температуре начала выделения газов около 400° С.
На количество и состав летучих данного топли ва сильно влияют условия нагрева и температура, при которой протекает процесс термического раз ложения. Поэтому при оценке выхода летучих эти условия должны быть указаны. Выход летучих вы ражают в массовых процентах, относя его к горю чей массе топлива. Кроме того, для антрацита и по луантрацита принят также показатель выхода ле тучих по объему выделившихся газов.
Летучие вещества оказывают большое влияние на процесс горения топлива. Топливо с большим выходом летучих, например торф, бурый уголь, молодой каменный уголь, легко загорается и сгорает быстро и почти полностью (с малой потерей тепла). Наоборот, топливо с малым выходом летучих, как, например антрацит, загорается значительно труднее, горит значитель но медленнее и притом сгорает неполностью (с повышенной потерей тепла),
Кокс, оставшийся после полного выделения летучих, состоит из угле рода и минеральной части топлива. В зависимости от вида термически раз ложенного топлива кокс может оказаться порошкообразным, слипшимся, спекшимся, сплавленным. Как правило, кокс получается порошкообразным у топлив с малой степенью метамор физма (торф, бурые и молодые каменные угли) или с очень глубокой степенью его (антрацит, отчасти тощие угли). Для углей со средней степенью мета морфизма более характерен спекшийся или сплавленный кокс.
Некоторые угли при нагревании размягчаются и переходят в пластич ное состояние. При дальнейшем нагревании происходит процесс отверде вания пластичной массы. Это свойство называется спекаемостью угля. Такое явление наблюдается в основном в углях со средней степенью метаморфизма. Бурые угли, а также молодые и старые каменные угли при на гревании не размягчаются, т. е., другими словами, не спекаются.
Для определения спекаемости углей принят так называемый пластометрический метод: стальной стакан заполняют пробой испытуемого угля, после чего начина ют нагревать его. При этом уголь размягчается, образуя пластичный слой. Переход угля в пластичное состояние начинается у дна стакана, затем пластичный слой пере мещается вверх, а нижняя часть загрузки отвердевает. В результате в интервале тем ператур нагревания 350 — 650° С в стакане образуются три слоя (рис 2): нижний затвердевшего угля 3, средний пластичный 2 и верхний исходного угля 1. Наибольшее расстояние между верхней и нижней границами пластичного слоя определяет толщину его у, которая и принимается за характеристику спекаемости топлива.
Теплота сгорания
Теплотой сгорания топлива называют количество тепла, вы деляемое при полном сгорании единицы массы топлива. Теплоту сгорания твердого (и жидкого) топлива относят к 1 кг и в системах тепловых единиц, построенных на калории, выражают в ккал/кг, а в системе СИ в кдж/кг (1 ккал = 4,1868103 дж = 4,1868 кдж).
Различают теплоту сгорания рабочего топлива Qр, аналитической Qа, сухой Qс, горючей QГ и органической Q° масс. Поскольку топливо содержит водород, который сгорает в водяные пары, а также влагу, которая при горении топлива испаряется, различают низшую Qн и высшую Qв теплоту сгорания топлива. Низшая теплота сгорания получается в том слу чае, когда образующиеся в результате сгорания водорода топлива водяные пары, а также испарившаяся влага топлива остаются в парообразном со стоянии.
Высшая теплота сгорания получается в том случае, когда образо вавшиеся водяные пары, сконденсировавшись и охладившись до 0° С, от дают тепло, затраченное на их образование.
Таким образом, величины высшей Qв и низшей Qн теплоты сгорания рабо чего топлива связаны выражением
Qвр = Qн р +600 (9Нр∕100 + Wр∕100) = Qн р +6 (9Нр + Wр) (7)
где 600 — приблизительное значение энтальпии насыщенного пара при
атмосферном давлении, ккал/кг.
Так как в сухой, горючей и органической массах топлива (по условию) влага отсутствует, то для каждой из них величины высшей и низшей теплоты сгорания связываются формулой типа:
Qвс = Qнс + 54Нс (8)
Теплоту сгорания одной массы топлива в другую пересчитывают с ис пользованием формул, приведенных в табл. 2. 2. При пересчете величин Qсн, Qгн, Q°н в величину Qрн следует учитывать тепло, затрачиваемое на испаре ние влаги, т. е. пользоваться формулой типа:
Qрн = Qгн (100 – Wр – Aр)/100 – 6Wр (9)
Для подсчета теплоты сгорания топлива по известному элементарному составу его был предложен ряд формул. Однако эти формулы, как правило, не были достаточно универсальными и давали во многих случаях заметные отклонения от действительных значений. Исключением является полуэмпи рическая формула Д. И. Менделеева, предложенная в 1897 г., которая и до ныне широко используется. Для высшей и низшей теплоты сгора ния рабочего топлива эта формула соответственно имеет вид:
Qрв = 81СР + З00НР — 26 (Ор — Sрл), ккал ∕кг; (10)
Qрн = 81СР + 246НР — 26 (Ор — Sрл) — 6Wр, ккал/кг. (11)
Теплоту сгорания твердого топлива определяют экспериментально в калориметрической бомбе путем сжигания навески топлива с массой 0,8 — 1,5 г с последующим определением количества выделенного тепла в калори метрической установке.
Навеску сжигают в атмосфере чистого кислорода под давлением 25 — 35 кГ/см2, которым заполнена бомба. Зажигают навеску запальной проволокой, через которую пропускают электрический ток.
Теплота сгорания топлива, определенная в калориметрической бомбе, несколько отличается от высшей теплоты сгорания топлива, так как в бомбе азот топлива реагирует с кислородом с образованием азотной кислоты НNО3, а сера топлива сгорает не в SО2, а в SО3, который затем растворяется в воде, образовавшейся в бомбе в результате сгорания водорода топлива и выделения его аналитической влаги. Теплота сгорания по бомбе Q пересчитывается в высшую теплоту сгорания топлива по формуле:
Qрв =Q6 — 22,5 Saл — 0,0015Qб, ккал/кг, (12)
где 22,55л — теплота окисления сгоревшей в бомбе серы от SО2 до SО3 и
растворения SО3 в воде; 0,0015 Qб — теплота образования в бомбе азотной кислоты.
Пользуясь понятием теплоты сгорания топлива, можно получить пред ставляющие большой практический интерес при выборе топочного устройст ва так называемые «приведенные» значения содержания серы, золы и влаги в топливе. Под этими терминами понимают процентное содержание в топливе серы, золы и влаги, отнесенное к 1000 ккал низшей теплоты сгорания топли ва, т. е. величины:
Sпр = Sр (1000∕ Qрн); Апр = Ар (1000∕ Qрн); Wпр = Wр (1000∕ Qрн); (13)
Размерность «приведенных» характеристик %∕1000 ккал/кг
Классификация
Твердое топливо классифицируют по различным признакам: степени метаморфизма, влажности, зольности, размерам кусков. Наибольший прак тический интерес представляет классификация ископаемых углей, которые, как упоминалось, разделяются на бурые, каменные и антрацит.
К бурым относят неспекающиеся угли с высоким выходом летучих (обычно выше 40% на горючую массу) и теплотой сгорания влажной беззоль ной массы, не превышающей 5 700 ккал/кг. Эти угли отличаются большой пористостью, высокой гигроскопической влажностью и в большинстве слу чаев высокой общей влажностью. Содержание углерода пониженное, а со держание кислорода повышенное. Бурые угли имеют пониженную механиче скую прочность, плохо выдерживают длительное хранение, превращаясь в мелочь, а также обладают повышенной склонностью к самовозгоранию. По влажности их разделяют на три группы: группу Б1 с содержанием влаги более 40%, группу Б2 с содержанием влаги 30—40%; и группу БЗ с содержа нием влаги до 30%.
К каменным относят угли с выходом летучих на горючую массу 9—50% и более и теплотой сгорания влажной беззольной массы 5 700 ккал/кг и выше. Основная часть каменных углей спекается; не спекается только незначительная часть их с выходом летучих выше 42 и ниже 15%. Каменные угли довольно плотны и малопористые и содержание внешней влаги в них зна чительно ниже, чем в бурых углях. Так же мало в них и содержание колло идальной влаги. Многие каменные угли отличаются повышенной механи ческой прочностью. В хранении они более устойчивы, меньше подвержены самовозгоранию или совсем не самовозгораются.
К антрацитам относят угли с выходом летучих на горючую массу 2—9% и теплотой сгорания горючей массы (по бомбе) менее 8 350 ккал/кг. Переходным между каменными углями и антрацитом является полуантрацит, имеющий выход летучих на горючую массу 5—9% и теплоту сгорания горю чей массы (по бомбе) более 8 350 ккал/кг. Антрацит и полуантрацит не само возгораются. Их механическая прочность высока.
Каменные угли классифицируют по степени метаморфизма, но пока еще не удалось создать универсальной классификации, пригодной для всех каменных углей земного шара, так как количество месторождений каменного угля очень велико и угли их различны по своим свойствам. Поэтому приходится ограничиваться созданием региональных классификаций, охва тывающих угли отдельных каменноугольных бассейнов либо в лучшем слу чае угли отдельных государств. В настоящее время приняты особые классифика ции углей каждого каменноугольного бассейна, построенные, однако, на общей основе. В качестве классификационных признаков приняты: выход 21 летучих на горючую массу, степень спекаемости угля и вид нелетучего остат ка коксования. По этим признакам все каменные угли (включая полуантра цит и антрацит) разделены на 12 классов или марок
Жидкое и газообразное топливо. Происхождение.
Единственным природным жидким топливом является нефть, а единст венным природным газообразным топливом — природный газ. И нефть, и природный газ залегают в недрах земли, зачастую вместе или поблизости друг от друга, в больших пустотных полостях, герметически закрытых, под большим давлением. Различают чисто нефтяные, чисто газовые и со вместные месторождения. В чисто нефтяных и чисто газовых месторожде ниях нефть и газ залегают самостоятельно или в непосредственном сопри косновении с соленой водой. В совместных месторождениях газ занимает пространство над нефтью, а нефть залегает над соленой водой; такое разделе ние определяется их плотностью.
И нефть, и природный газ принадлежат к одной и той же химической системе — углеводородам.
Жидкое топливо
Сырая нефть представляет собой смесь жидких углеводородов различ ного состава, в которых могут быть растворены твердые углеводороды.
Элементарный состав нефти изменяется в относительно узких пределах. Состав ее органической массы может быть принят следующим: С° = 87,0%; Н° = 12,5%; О° + N = 0,5%..Низшая теплота сгора ния нефти составляет приблизительно 10 000 ккал/кг; плотность изменяется в не очень широких пределах; ориентировочно ее можно оценить в 0,90 — 0,95 кг/м3. Сырая нефть в качестве топлива не используется и перерабаты вается в моторное топливо, смазочные масла различных марок, трансформа торное масло и т. п. В качестве энергетического топлива используется только отход нефтепереработки — мазут.
Нефть, нефтепродукты и мазут характеризуются содержанием серы, плотностью, вязкостью, температурами застывания, вспышки и воспламе нения.
Сера — вредная примесь, так как она вызывает коррозию аппаратуры при переработке нефти и коррозию поверхностей нагрева котельных агре гатов при сжигании мазута, а также приводит к загрязнению атмосферы сер нистым ангидридом SО2. При переработке нефти сера частично переходит в нефтепродукты, но большей частью остается в мазуте. По содержанию серы нефть и мазут делят на три класса: малосернистые с содержанием серы не более 0,50% , сернистые с содержанием серы от 0,51 до 2,00% и многосер нистые с содержанием серы более 2,00% .
Вязкость нефти и главным образом мазута определяет возможность транспортирования их по трубопроводам, а также распыления: чем выше вязкость топлива, тем труднее перекачивать и распылять его. Вязкость неф ти, нефтепродуктов и мазута выражают обычно в единицах условной вязко сти ВУ.
Условной вязкостью называют отношение времени истечения из вискозиметра типа ВУ 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мя дистиллированной воды при температуре 20° С. Величина этого отношения выражается как число условных граду сов. Условная вязкость при температуре t обозначается ВУt. С повышением темпера туры вязкость нефтепродуктов уменьшается по резко выраженной зависимости вида:
lg lg (ВУt+a) = A+ Blg T (14)
где а, А и В — постоянные коэффициенты; Т — абсолютная температура, К
При понижении температуры наступает такой момент, когда нефть, нефтепродукт или мазут загустевает (застывает), превращаясь в нетранс портабельный твердый продукт. Температурой застывания нефте продукта называют ту температуру, при которой он в условиях опыта за густевает настолько, что при наклоне пробирки под углом 45° к горизонту уровень продукта остается неподвижным в течение 1 мин.
Для большинства нефтепродуктов температура застывания лежит в об ласти отрицательных температур, причем, чем легче нефтепродукт, тем ниже эта температура. Однако для некоторых сортов нефти и мазута температура застывания становится положительной, доходя до 25° С и выше, а темпера тура застывания нефти и мазута заметно влияет их состав и в первую очередь содержание парафина, который резко повышает температуру застывания. Температуры вспышки и воспламенения определяют воспламеняемость нефтепродукта и, в частности, пожарную опасность, которую он представля ет.
Температурой вспышки называют ту температуру данного нефте продукта, нагреваемого в определенных лабораторных условиях, при кото рой пары его образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.
Температурой воспламенения нефтепродукта называют температуру, при которой нагреваемый в установленных лабораторных условиях продукт загорается при поднесении к нему пламени и горит не менее установленного времени. Температура воспламенения обыч но превышает температуру вспышки на 10—40° С.. Для бензина температура вспышки составляет 20—50, а для мазута 80—140° С. Жидкое котельное топливо — топочный мазут — по своему элементар ному составу мало отличается от сырой нефти. Горючая масса мазута имеет следующий состав: Sг = 85,5 ~ 87,7%; Hг= 10,0 - 11,7%; Ог + Nг = 0,6 - 1,0%, Sгобщ— 0,5-3,5%. Теплота сгорания горючей массы — около 10 000 ккал/кг. Мазут обычно содержит некоторое количество воды, увели чивающееся после водных перевозок, а также при разогреве в цистернах ост рым паром. Содержание минеральных примесей в мазуте заметно возрастает по сравнению с нефтью, составляя приблизительно 0,3%. Мазут подразделя ют на шесть марок: Ф5, Ф12, 40, 100, 200 и МП, из них в стационарных ко тельных установках сжигают только мазут марок 40, 100 и 200
Газообразное топливо
Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, в которой может содержаться некоторое количество примесей: водяные пары, дисперсные влага и смолы, пыль. Количество газообразного топлива выражают в кубических метрах при нормальных условиях (760 мм рт. ст. и 0° С). Состав его дается в процентах объема. Все расчеты, а также теплоту сгорания относят к 1 м3 сухого газа при нормальных условиях.
Наиболее распространенным газообразным топливом является природ ный газ. Он состоит из смеси углеводородов метанового ряда, в которой могут также содержаться углекислота, азот и сероводород в количестве от несколь ких десятых процента до 10—15% и более.
Основой природного газа является метан, который содержится в нем в количестве 75—98%. Другие газообразные соединения углеводородов входят в состав газа в значительно меньших количествах. Общее содержание их изменяется от 0,5—1,0 до 8—10%.
Плотность природного газа составляет 0,7—0,9 кг/м3. Будучи значи тельно легче воздуха, этот газ при утечке обычно скапливается под пере крытиями помещений.
Природный газ имеет высокую теплоту сгорания; для большинства отечественных месторождений низшая теплота сгорания сухого газа состав ляет 8 000—8 500 ккал/м3. Теплоту сгорания газообразного топлива можно вычислить с достаточной "точностью по его составу, пользуясь формулой смешения, так как в теплоте сгорания горючих газов, входящих в состав газообразного топлива, учтена теплота диссоциации молекул. Низшая теп лота сгорания сухого газообразного топлива вычисляется по формуле
Qсн = 0,01(Q H2S Н2S + Q CO СО + Q H2 Н2 + QCmHn СmНn), ккал/м3. (15)
где Q H2S = 5 585 ккал/м3; Q CO = 3 018 ккал/м3; Q H2 = 2 579 ккал/м3 — соот ветственно теплота сгорания Н2S, СО и Н2;
QCmHn—теплота сгорания соответствующих углеводородов.
Экспериментально теплоту сгорания газообразного топлива определяют в особых калориметрах, а теплоту сгорания природного и попутного газов, кроме того, путем сжигания в калориметрической бомбе по методу ВТИ.
Искусственные горючие газы являются топливом местного значения. Генераторный газ получают путем неполного сжигания (до окиси углерода) твердого топлива в газогенераторах. Коксовый и домен ный газы представляют собой отход коксовых и доменных печей. Кре кинг-газ и пиролизный газ являются отходами переработки нефти. Перечисленные газы используют в пределах того производства, где они получаются, в качестве топлива технологических и энергетических установок.
Лекция 4
Основы процесса горения органических топлив. Горение жидкого топлива, горение газообразного топлива. – 2 часа
Элементы теории горения топлива.
Горение представляет собой процесс быстрого и полного окисления горю чего вещества, происходящий при высокой температуре и сопровождающий ся выделением тепла. В горении участвуют два компонента, а именно: окис ляемое (горящее) вещество, называемое топливом, и окисли тель — вещество, содержащее кислород, способный достаточно быстро вступать в реакцию с топливом. В топках котельных агрегатов в настоящее время используют только самый дешевый и распространенный в природе окислитель, а именно атмосферный воздух, 21% объема которого составляет кислород.
Характер горения топлива в каждом отдельном случае определяется рядом различных факторов, среди которых основными являются: вид сжига емого топлива, способ сжигания, аэродинамические особенности процесса, характер подвода кислорода к топливу.
Влияние вида топлива на процесс его горения определяется агрегатным состоянием топлива, а также его влажностью, зольностью, спекаемостью, выходом летучих. Различают гомогенное и гетерогенное горение. Гомо генным называют горение, протекающее в одной — газовой — фазе, т. е. горение газообразного топлива. Гетерогенным в строгом смысле этого слова называют горение, происходящее на поверхностях раздела двух фаз. Практически — это горение углерода в воздухе. В более широком смысле под гетерогенным горением понимают горение любого твердого или жидкого топлива.
Способ сжигания сказывается на характере горения в основном при сжигании твердого топлива, когда различают горение кускового топлива в слое и горение размолотого, пылевидного топлива в факеле. Жидкое и газообразное топливо сжигают только в факеле, причем жидкое топливо предварительно распыляют на мелкие капли.
Аэродинамические особенности влияют на горение главным образом при сжигании топлива в факеле. В этом случае сказываются характер движения в факеле — ламинарный или турбулентный, а также прямоточность или за-крученность потока.
В отношении характера подвода кислорода к топливу, также особенно сильно сказывающегося при сжигании топлива в факеле, имеет значение, является ли процесс кинетическим, когда горит уже пред варительно перемешанная смесь топлива и воздуха, диффузионным, когда весь воздух для горения подается в факел отдельно от топлива и смеши вается с ним в процессе горения, или промежуточным, когда одна часть воздуха предварительно перемешана с топливом, а другая смешивается с ним во время горения.
На особенности процесса горения, кроме перечисленного, влияет и ряд других факторов: вид топки, концентрация кислорода в воздухе, подаваемом для горения, давление при котором происходит горение, и др.
Распространение пламени
Опыт показывает, что если какой-нибудь элемент объема горючей смеси доведен источником тепла до температуры, при которой теплота, развиваемая реакцией соединения горючего с кислородом, начинает превышать количест во тепла, теряемого рассматриваемым элементом объема, то наступает скач кообразное ускорение реакции, сопровождаемое появлением пламени. Этот процесс может происходить как в гомогенной смеси горючего газа с воздухом, так и в воздушной взвеси распыленного жидкого или твердого топлива, например в облаке угольной пыли. Указанная температура, называемая температу рой воспламенения, для большинства го рючих смесей находится в пределах 500—750° С и за висит от рода горючего, его концентраций в воздухе, концентрации кислорода в воздухе и некоторых дру гих факторов..
При горении в неподвижной или почти непод вижной среде возникшее пламя начинает распростра няться в горючей смеси в виде тонкого светящегося слоя — фронта пламени, отделяющего еще не начавшую гореть топливную смесь от продуктов реакции, так как сама реакция горения протекает именно в этом слое. Горение прекращается, когда фронт пламени достигает стен, ограничивающих объ ем, занимаемый горючей смесью.
При горении в струе, вытекающей из трубки или горелки, т. е. в факеле, фронт пламени, наоборот, стабилизуется в пространстве, образуя поверхность в виде конуса с основанием, расположенным почти на обрезе трубки, из которой вытекает горючая смесь (рис. 3). Этот конус, называемый конусом Михельсона, при ламинарном гомогенном горении пред ставляет собой очень тонкий, ясно очерченный и ярко светящийся слой пламени, который при стационарном режиме горения ос тается совершенно неподвижным. При ламинарном гетерогенном горении конус Михельсона, оставаясь неподвижным, получается размытым и менее ярким. При переходе же к турбулентному горению как гомогенному, так и гетерогенному конус Михельсона размывается еще больше и, кроме того, теряет свою неподвижность и превращается в пульсирующую вокруг не которого срединного положения область воспламенения, которая тем не менее сохраняет конусообразную форму.
В неподвижной смеси при горении возможны два вида распространения пламени: медленное и быстрое — взрывное (детонация). При медленном рас пространении пламени фронт его движется в большинстве случаев со ско ростью 0,3—1,2 и только в отдельных случаях 3—5 м/сек. Взрывное горение характеризуется скоростью распространения фронта пламени, доходящей до нескольких тысяч метров в секунду. В струе, вытекающей из трубки или го релки в свободное пространство, т. е. в факеле, может происходить только медленное горение.
Медленному распространению пламени в неподвижной смеси, а также распространению пламени в ламинарных струях присуща своя, для каждой данной смеси постоянная скорость, называемая нормальной скоростью распространения пламени, которая определяется как отнесенная к холодной, еще не воспламененной топливо-воздушной смеси скорость перемещения пламени по нормали к его поверхности. Для гомогенной смеси углеводородов с воздухом она составляет 0,3—1,2 м/сек, для смеси ацетилена с воз духом она доходит до 3 м/сек, а для смеси водорода с воздухом — до 5 м/сек.
.
Рис. 3. Конус Михельсона. vн—вектор скорости распространения пла мени.
Для гетерогенных взвесей скорость распространения пламени обыч но составляет 0,3—0,7 м/сек.
Нормальная скорость распространения пламени остается одинаковой как в неподвижной топливо-воздушной среде, так и в ламинарном потоке независимо от скорости движения его. Наряду с этим величина нормальной скорости распространения пламени зависит от концентраций топлива в горю чей смеси и кислорода в воздухе, начальной температуры и давления смеси.
Рис. 4. Изменение нормальной скорости распространения пламени в зависимости от концентрации горючего газа в топливовоздушной смеси.
а - водород, окись углерода, генераторный газ; б —метан.
0 20 40 60 80 5 6 7 8 9 10 11 12 14
Содержание горючего газа в смеси Содержание метана в смеси
а) б)
Зависимость нормальной скорости распространения пламени от концентрации топлива в воздухе носит одинаковый прин ципиальный характер, как для различных газов, так и для различных взвесей распы ленного твердого и жидкого топлива: она имеет максимум, по обе стороны от которо го скорость уменьшается (рис. 4).
Для каждого топлива существуют максималь ная и минимальная концентрации горюче го в воздухе, при которых скорость распространения пламени скачком падает от конечной величины до нуля; за пределами этих концентраций горения и распространения пламени не происходит.
С ростом концентрации кислорода в воздухе, входящем в топливо-воз душную смесь, и повышением температуры ее нормальная скорость распро странения пламени заметно увеличивается, а пределы воспламеняемости расширяются.
При переходе движения топливо-воздушной смеси, вытекающей из горелки, от ламинарного к турбулентному, возникают качественные измене ния процесса горения. Кроме того, что фронт пламени становится размытым и пульсирующим, скорость распространения пламени возрастает в несколько раз и начинает зависеть от скорости истечения струи и степени турбулизации потока. В момент перехода движения горючей смеси от ламинарного к тур булентному происходит значительное увеличение скорости распространения пламени, которое после достижения установившегося турбулент ного движения начинает расти медленнее.
Для условий горения газообразных смесей в промышленных топках зависимость скорости турбулентного распространения пламени vТ от осредненной скорости потока U можно выразить в виде:
vТ = vн2+ сε2 U2 (16)
где vн — нормальная скорость распрост ранения пламени (при горении в ламинарном потоке);
с — постоянная величина;
ε— степень турбулентности потока.
Зависимость скорости распространения пламени от концентрации топлива в топ ливо-воздушной смеси, начальной темпера туры и концентрации кислорода в воздухе при турбулентном горении носит тот же принципиальный характер, что и при ла минарном горении.
Горение в факеле может происходить только в определенном диапазоне скоростей истечения. С уменьшением скорости истечения высота конуса Михельсона и при ламинарном и при турбулентном горении уменьшается.
При скорости истечения, уменьшающейся до нормальной скорости распространения пламени, фронт пламени становится плоским, перекрывая выходное отверстие горелки. При дальнейшем уменьшении скорости истечения пламя про скакивает в горелку, доходя до того места, где происходит смеше ние топлива и воздуха. При значительном увеличении скорости истечения наступает такой момент, когда фронт воспламенения скачком отрывается от горелки и воспламенение горючей смеси переносится в пространство. Эта форма горения, однако, неустойчива, будучи очень чувствительной, к из менению скорости истечения.
Механизм горения частицы твердого и капли жидкого топлива
Горение твердого и жидкого топлива является процессом многостадий ным.
Процесс горения твердого топлива может быть разбит на три стадии. На первой стадии топливо под влиянием внешнего источника тепла проходит процесс нагрева и коксования, в результате чего оно разделяется на летучую часть и коксовый остаток. На второй стадии происходит воспламенение вы делившихся летучих и сгорание их. На третьей стадии происходит процесс горения коксовой основы топлива.
Несколько по-особому происходит только горение антрацита. В этом случае процессу воспламенения предшествует процесс низкотемпературного окисления углерода топлива с образованием окиси углерода, которая и воспламеняется.
Жидкое топливо в большинстве случаев сгорает в две стадии. На первой стадии топливо нагревается до температуры кипения и испаряется. На вто рой стадии происходит гомогенное сгорание образовавшихся топливных паров.
Воспламенение и горение каждой отдельной частицы топлива в гетеро генном факеле происходят индивидуально, хотя и не без связи с воспламе нением и горением других частиц.
Горение частицы твердого топлива, лишенного летучих, протекает на ее поверхности. Кислород, необходимый для горения, проникает к поверхности частицы путем молекулярной диффузии через граничный за стойный газовый слой, который окружает горящую частицу. Удаление продуктов сгорания с поверхности частицы в окружающую среду также осу ществляется диффузией через тот же граничный слой (рис. 5, а).
Рис. 5. Схемы горения отдельных частиц твердого топлива и
отдельных капель жидкого топлива.
а — горение отдельной частицы твердого топлива, лишенного летучих; б—горе ние отдельной капли жидкого топлива; 1—поверхность горящей частицы или испаряющейся капли; 2 —газовый граничный слой вокруг частицы; 3 — наруж ная поверхность граничного слоя; 4—область образования горючей смеси при горении капли жидкого топлива; 5—область горения горючей смеси при горении капли жидкого топлива; О2 —поток диффузии кислорода; СО2 — поток диффузии углекислоты; М—поток диффузии испаренного горючего; q — поток тепла; Т—температура; сO2—концентрация кислорода; сCO2 —концентрация углекислоты. Индексы: ' — на поверхности частицы или капли; " — в окружаю щей среде.
Механизм воспламенения и горения капли жидкого топлива существенно отличается от механизма горения частицы твердого топлива, лишенного летучих. Воспламенение и горение капли происходят не на по верхности ее, а в пространстве вокруг ее газового граничного слоя, который окружает жидкие капли, так же как и твердые частицы. При этом вокруг каждой капли возникает свое пламя, похожее на пламя свечи (рис. 5, б).
Температура на поверхности капли жидкого топлива во всех областях факела остается равной температуре кипения той фракции топлива, из которой она состоит. В результате, в какой бы части факела ни находилась капля жидкого топлива, в ее граничном слое имеются градиент температуры и поток тепла, передаваемого теплопроводностью к поверхности частицы, благодаря которому и происходит испарение капли. Навстречу возникает поток паров топлива, передаваемых через граничный слой молекулярной диффузией в окружающую среду. Как только эти пары, пройдя граничный слой, смешиваются в необходимой концентрации с кислородом, который со держится в среде, окружающей каплю, они воспламеняются и сгорают по близости от нее. Выделившееся при воспламенении тепло резко поднимает температуру окружающей среды и интенсифицирует процессы испарения и горения, которые заканчиваются только после того, как частица испарилась полностью. При этом в случае сжигания тяжелого топлива после испарения капли остается маленькая по сравнению с ее размерами частичка твердого кокса, которая медленно догорает в чисто гетерогенном процессе.
Механизм горения частицы твердого топлива, обладающего летучими, занимает промежуточное положение. Воспламенение и первая стадия горе ния, приходящиеся на период интенсивного выделения летучих из топлива, происходят вокруг граничного слоя, окружающего частицу, так же как и при горении капли жидкого топлива. На второй же стадии горения, которая начинается после того, как основная масса летучих из частицы выделилась, процесс переходит на поверхность частицы, как при горении частицы твер дого топлива, лишенного летучих.
Реакции горения
В топке котельного агрегата происходят гетерогенные реакции горения углерода и серы и гомогенные реакции горения водорода, окиси углерода и различных углеводородов.
Горение углерода представляет собой сложную химическую реак цию, особенности которой еще полностью не изучены. Считают, что в про цессе горения углерода одновременно образуются как углекислота, так и окись углерода. Реакцию горения углерода выражают формулой:
хС + уО2 = mСО2 + nСО, (17)
где х и у — число молекул С и О2 вступающих в реакцию, а m и n — число образующихся молекул окислов. В тех случаях, когда имеется достаточное количество кислорода, эта реакция сопровождается вторичной реакцией сгорания окиси углерода в углекислоту, которая протекает во много раз быстрее, чем первая. Поэтому для практических целей можно принять, что при достаточном количестве кислорода горение углерода происходит в точном соответствии со стехиометрическим уравнением реакции сгорания углерода.
|
С |
+ 02 |
= С02 |
|
1 моль |
+ 1 моль |
= 1 моль |
|
0 объемных частей |
+ 1 объемная часть |
= 1 объемная часть |
|
12 массовых частей |
+32 массовые части |
=44 массовые части |
Горение серы при теплотехнических расчетах выражается стехиометрическим уравнением реакции сгорания серы в сернистый ангидрид, т. е. уравнением
|
S |
+ 02 |
= SО2 |
|
1 моль |
+ 1 моль |
= 1 моль |
|
0 объемных частей |
+ 1 объемная часть |
= 1 объемная часть |
|
32 массовые части |
+32 массовые части |
=64 массовые части |
Реакции горения водорода, окиси углерода и угле водородов также достаточно сложны, так как они являются цепными. Такие реакции протекают с образованием непрерывно возрастающего коли чества нестойких и очень хими- чески активных промежуточных веществ, которые реагируют между собой до образования конечного продукта со скоростью, гораздо большей, чем скорость обычных молекулярных реакций. В результате реакция, раз начавшись, развивается, саморазгоняясь, и завершается очень быстро — практически мгновенно.
Исследование горения водорода показывает, что оно характеризуется довольно сложной совокупностью многих реакций.
Саморазгоняющийся характер цепных реакций горения водорода, окиси углерода и углеводородов, приводящий к почти мгновенному завершению их, позволяет для практических расчетов пользоваться стехиометрическими уравнениями этих реакций.
Горение водорода — уравнением:
|
2Н2 |
+ О2 |
= 2Н2О |
|
2 моля |
+ 1 моль |
= 2 моля |
|
2 объемные части |
+ 1 объемная часть |
= 2 объемные части |
|
4 массовые части |
+32 массовые части |
=36 массовых частей |
Горение окиси углерода – уравнением:
|
2СО |
+ О2 |
= 2СО2 |
|
2 моля |
+ 1 моль |
= 2 моля |
|
2 объемные части |
+ 1 объемная часть |
= 2 объемные части |
|
56 массовых частей |
+32 массовые части |
=88 массовых частей |
Горение углеводородов — уравнением:
|
СmHn |
+ (m+n/4) О2 |
= mСО2 +n/2 Н2О |
|
1 моль |
+ (m+n/4) молей |
= m молей + n/2 молей |
|
1 объемная часть |
+ (m+n/4) объемных частей |
= m объемных частей + n/2 объемных частей |
|
12 m+n массовых частей |
+32 (m+n/4) массовых частей |
=44m массовых частей + 9n массовых частей |
Скорость реакции горения зависит от температуры, при которой она происходит, концентрации кислорода в воздухе, используемом для горения, а при гомогенной реакции также и от концентрации горючего газа в горю чей смеси.
Вопрос о скорости химических реакций изучается химической кинети кой. Однако в классическом виде ее теоретические положения применимы только к гомогенным реакциям. Согласно химической кинетике можно при нять, что скорость гомогенной реакции, понимаемая как скорость изменения концентрации реагирующих веществ, определяется законом действующих масс. При этом в случае горения промышленных газов, когда в реакции участвуют только два вещества, а сама реакция протекает до конца в одном направлении, скорость реакции гомогенного горения, может быть выражена законом:
w = - dA/dt = KAAaBb, 1/сек (17)
Константа скорости химической реакции KA не имеет постоянной раз мерности; последняя определяется величинами а и b, входящими в стехиометрическое уравнение реакции горения: aA +bBmM+nN
Константа скорости химической реакции сильно зависит от температуры, при которой она протекает и выражается законом Аррениуса:
К = К0• е –Е/RT (18)
где К0 — постоянная величина, имеющая ту же размерность, что и K;
е — основание натуральных логарифмов;
Е — энергия активации реакции, ккал/ моль; Rо — универсальная газовая постоянная, ккал/моль • град;
Т — абсолютная температура реакции, °К.
Энергия активации Е представляет собой характеристику, определяю щую активность реагирования данных веществ, при вступлении их в химиче скую реакцию. Энергия активации в известной мере определяет энергию, которую необходимо затратить для того, чтобы разрушить связи между ато мами в молекулах исходных веществ реакции, с тем, чтобы освободившиеся атомы могли соединиться в молекулы конечных продуктов реакции. Очевид но, что чем ниже значение энергии активации данной реакции, тем легче вступают в нее исходные вещества и тем быстрее она протекает. Величина энергии активации реакции горения газовых смесей находится в пределах 20 000—40 000 ккал/кмоль.
Как показывает практика, в большинстве химических реакций закон действующих масс точно не проявляется. В частности, можно считать, что при горении большинства горючих газов, имеющих распространение в про мышленности, реакция протекает как бимолекулярная со скоростью, про порциональной концентрациям горючего газа Г и кислорода О2. В соответст вии с этим скорость гомогенного горения можно выразить в виде:
w =- dГ/dt = К0 • ГО 2 • е –Е/RT, 1/сек (19)
Теоретический объем воздуха, необходимый для горения. Теоретический объем дымовых газов
В процессе горения топлива в топке котла участвуют углерод, водород к горючая сера топлива. В результате завершившегося процесса горения из исходных веществ — топлива и атмосферного воздуха — в топке образуются продукты сгорания: дымовые газы, а при горении твердого топлива — еще и очаговые остатки. По закону сохранения материи масса продуктов сгорания оказывается равной массе топлива и атмосферного воздуха, вступивших в реакцию горения.
В соответствии с составом исходных веществ и характером реакций горе ния в дымовых газах содержатся углекислота СО2, сернистый ангидрид SО2 с небольшим количеством серного ангидрида SО3, азот N2 и водяные пары Н2О. Кроме того, в дымовых газах содержится в относительно незначитель ном количестве кислород О2 , так как в топках котлов приходится вести режим горения с некоторым избыточным количеством воздуха, поскольку еще не удается обеспечить полное сгорание топлива при подаче в топку того количества воздуха, которое теоретически (стехиометрически) необходимо для осуществления реакций горения. Наконец, в дымовых газах может со держаться некоторое очень небольшое количество продуктов газификации и неполного горения топлива, обычно окись углерода СО, а иногда водород Н2 и углеводороды, так как летучие вещества, выделяющиеся и топлива в процессе горения, не всегда сгорают полностью.
Углекислота, сернистый ангидрид, азот и кислород образуют в совокуп ности «сухие» газы. Углекислоту и сернистый ангидрид часто объединяют под названием «сухие трехатомные газы» и обозначают через:
RO 2=СО2 + SО2 (20)
Крайне незначительное содержание SО3 в дымовых газах в теплотехни ческих расчетах не учитывают.
Количество воздуха, необходимое для горения, а также состав дымовых газов вычисляют в кубических метрах при нормальных условиях (0° С и 760 мм. рт. ст.) для 1 кг твердого и жидкого топлива и для 1 м3 газообразного топлива. Для обеспечения полного сгорания I кг твердого или жидкого топлива, имеющего элементарный состав Cp, Нp, Оp, Np, Spл, Aр, Wр , теоретически требуется массовое количество кислорода, равное:
МО20= 32/12 • Cp/100 + 8Hp/100 + Spл/100 - Оp/100, кг∕кг (21)
или соответственно объемное количество его, равное:
V О20 = МО20/ ρ О2 =1/ 1,428•100( 2,67 Cp + 8Hp+ Spл- Оp), м3∕кг (22)
где ρ О2 = 1,428 кг/м3 — плотность кислорода при нормальных условиях.
Коэффициент избытка воздуха. Действительные объемы воздуха и дымовых газов
Для обеспечения полного сгорания топлива в топку приходится подавать некоторое избыточное против теоретически необходимого количество воз духа. Отношение действительного количества воздуха, поданного в топку, Vвд к теоретически необходимому для горения количеству воздуха Vв0 называ ют коэффициентом избытка воздуха и обозначают α:
Vвд = α Vв0 (23)
В современных топках коэффициент избытка воздуха при сжигании твердого топлива принимают равным 1,2 — 1,6, а при сжигании жидкого и газообразного топлив 1,05 — 1,15.
Избыточный воздух, подаваемый в топку, в процессе горения не участ вует, но увеличивает количество дымовых газов, образующихся на 1 кг сожженного топлива.
Коэффициент избытка воздуха зависит от вида сжигаемого топ лива, способа его сжигания, конструкции топки и принимается на основании опытных данных.
Пример (решение задачи, стр. 52 (2))
При работе топок всех видов необходимо постоянно наблюдать за исправным ведением топочных процессов по контрольно-измери тельным приборам. На экономичность работы котельной установки: значительное влияние оказывают потери тепла от химической не полноты сгорания топлива. Величина потерь зависит в основном от количества воздуха, поступающего в топку.
Для поддержания нормального горения нужно подводить возду ха в топку столько, сколько требуется для полного сгорания топ лива, что достигается постоянным контролем за составом дымовых газов. Наиболее важно определение содержания в дымовых газах двуокиси и окиси углерода.
В случае неполного сгорания при недостатке воздуха в составе уходящих из топки газов будут углеводороды, окись углерода СО, а иногда и чистый водород Н, а при чрезмерном избытке воздуха создаются условия для удаления из топки несгоревших летучих го рючих веществ и уноса частичек твердого топлива. Поэтому при: эксплуатации топки следует сводить неполноту сгорания к возмож ному минимуму. Как правило, котельный агрегат работает или при: полном сгорании, или с незначительной химической неполнотой, сгорания.
При присосе холодного воздуха в газоходы котлоагрегата эко номичность работы его снижается, поэтому персонал, обслуживаю щий котлоагрегат, должен постоянно следить за исправностью об муровки, плотным закрытием заслонок, дверок, гляделок и пр.
Энтальпия воздуха и продуктов сгорания
Энтальпия воздуха и продуктов сгорания 1 кг твердого, жидкого или 1 м3 газообразного топлива определяется по сумме энтальпий газообразных продуктов сгорания, входящих в состав дымовых газов.
Энтальпия воздуха, кДж/м3 ( при α— 1)
Iв0 = α Vв0 Св tв , (24)
где Св — теплоемкость воздуха, м3 • °С, при его температуре tв ºС.
Энтальпия газообразных продуктов сгорания, кДж/м3 (при α = 1)
Iг0 = (VRO2 CCO2 + VN2 CN2 + VH2O CH2O )tг (25)
где CCO2, CN2, CH2O — средние объемные теплоемкости двуокиси углерода, азота и водяных паров при постоянном давлении и тем пературе, кДж/(м3°С).
Энтальпия дымовых газов, кДж/м3, при α > 1
Iг = Iг0+ (α−1) Vв0 Св tг (26)
Теплоемкость газов изменяется в зависимости от их темпера туры.
Лекция 5
Тепловой расчет котлов на органическом топливе. Аэродинамический расчет теплогенератора. – 2 часа
Эффективность использования топлива. Использованное тепло топлива и потери тепла.
В котельном агрегате невозможно полностью использовать для получе ния пара или горячей воды все тепло, заключенное в топливе; часть этого тепла неизбежно теряется.
Основными потерями тепла в котельном агрегате являются следующие.
При сжигании всех видов топлива, содержащиеся в дымовых газах про дукты неполного горения или газификации — окись углерода, водород, метан и тяжелые углеводороды — выходят из топки, не успев догореть до углекислоты и водяных паров, и уносят часть теплоты, заключенной в топ ливе; это приводит к потере, которую называют потерей тепла от химической неполноты сгорания топлива.
При сжигании твердого топлива в очаговых остатках остается некоторое количество не успевшего сгореть углерода, которое теряется при удалении очаговых остатков из топки; эта потеря носит название потери тепла от механической неполноты сгорания топлива.
Удаляемые из топки, скопившиеся в ней очаговые остатки (шлак) имеют относительно высокую температуру, достигающую 600—700° С и поэтому уносят некоторое количество физического тепла, что приводит к появлению потери, называемой потерей тепла с физическим теплом шлака.
Дымовые газы, пройдя через все поверхности нагрева котельного агре гата, уходят из него, имея еще относительно высокую температуру (120— 180° С), вследствие чего они уносят довольно значительное количество тепла; эту потерю называют потерей тепла с уходящими газами.
Поскольку все наружные поверхности котельного агрегата нагреваются изнутри дымовыми газами, паром, горячей водой или горячим воздухом, они имеют температуру, более высокую, чем температура окружающего воздуха. Вследствие этого наружные поверхности котельного агрегата отдают кон векцией и излучением некоторое количество тепла в окружающую среду, вызывая потерю, носящую название потери тепла от наружного охлаждения агрегата. В совокупности в современном котельном агрегате в зависимости от его типа и мощности, а также рода топлива и способа сжигания его, перечислен ные потери составляют 7—25% тепла, заключенного в топливе.
Тепловой баланс котельного агрегата
Соотношение, связывающее приход и расход тепла в котельном агрегате, представляет его тепловой баланс.
Для работающего котельного агрегата тепловой баланс состав ляют на основании результатов теплового испытания с целью получения исходных данных для анализа эффективности его работы. При тепловом расчете тепловой баланс составляют, используя нормативные данные, для определения расчетного часового расхода топлива проектируемого ко тельного агрегата.
При сжигании твердого и жидкого топлив тепловой баланс котельного агрегата составляют в килокалориях или килоджоулях на 1 кг израсходо ванного топлива либо в процентах. При сжигании газообразного топлива тепловой баланс составляют на 1 м3 газа, введенного в топку, либо также в процентах.
При сжигании твердого или жидкого топлив полное количество тепла, вносимое в котельный агрегат при сжигании 1 кг топлива, складывается из следующих трех основных составляющих: низшей теплоты сгорания топлива Qн р ккал/кг, физического тепла топлива (энтальпии) iтл ккал/кг, и физического тепла воз духа, поступающего в котел для поддержания процесса горения в топке Iв, ккал/кг.
Кроме этих основных составляющих, в отдельных случаях учиты вают еще дополнительное тепло воздуха, поступающего в котел при нагрева нии его посторонними источниками тепла (например, паром, отбираемым от турбины) Qв. внш., а также тепло, вносимое в топку водяным паром в слу чаях применения парового дутья или парового распыления мазута Qф.
При сжигании газообразного топлива приходная часть теплового баланса котельного агрегата приобретает ту особенность, что низшую теплоту сгорания относят к сухому топливу.
При сжигании твердого топлива внесенное в котельный агрегат тепло распределяется по следующим основным статьям, ккал/кг:
- тепло, использованное на получение пара (или горячей воды) Q1;
- потеря тепла с дымовыми газами, уходящими из котельного
агрегата Iух;
- потеря тепла от химической неполноты сгорания топлива Q3;
- потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива Q4;
- потеря тепла от охлаждения агрегата (в окружающую среду) Q5;
- потеря с физическим теплом шлака, удаляемого из топки Q6шл;
Кроме того, в очень редких случаях в старых котельных агрегатах при ходится учитывать потерю тепла на нагрев воды, охлаждающей некоторые детали топок.
При сжигании жидкого и газообразного топлив потери тепла от механи ческой неполноты сгорания топлива и с физическим теплом шлака, удаля емого из топки, отсутствуют.
Тепловой баланс котельного агрегата составляют относительно некото рой отправной температуры. Если в качестве этой температуры принять температуру воздуха, поступающего в котельный агрегат, то в приходной части теплового баланса исчезнет член I в. В соответствии с этим приходная часть теплового баланса котельного агрегата может быть выражена в общем случае следующим образом: при сжигании твердого или жидкого топлива:
Qpp = Qнp + Qв.внеш.+ i тл. + Qф (27)
при сжигании газообразного топлива:
Qpp = Qнс + Qв.внеш.+ i тл. + Qф (28)
В последних двух уравнениях величина Qpp носит название распо лагаемого тепла, приходящегося на 1 кг или 1 м3 топлива.
Для большинства современных промышленных котельных агрегатов выражение для располагаемого тепла можно упростить. Для большинства современных котельных агрегатов при сжигании твердого и жидкого топлива:
Qpp = Qнp (29)
а при сжигании газообразного топлива:
Qpp = Qнс (30)
Когда уравнение теплового баланса составляется относительно темпе ратуры воздуха, поступающего в котельный агрегат, в величину потери тепла с уходящими газами I ух необходимо внести поправку, учитывающую энталь пию воздуха, поступающего в котельный агрегат. В этом случае потеря тепла с уходящими газами будет выражаться формулой:
Q2 = I ух - I в (31)
С учетом указанного общее уравнение теплового баланса котельного агрегата при сжигании твердого топлива принимает вид:
Qpp = Q1+ Q2+ Q3+ Q4+ Q5+ Q6шл+ Q6охл (32)
Правую часть этого уравнения для многих случаев также можно упро стить. В подавляющем большинстве современных котельных агрегатов отсутствует потеря Q6охл. Во многих случаях при факельном сжигании твер дого топлива можно не учитывать величины Q6шл
При сжигании жидкого и газообразного топлив общее уравнение теплового баланса котельного агрегата принимает вид:
Qpp = Q1+ Q2+ Q3+ Q5 (33)
Если разделить почленно уравнения (29) и (30) на Qpp и умножить их на 100, то для случая сжигания твердого топлива получается:
100% = q1+ q2+ q3+ q4+ q5+ q6шл+ q6охл (34)
а для случая сжигания жидкого и газообразного топлива:
100% = q1+ q2+ q3+ q4+ q5 (35)
В этих уравнениях:
qi = 100Qi/ Qpp
В этой форме уравнение теплового баланса котельного агрегата выража ет процентное распределение располагаемого тепла на 1 кг или 1 м3 топлива по расходным статьям теплового баланса. Эта форма значительно более рас пространена на практике, чем форма теплового баланса, выраженная урав нениями (29) и (30).
Тепло, использованное в котельном агрегате, определяется из следую щего балансного уравнения, отнесенного к 1 ч работы агрегата:
BQ1 = DQк.а. (36)
где В — часовой расход топлива на котельный агрегат, кг/ч или м3/ ч;
D — часовая производительность котельного агрегата, кг/ч;
Qк.а. — количество тепла, сообщенное в котельном агрегате питательной
воде при превращении ее в пар или обратной сетевой воде при полу чении горячей воды, отнесенное к 1 кг произведенного пара или на гретой воды.
Таким образом, левая часть уравнения (36) выражает часовое количест во использованного тепла через расход топлива, а правая часть — через теп ло, полученное в котельном агрегате питательной или сетевой водой.
Для котельных агрегатов, в которых производится перегретый пар, величина Qк.а. выражается следующим образом:
Qк.а. = (iп.п. — iп.в.) + π/100 • (i' — iп.в.), (37)
где iп.п., iп.в и i'—соответственно энтальпии перегретого пара, питательной и котловой воды (последняя принимается равной эн тальпии воды при температуре кипения); π — процент непрерывной продувки, обычно составляющий 2—5%D.
При определении величины Qк.а для котельных агрегатов, в которых производится насыщенный пар, величину энтальпии перегретого пара iп.п заменяют величиной энтальпии насыщенного пара i". При отсутствии непре рывной продувки становится равным нулю второй член выражения (37). Для котельных агрегатов, в которых получают горячую воду:
Qк.а. = i2 — i1 (38)
где i2 и i1 — соответственно энтальпии воды, поступающей в котел и вы ходящей из него.
Величины энтальпий воды и пара в системах тепловых единиц, основан ных на калории, выражают в ккал/кг, поэтому величина Qк.а. также получает ся в ккал/кг, а DQк.а. — в ккал/ ч. В системе СИ величины энтальпии воды и пара выражают в кДж/кг, поэтому величина Qк.а. также получается в кДж/кг, а DQк.а. — в кДж/сек. Это значит, что в системе СИ величину DQк.а. следует выражать в единицах мощности, т. е. в киловаттах или мегаваттах. Имея в виду, что 1 кВт = 1 кДж/сек = 3 600 кДж/ч и что 1 кДж = 4, 19 ккал, можно получить:
1 кВт =3 600/ 4,19 = 860 ккал /ч.
В результате деления обеих частей уравнения (36) на В и Qpp и умноже ния их на 100 можно получить:
q1= (DQк.а. / В Qpp) 100, %. (39)
Как видно из этой формулы, величина q1 может быть определена только в том случае, если известен часовой расход топлива на котельный агрегат (величина В для данного типа котельного агрегата задана, а величину Qк.а. легко определить по его рабочим параметрам). Если же величина В неизвест на, то величину q1 можно определить лишь как остаточный член из общего уравнения теплового баланса, т. е. по формуле:
q1 =100% - (q2+ q3+ q4+ q5+ q6шл+ q6охл) =100% - q (40)
Для современных котельных агрегатов величина q1 в зависимости от паропроизводительности котельного агрегата, температуры уходящих газов, рода сжигаемого топлива и способа сжигания его может изменяться в очень широких пределах: от 75 — 80 до 91 — 93%. Первые цифры относятся к котель ным агрегатам небольшой производительности, в которых сжигается твер дое топливо в слоевых топках, вторые — к крупным котельным агрегатам с факельным сжиганием топлива. Наиболее высокими оказываются величины q1 для котельных агрегатов, работающих на жидком и газообразном топливе.
Потеря тепла с уходящими газами определяется как разность энтальпий продуктов сгорания, уходящих из котельного агрегата, и хо лодного воздуха, поступающего в агрегат.
Таким образом, при сжигании твердого топлива:
q2 = [(iух — αух iх.в.0)(100 – q4)] / Qpp (41)
где iух - энтальпия уходящих газов при коэффициенте избытка воздуха
за агрегатом αух и температуре уходящих газов θух, ккал/кг; iх.в.0— энтальпия воздуха, теоретически необходимого для горения, при температуре, с которой он поступает в котельный агре гат, ккал.кг.
Множитель 100 — q4 вводится в формулу в связи с тем, что энтальпии дымовых газов и воздуха, необходимого для горения, определяются для 1 кг действительно сожженного топлива, а не для 1 кг топлива, поступившего в топку.
При сжигании жидкого и газообразного топлива:
q2 = (iух — αух iх.в.0)/ Qpp (42)
Величина iух в формулах (38) и (39) пропорциональна величинам αух и θух, поэтому q2 увеличивается с ростом последних. В современных котельных агрегатах величина q2 составляет 6 — 8% при сжигании газооб разного, жидкого и пылевидного топлив в крупных котлах и 10 — 15% при сжигании в слое твердого топлива в малых котлах.
Величину потери тепла от химической неполноты сгорания в эксплуатации и при тепловых испытаниях котельных агрегатов под считывают по содержанию в дымовых газах продуктов неполного сгорания СО, Н2, СН4, Сm Нn, определенному на основе химического анализа дымовых газов. При проектирова нии значением потери от химической неполноты сго рания задаются, руковод ствуясь нормами теплового расчета котельных агрега тов.
Величину потери теп ла от механиче ской неполноты сгорания в эксплуа тации и при тепловых ис пытаниях котельных агре гатов определяют по содержанию горючих веществ в шлаке и золе. При проек тировании величиной этой потери задаются, так же как и значением по тери от химической неполноты сгорания, по рекомендациям норм теплового расчета котельных агрегатов.
Потерю тепла от наружного охлаждения котельного агре гата определяют по диаграмме, составленной на основании обработки много численных опытных данных. Величина потери от наружного охлаж дения котельного агрегата неуклонно снижается с повышением паропроизводительности агрегата. Если для котлов паропроизводительностью 2,5— 4 т/ч величина q5 составляет 3—3,5%, то для котлов большой паропроиз водительности она снижается до долей процента.
Потерю с физическим теплом шлака определяют по фор муле:
q6шл = Мшл сшл tшл •100 / Qpp = αшл сшл tшл Ар •100 / Qpp (43)
где Мшл — количество шлака, кг/кг;
αшл — доля золы топлива в шлаке;
сшл —теплоемкость шлака, ккал/кг-град;
tшл — температура шлака, °С.
Потерю с физическим теплом шлака учитывают при слоевом сжигании твердого топлива и в тех случаях факельного и вихревого сжигания, когда шлак удаляют в жидком виде или когда сжигается многозольное топливо, для которого Ар ≥ Qpp/100. Температуру шлака при удалении его в твердом состоянии принимают равной 600°С, а при жидком шлакоудалении — рав ной температуре жидкоплавкого состояния, увеличенной на 100° С. Средняя теплоемкость шлака с повышением температуры от 100 до 1 500° С воз растает приблизительно с 0,2 до 0,3 ккал/кг-град.
КПД котельного агрегата
Отношение величины использованного в ко тельном агрегате тепла к величине располага емого тепла топлива представляет собой коэффициент полезного действия котельного агрегата (к. п. д.) брутто:
ηк.а.бр = Q1/ Qpp = q1/100 =[100% - (q2+ q3+ q4+ q5+ q6шл+ q6охл)]/100 (44)
Пользуясь понятием к. п. д. котельного агрегата брутто, можно вы разить уравнение теплового баланса, отнесенное к 1 ч работы котельного агрегата, в виде:
BQрр = DQк.а./ ηк.а.бр (45)
Это уравнение обычно используют для определения часового расхода топлива котельным агрегатом по известной величине к. п. д. агрегата брутто либо для определения к. п. д. котельного агрегата брутто по известному часовому расходу топлива.
Часть энергии, содержащейся в паре, который произведен в котельном агрегате, после превращения ее в электрическую энергию расходуется на приведение в движение вспомогательных механизмов котельного агрегата — дутьевых вентиляторов, дымососов, питательных насосов, механизмов пылеприготовительного устройства. Кроме того, часть пара, произведенного в котельном агрегате, непосредственно расходуется на его собственные нужды, как, например, на обдувку поверхностей нагрева и пр. Поэтому с учетом этих расходов электроэнергии и пара вводят понятие к. п. д. котель ного агрегата нетто, выражаемого формулой:
ηк.а.нт = ηк.а.бр [1 – (Qс.н.эл + Qс.н.п)/Qк.а.] (46)
где Qс.н.эл — количество тепла, содержащегося в паре, затраченном на вы работку того количества электроэнергии, которое израсходовано на приведение в движение вспомогательных механизмов ко тельной установки, ккал/ч;
Qс.н.п — количество тепла, содержащегося в паре, представляющем собой непосредственно собственный расход котельного агрегата, ккал/ч.
Так как при сжигании твердого топлива имеется потеря тепла от механической неполноты сгорания, то в тепловом расчете котельных агрегатов, предназначенных для работы на твердом топливе, введено понятие о расчетном часовом расходе топлива:
Вр= В •(1 – q4 / 100) (47)
При тепловом расчете котельного агрегата большое значение имеет также величина коэффициента сохранения тепла:
φ = 1 – (q5 / 100) (48)
Лекция 6
Котлы на органическом топливе, классификация, рабочие параметры. – 2 часа
Теплоотдача излучением в топке.
В топках современных котельных агрегатов большое значение имеет теплоотдача излучением. Особенно это относится к факельным и циклонным топкам, так как из-за меньших значений коэффициента избытка воздуха температура дымовых газов в этих топках оказывается значительно более высокой, чем в слоевых. В факельных и циклонных топках излучением пере дается до 40% и больше тепла, выделяемого топливом, что во многом опре деляет характерный профиль топки, отличающийся развитым экранированием.
При горении топлива в слое излучает как пламя, развивающееся в топочном пространстве, так и горящий кокс, лежащий на колосниковой решетке. При этом в пламени излучают горящие летучие вещества, выделившиеся из топлива, и образовавшиеся трехатомные газообразные продукты сгорания — углекислота и сернистый ангидрид, а также водяные пары.
При горении пылевидного топлива в факеле излучают те же компоненты, но характер излучения несколько меняется. Выделивши еся летучие сгорают не в сплошном потоке, как при слоевом сжигании, а вокруг отдельных центров — горящих частиц топлива; в результате излучает не сплошной поток пламени, а очень большое число центров его. Затем при сжигании пылевидного топлива излучает не сплошной слой относительно крупных кусков кокса, лежащих на решетке, а очень тонкие частицы кокса, сравнительно равномерно распределенные в факеле.
При горении в факеле распыленного жидкого топлива принци пиальные особенности излучения остаются такими же, как и при горении пылевидного топлива, с тем, однако, отличием, что излучение центров пла мени становится доминирующим, а излучение частиц почти отсутствует.
Наконец, при горении газообразного топлива излучают горящий газ и трехатомные продукты сгорания и, только при горении запыленных газов, к этому добавляется еще излучение некоторого количества находящихся в них раскаленных твердых частиц
Интенсивности излучения компонентов факела и слоя различны. Наи более интенсивно излучает пламя горящих летучих веществ, выделяющихся при горении твердого и жидкого топлив. По внешнему виду это пламя отли чается плотностью и ярким белым или желтым цветом. Значительно менее интенсивным является излучение горящего кокса и раскаленных частиц золы и еще более слабым оказывается излучение трехатомных газообразных продуктов сгорания. Двухатомные газы тепла практически не излучают.
Интенсивность излучения пламени горящего газообразного топлива сильно зависит от состава топлива и условий ведения процесса горения. Газы, не содержащие углеводородов (генераторный, домен ный, водород), горят почти бесцветным пламенем. Интенсивность излучения пламени газов, содержащих углеводороды, колеблется в широких пределах и определяется совершенством перемешивания горящего топлива с воздухом. Углеводороды под влиянием высокой температуры расщепляются в пламени, образуя молекулы с более высоким содержанием углерода и частицы чи стого углерода, которые светятся и излучают много тепла. Если при этом горящие газы плохо перемешаны с воздухом, то возникшие высокоуглеро дистые соединения и частицы чистого углерода не могут быстро сгореть из-за недостатка кислорода; накапливаясь в пламени, они усиливают интенсив ность излучения. Наоборот, при хорошем смешении горящих газов с воз духом высокоуглеродистые соединения и частицы углерода быстро сгорают; поэтому количество их в пламени становится незначительным, а излучательная способность пламени резко снижается.
Таким образом, в зависимости от рода и вида сжигаемого топлива интенсивность излучения пламени может изменяться от очень сильной до очень слабой.
Выбор температуры дымовых газов в конце топки
Температура дымовых газов в конце топки определяется рядом факто ров, среди которых основными являются вид используемого топлива и способ сжигания его.
При сжигании твердого топлива, как в слое, так и особенно в пылевид ном состоянии для обеспечения надежной и бесперебойной работы котель ного агрегата необходимо, чтобы температура газов в конце топки находилась в установленных пределах. Нижний предел определяется из условий со хранения устойчивости процесса горения в топке; чрезмерно низкая температура дымовых газов в конце топки, снижая общий уровень температуры в ней, затрудняет розжиг, а при незначительных случайных изменениях режима горения приводит к погасанию ее. Верхний предел ограничивается необходимостью предотвратить шлакование первых рядов кипятильных труб котла расплавленными частицами золы. Этот фактор имеет особенно большое значение при камерном сжигании твердого топлива, потому что факельный процесс горения, осуществляемый при более низких избытках воздуха, про текает при более высокой температуре, чем слоевой процесс. Кроме того, в камерных топках значительно большее количество золы, чем в слоевых топках, выносится в газоходы котла.
При проектировании котельных агрегатов, предназначенных для сжига ния пылевидного топлива, температуру дымовых газов в конце топки вы бирают, исходя из условия предотвращения шлакования фестонных труб, а также первых рядов пароперегревательных труб. Температура дымовых газов в конце камерных топок не должна превышать 1050—1150 °С при сжигании углей, 950—1000° С при сжигании фрезерного торфа и 850—950° С при сжигании горючих сланцев. Однако при сжигании углей с умеренным и высоким содержанием летучих в котельных агрегатах относительно неболь шой производительности (до 50—75 т/ч), когда вопрос размещения топоч ных экранов разрешается проще, температура дымовых газов в конце топки может быть понижена до 950—1000° С, так как летучие, выделяющиеся из топлива, увеличивают устойчивость процесса горения. При слоевом сжига нии угля температура дымовых газов в конце топки может составлять 900— 1000°С, так как устойчивость горения твердого топлива в слое выше, чем в факеле. Кроме того, при слоевом сжигании топлива трудно получить высо кую температуру дымовых газов в конце топки, так как в этом случае требу ется больший избыток воздуха, чем при пылевидном сжигании.
При жидком и газообразном топливе рассмотренные выше ограниче ния температуры дымовых газов в конце топки снимаются, так как устой чивость горения этих видов топлива очень высока, а возможность шлакова ния отсутствует. Поэтому температура дымовых газов в конце топки при сжигании жидкого и газообразного топлив может изменяться в более широ ких пределах, чем при сжигании пылевидного топлива. При проектирова нии котельных агрегатов ее выбирают в пределах 900—1200° С и выше, при чем более низкое значение принимают для котельных агрегатов малой про изводительности.
Котельные агрегаты. Классификация
Котельные агрегаты разделяются на два основных класса: паровые, предназначаемые для производства водяного пара, и водогрейные, предназначаемые для получения горячей воды. Осуществлено также не которое количество водогрейно-паровых котлов, в которых мож но получать одновременно или разновременно пар и горячую воду.
Паровые котельные агрегаты в соответствии с потребностями народного хозяйства выпускаются котлостроительной промышленностью раз личными по типу, паропроизводительности и параметрам производимого пара. Производительность паровых котельных агрегатов, а также давление и температура производимого ими пара регламентируются ГОСТ 3619-59.
Паропроизводительность котельного агрегата выражают в тоннах пара в час (т/ч). Однако поскольку котельный агрегат предназнача ется для превращения тепла, заключенного в топливе, в потенциальную энергию пара, он представляет собой род преобразователя энергии, а потому его можно характеризовать также по мощности, которую выражают в кило ваттах (кВт) или мегаваттах (МВт).
По паропроизводительности обычно различают котлы малой паропроиз водительности (до 15—20 т/ч), средней паропроизводительности (от 25—35 приблизительно до 160—220 т/ч) и большой паропроизводительности (при близительно от 220—250 т/ч и выше). Это разделение, однако, очень условно, особенно когда вопрос касается границы между котлами средней и большой паропроизводительности.
Давление пара, производимого котлом, выражают в абсолютных технических атмосферах (am). В международной системе единиц СИ за еди ницу давления принято давление в 1 ньютон на 1 м2. Однако ввиду малого значения этой величины давление в котлах выражают в кратных ей едини цах — барах (1 бар = 1 -105 н/м = 1,0196 am).
По давлению производимого пара различают котлы: низкого давления (до 9 am), среднего давления (от 14 до 40 am), высокого давления (от 100 до 140 от) и закритического давления (255 am). Граница, отделяющая котлы низкого давления от котлов среднего давления, условна.
Температуру пара, производимого котельным агрегатом, вы ражают в °С или (в системе СИ) в °К. Котельные агрегаты вырабатывают насыщенный либо перегретый пар с температурой до 570° С и выше.
По назначению паровые котельные агрегаты разделяют на промышленные, устанавливаемые в производственных, производственно-отопи тельных и отопительных котельных, и энергетические, которые устанавливают в котельных тепловых электрических станций.
По типу паровые котлы, выпускаемые в настоящее время отечественной промышленностью, можно разделить на вертикально-цилиндри ческие, вертикально-водотрубные с развитой испарительной поверхностью нагрева и экранные. Ниже приведено краткое описание котельных агрегатов названных трех типов.
Вертикально-цилиндрический котел (рис. 14, а) состоит из наружного цилиндрического корпуса 2, в котором располагается внутренний цилиндрический корпус 3. Внизу эти два корпуса связаны кольцевой накладкой или отбортовкой внутреннего цилиндра. Вверху на ходятся сферические днища 4 и 5, которые соединены цилиндрической дымо вой камерой 6 или системой вертикальных труб, через которые дымовые газы из топочной камеры 1 уходят в дымовую трубу 7. Питательная вода подается в пространство между барабанами 2 и 3; здесь вода испаряется под воздей ствием тепла, поступающего из топки через стенку барабана 3, а образовавшийся пар собирается в пространстве между днищами 4 и 5, откуда он по ступает в паропровод. Испарившаяся в котле вода возмещается соответст вующим количеством свежей питательной воды. Вертикально-цилиндриче ские котлы изготовляют паропроизводительностью от 0,2 до 1,0 т/ч для производства насыщенного пара с давлением 9 am. Устанавливают эти котлы на небольших промышленных предприятиях.
Вертикально-водотрубный котел (рис. 14,6) со стоит из двух горизонтальных барабанов 1 к 4, расположенных один над другим и соединенных системой кипятильных труб 2—3 диаметром 51—60 мм. Снаружи эта система омывается продольно или поперечно потоком дымовых газов, которые отдают конвекцией свое тепло воде, находящейся в трубах. Питательная вода поступает в верхний барабан 1 котла. Из него по слабо обогреваемым или совсем не обогреваемым опускным трубам 3 трубной системы котла вода направляется в нижний барабан 4, откуда она по сильно обогреваемым подъемным трубам 2 возвращается в верхний барабан; при этом в результате воздействия тепла, передаваемого через стенки труб, происходит частичное испарение воды. Побудительной силой, вызывающей описанное круговое движение (циркуляцию) воды, является разность плот ностей находящихся в поле тяжести воды, заполняющей опускные трубы, и пароводяной эмульсии (смеси), заполняющей подъемные трубы. В верхнем барабане котла пар отделяется от воды и уходит из бара бана, а вода возвращается в систему опускных труб котла. К котлу уста навливают водяной экономайзер или воздухоподогреватель. Топки верти кально-водотрубных котлов экранируются гладкотрубными экранами. Вертикально-водотрубные котлы выполняют паропроизводительностью от 2,5 до 50 т/ч для производства пара с давлением от 14 до 40 am, насыщен ного или перегретого до 250. 370, 425 и 440° С. Котлы, производящие пар с давлением 14 am, устанавливают в производственных, производственно-отопительных и отопительных котельных; котлы, производящие перегретый пар с давлением 24 и 40 am, могут быть использованы как энергетические на электростанциях малой мощности.
Экранный котельный агрегат (рис. 14, в), отличается наличием развитой экранной поверхности нагрева 1. Такие агрегаты выполняют с камерной топкой, так что твердое топливо в них можно сжигать только в пылевидном состоянии. В сильно развитых топоч ных экранах таких котлов испаряется фактически вся вода, подаваемая в ко тел, вследствие чего отпадает необходимость иметь развитую конвективную испарительную поверхность нагрева, характерную для вертикально-водо трубных котлов. Дымовые газы по выходе из топки проходят через фестон 2, представляющий собой очень небольшую испарительную поверхность на грева, к которой тепло передается как излучением, так и конвекцией, а за тем последовательно проходят через пароперегреватель 3, водяной экономай зер 4 и воздухоподогреватель 5
Экранный котельный агрегат является основным типом котельных аг регатов, которые устанавливают на тепловых электрических станциях. Такие котельные агрегаты изготовляют паропроизводительностью от 35 до 2 500 т/ч. для производства перегретого пара с давлением от 40 до 255 am и температурой 440—585° С.
Рис. 13-1. Схемы типов котельных агрегатов.
а — вертикально-цилиндрический котел; 6—котельный агрегат с вертикально-водотрубным котлом; в — котельный агрегат экранного типа.
По характеру движения воды различают котлы с естественной циркуляцией, с многократной принудительной циркуляцией и прямоточные.
В котлах с естественной циркуляцией питательная вода (рис. 15, а), подаваемая питательным насосом 1, пройдя водя ной экономайзер 2, поступает в верхний барабан 3 водотрубного котла или в барабан котла экранного типа и в процессе естественной цирку ляции испаряется в контуре 4—5; пар, образовавшийся в барабане 3, про ходит в пароперегреватель 6 и далее к потребителю.
В котлах с многократной принудительной циркуля цией (рис. 15, б) питательная вода проходит в барабан 3 таким же путем, как и в котле с естественной циркуляцией, но движение ее по циркуляционному контуру 4—5 осуществляется не под действием грави тационных сил, а принудительно, особым циркуляционным на сосом 7. Дальнейший путь пара из барабана в пароперегреватель и к по требителю остается таким же, как и в котлах с естественной циркуляцией.
В прямоточных котлах (рис. 15, в) питательная вода проходит экономайзер, так же как и в предыдущих схемах, но циркуляционный ис парительный контур отсутствует. Испарительная поверхность нагрева 4—5 является продолжением поверхности нагрева водяного экономайзера 2 и также непосредственно переходит в поверхность нагрева пароперегрева теля 6. Таким образом, полное испарение воды происходит за время одно кратного прямоточного прохождения воды в испарительной поверх ности нагрева.
Рис. 13-2. Схемы организации движения воды, пароводяной смеси и пара в котельном агрегате.
а — котел с естественной циркуляцией; б—котел с многократной принудительной циркуляцией; в — прямоточный котел.
Котлы с естественной и многократной принудительной циркуляцией объединяют в общую группу барабанных котлов.
Вертикально-цилиндрические и вертикально-водотрубные котлы вы полняют только с естественной циркуляцией, а экранные котлы — как с естественной и многократной принудительной циркуляцией, так и прямо точными.
Тип котельного агрегата определяется многими взаимодействующими факторами. При естественной и многократной принудительной циркуляции на тип котельного агрегата особенно сильно влияет величина давления пара. Толщина стенки цилиндрического сосуда, находящегося под внутренним давлением, при постоянстве допускаемого напряжения металла пропорцио нальна давлению и диаметру сосуда. Это обстоятельство при проектировании барабанного котельного агрегата определяет выбор диаметра и числа барабанов котла.
В котлах низкого давления можно создавать относительно тонкостенные и потому достаточно легкие барабаны диаметром до 2 м и более; это обстоя тельство во многом предопределило создание вертикально-цилиндрических котлов, которые отличаются простотой изготовления и умеренным расходом металла. В котлах среднего давления приходится ограничивать диаметр ба рабана 1—1,5 м; так как при этом барабаны еще получаются относительно тонкостенными, широкое распространение получили вертикально-водотруб ные котлы паропроизводительностью 2,5—50 т/ч с двумя барабанами. Эти котлы также довольно просты в изготовлении и не требуют большого рас хода металла.
При переходе к паропроизводительности, превышающей 20 т/ч, тип котельного агрегата резко изменяется в связи с преимущественным пере ходом от слоевого способа сжигания топлива к пылевидному. Возникающая при этом необходимость создания развитых топочных экранов приводит к по явлению котельных агрегатов среднего и высокого давления экранного типа. Усложнение и удорожание изготовления барабана, вызываемые повышением паропроизводительности и давления пара, приводят к тому, что эти котлы имеют только один барабан.
Давление пара влияет на технический профиль котельного агрегата не только непосредственно. С повышением расчетного давления пара котельного агрегата повышают и температуру перегретого пара. Поэтому если в уста новках низкого и даже среднего давления пароперегреватель представляет собой относительно простой элемент, то в котельных агрегатах высокого и особенно закритического давления он существенно усложняется, разделяясь при этом на отдельные части; конвективную и радиационную. Кроме того, иногда появляется новый элемент котельного агрегата — промежуточный пароперегреватель.
В соответствии с развивающимися потреб ностями народного хозяйства в последние годы стали выпускать и некоторые новые типы котельных агрегатов, например паропроизводительностью 25, 35 и 50 т/ч на давление пара 14 am.
Водогрейные котлы характеризуют по их теплопроизводительности, температуре и давлению подогретой воды, а также по роду металла, из ко торого изготовлен котел.
Теплопроизводительность водогрейного котла выража ют в гигакалориях в час (1 Гкал = 109 кал), но ее можно также выразить в киловаттах или мегаваттах.
По роду металла различают чугунные и стальные водогрей ные котлы. Чугунные котлы предназначаются для отопления отдельных жилых и общественных зданий. Их выполняют на теплопроизводительность, не превышающую 1,0—1,5 Гкал/ч, для подогрева воды с давлением не выше 3—4 am до температуры 115° С. Стальные водогрейные котлы большой теплопроизводительности устанавливают в крупных квартальных или районных котельных, которые могут обеспечивать теплоснабжение жилых районов с численностью населения от нескольких тысяч до нескольких десятков и даже сотен тысяч человек.
Водогрейные котлы теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше уста навливают также на ТЭЦ взамен пиковых подогревателей сетевой воды, ко торые включают для дополнительного подогрева ее в периоды стояния низ кой наружной температуры и которые работают на редуцированном паре основных котельных агрегатов ТЭЦ. Такая замена позволяет уменьшить установленную мощность основных котельных агрегатов, что снижает первоначальные затраты на сооружение ТЭЦ, так как стоимость паровых котельных агрегатов высокого давления значительно превышает стоимость стальных водогрейных котлов.
Стальные водогрейные котлы выполняют теплопроизводительностью 4; 6,5; 10; 20; 30; 50; 100 и 180 Гкал/ч. Котлы теплопроизводительностью до 20 Гкал/ч включительно предназначаются для подогрева воды с начальной температурой 70° С до 150° С. Котлы теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше предназначаются для подогрева воды от 70 до 200"С при работе в котельной и от ПО до 200° С при работе в пиковом режиме на ТЭЦ. Макси мальное давление воды на входе в котел принято равным 16 am для котлов теплопроизводительностью до 20 Гкал/ч включительно и 25 am для котлов теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше.
Лекция 7
Топочные и горелочные устройства. Основные положения и классификация. – 2 часа
Топочные устройства. Классификация методов сжигания топлива
Топочным устройством или топкой называют часть котельного агрегата, которая предназначена для сжигания топлива с целью получения заключенного в нем тепла. Вместе с тем топка является теплообменным устройством, в котором поверхностям нагрева отдается излучением часть тепла, выделившегося при горении топлива. Наконец, в случае сжига ния твердого топлива топка в известной мере служит сепарационным уст ройством, поскольку в ней выпадает некоторая часть золы топлива. Таким образом, в топочном устройстве происходят одновременно три процесса: горение топлива, теплоотдача излучением и улавливание некоторой части очаговых остатков (при сжигании твердого топлива).
В настоящее время существует три основных способа сжигания топлива: в слое, факеле и вихре (циклоне).
Сжигание топлива в слое исторически является самым ранним. В слое можно сжигать только твердое кусковое топливо, как-то: бурые и каменные угли, кусковой торф, горючие сланцы, древесину. Топливо, подлежащее сжиганию, загружают на колосниковую решетку, на которой оно лежит плотным слоем. Горение топлива происходит в струе воздуха, пронизываю щего этот слой, обычно снизу вверх.
Топки для сжигания топлива в слое разделяют на три класса, а именно (рис. 6-1):
а) топки с неподвижной колосниковой решеткой и неподвижно лежащим
на ней слоем топлива;
б) топки с движущейся колосниковой решеткой, перемещающей лежащий на ней слой топлива;
в) топки с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся
по ней слоем топлива.
Наиболее простой и даже примитивной топкой с неподвижной колосни ковой решеткой и неподвижным слоем топлива является ручная гори зонтальная колосниковая решетка (рис. 5, а). На этой решетке можно сжигать все виды твердого топлива, но необходимость ручного обслуживания ограничивает область применения ее котлами очень малой паропроизводительности (до 1—2 т/ч).
Для слоевого сжигания топлива под котлами большей паропроизводи тельности осуществляют механизацию обслуживания топки и, прежде всего, подачи в нее свежего топлива.
В топках с неподвижной решеткой и неподвижным слоем топлива меха низация загрузки осуществляется применением забрасывателей 1, которые непрерывно механически загружают свежее топливо и разбрасыва ют его по поверхности колосниковой решетки 2 (рис. 5, б). В этих топках можно сжигать каменные и бурые угли, а иногда и антрацит под котлами паропроизводительностью до 6,5—10 т/ч.
Рис. 5. Схемы топок для сжигания твердого топ лива в слое.
а — ручная горизонтальная колосниковая решетка: б — топка с забрасывателем на неподвижный слой; в—топка с цепной решеткой; г—топка с цепной решеткой обратного хода и за брасывателем; д — топка с шурующей шапкой; е—топка с на клонной колосниковой решеткой; ж— топка системы Поме ранцева.
К классу топок с движущейся колосниковой решеткой, перемещающей лежащий на ней слой топлива, относят топки с механической цепной решеткой (рис. 5, в), которые выполняют в различных модификациях. В этой топке топливо из загрузочной воронки 1 поступает самотеком на переднюю часть медленно движущегося бесконечного цепного колосникового полотна 2, которым оно подается в топку. Горящее топливо непрерывно перемещается по топке вместе с полотном решетки; при этом оно полностью сгорает, после чего образовавшийся шлак в конце решетки ссыпа ется в шлаковый бункер 3.
Топки с цепной решеткой чувствительны к качеству топлива. Лучше всего они подходят для сжигания сортированных неспекающихся умеренно влажных и умеренно зольных углей с относительно высокой температурой плавления золы и выходом летучих 10—25% на горючую массу. В этих топках можно также сжигать сортированный антрацит. Для работы на спека ющихся углях, а также углях с легкоплавкой золой топки с цепной решеткой непригодны.
Топки с цепной решеткой можно устанавливать под котлами паропроиз-водительностью от 4—5 до 120—150 т/ч, но в основном их устанавливают под котлами паропроизводительностью 10—20 т/ч, а иногда, главным образом при сжигании антрацита, и под котлами паропроизводительностью до 35 т/ч.
Другим типом топки рассматриваемого класса являются топки сцеп ной решеткой обратного хода и забрасывателем (рис. 6-1, г). В этих топках колосниковое полотно решетки 2 движется в об ратном направлении, т. е. от задней стенки топки к передней. На фронталь ной стенке топки размещены забрасыватели /, непрерывно подающие топ ливо на полотно; выгоревший шлак ссыпается с решетки в шлаковый бункер 3, размещенный под передней частью топки. Топки с цепной решет кой обратного хода значительно менее чувствительны к качеству топлива, чем топки с решеткой прямого хода; их применяют для сжигания как сорти рованных, так и несортированных каменных и бурых углей под котлами паропроизводительностью 10—25 т/ч и выше.
Топки с неподвижной колосниковой решеткой и перемещающимся по ней слоем топлива основаны на различных принципах организации про цессов движения и горения топлива. В топках с шурующей план кой (рис. 5, д) топливо перемещается вдоль неподвижной горизонтальной колосниковой решетки 2 специальной планкой особой формы 4, движущейся возвратно-поступательно по колосниковому полотну. Применяют их для сжигания бурых углей под котлами паропроизводительностью до 6,5 т/ч.
В топках с наклонной колосниковой решеткой (рис. 5, е) и скоростных топках системы В.В.По меранцева (рис. 5, ж) свежее топливо, поступившее в топку сверху, по мере сгорания сползает под действием силы тяжести в нижнюю часть топки, открывая тем самым возможность для поступления в топку новых порций свежего топлива. Эти топки применяют для сжигания древесных отходов под котлами паропроизводительностью от 2,5 т/ч, а шахтные топки, кроме того, для сжигания кускового торфа под котлами паропроиз водительностью до 6,5 т/ч.
Существует также метод организации сжигания твердого топлива в пылевидном состоянии в факельном процессе. Применением этого способа сжигания топлива были сняты ограничения в увеличении единичной паропроизводительности котельных агрегатов, а также открыты возможности сжигания с высокой надежностью и экономичностью самых низкосортных видов топлива.
Рис. 6. Схемы факельных топок.
а —топка для пылевидного топлива с твердым шлакоудалением; б—однокамерная топка для пылевидного топлива с жидким шлакоудалением; в—факельная топка для сжига ния жидкого и газообразного топлив; г—топка с полуоткрытой топочной камерой для сжигания пылевидного топлива с жидким шлакоудалеиием.
В факельном процессе можно сжигать топливо твердое, жидкое и газо образное. При этом газообразное топливо не требует какой-либо предвари тельной подготовки; твердое топливо должно быть предварительно размолото в тонкий порошок в особых пылеприготовительных уста новках, основной частью которых являются углеразмольные мель ницы, а жидкое топливо должно быть распылено на очень мелкие капли в форсунках.
Сжигание в факельном процессе каждого из трех видов топлива имеет свои конкретные особенности, но общие принципы факельного способа сжига ния остаются одинаковыми для всякого топлива.
Факельная топка (рис. 6) представляет собой прямоугольную камеру 1, выполненную из огнеупорного кирпича, в которую через горелки 6 вводят в тесном контакте топливо и воздух, необходимый для его горения, — топ ливо-воздушную смесь. Эта смесь воспламеняется и сгорает в образовавшемся факеле. Газообразные продукты сгорания покидают топку через верхнюю часть ее. При сжигании твердого пылевидного топлива с этими продуктами сгорания в газоходы котла уносится и значительная часть золы топлива; остальное количество ее выпадает в нижнюю часть топки в виде шлака.
Стены топочной камеры изнутри покрывают системой охлаждаемых водой труб — топочными водяными экранами. Эти экраны имеют на значение предохранить кладку топочной камеры от износа и разрушения под действием высокой температуры факела и расплавленных шлаков, но в еще большей степени они представляют собой очень эффективную поверхность нагрева, воспринимающую большое количество тепла, излучаемого факелом.
Тем самым топочные экраны становятся очень действенным средством охлаж дения дымовых газов в топочной камере.
Факельные топки для пылевидного топлива разделяют на два класса по способу удаления шлака: а) топки с удалением шлака в твердом состоя нии и б) топки с жидким шлакоудалением.
Камера 1 топки с удалением шлака в твердом состо янии (рис. 6, а) ограничена снизу шлаковой воронкой 3, стенки которой защищены экранными трубами. Эта воронка получила название «холодной». Капли шлака, выпадающие из факела, падают в эту воронку и, так как тем пература среды в ней относительно низка, затвердевают, гранулируясь в от дельные зерна. Из холодной воронки гранулы шлака через горловину 4 попадают в шлакоприемное устройство 5, из которого они специальным ме ханизмом подаются в систему шлакозолоудаления.
Камера 1 топки с жидким шлакоудалением (рис. 6, б) ограничена снизу горизонтальным или слегка наклонным подом, вблизи которого путем тепловой изоляции нижней части топочных экранов поддерживают температуру, превышающую температуру плавления золы. В результате шлак, выпавший из факела на этот под, остается в расплавленном состоянии и вытекает из топки через летку 4 в шлакоприемную ванну 5, наполненную водой, где, затвердевая, растрескивается на мелкие стекловидные частицы.
Топки с жидким шлакоудалением разделяют на две группы: одно камерные (рис. 6, б) и двухкамерные. В последних топочная камера разделена на две: камеру горения, в которой происходит горение топлива, и камеру охлаждения, в которой происходит охлаждение продуктов сгорания. Экраны камеры горения покрывают тепловой изоляцией. Для того чтобы максимально повысить температуру горения с целью более надежного получения жидкого шлака, экраны камеры охлаждения оставляют открыты ми, с тем, чтобы они могли более эффективно снизить температуру продуктов сгорания.
Факельные топки для жидкого и газообразного топлив (рис. 6, в) вы полняют с горизонтальным или слегка наклонным подом, который часто не экранируют.
В очень крупных котельных агрегатах наряду с топочными камерами призматической формы выполняют так называемые полуоткрытые камеры, которые имеют особый пережим, разделяющий топку на две камеры: горения 1 и охлаждения 2. Полуоткрытые камеры выполняют для сжи гания как пылевидного (рис. 6, г), так и жидкого и газообразного топлива.
Факельные топки можно также классифицировать по типу горелок, которые бывают прямоточными и взвихривающими, и по расположению горелок в топочной камере, которые могут размещаться на передней и боковых стенках ее и по углам топочной камеры. В очень крупных котель ных агрегатах возможно также встречное размещение горелок на передней и задней стенках топки.
В вихревых, или, иначе, циклонных, топках, можно сжигать твердое топливо с от носительно высоким содержанием летучих, измельченное до пылевидного состояния или до размеров зерна 4—6 мм, а также (пока в порядке экспери мента) мазут.
Принцип циклонной топки заключается в том, что в горизонтальном (рис. 7, а) или вертикальном (рис. 7, б) цилиндрическом предтопке 1 относительно небольшого диаметра создается газо-воздушный вихрь, в ко тором частицы горящего топлива многократно обращаются до тех пор, пока они не сгорают почти полностью. Продукты сгорания из предтопков при сжигании твердого топлива поступают в камеру дожигания 2, а из нее — в камеру охлаждения 3 и далее в газоходы котельного агрегата. Шлак из предтопков удаляется в жидком виде через летки 5, причем для увеличения количества уловленного шлака между камерой дожигания и камерой охлаждения или между циклонными предтопками и камерой дожигания устанав ливают шлакоулавливающий пучок труб 4. При сжигании мазута, а иногда и твердого топлива камеры дожигания не делают и продукты сгорания вы водят непосредственно из предтопков в камеру охлаждения.
Область применения циклон ных топок — котельные агрегаты относительно высокой производи тельности.
Факельные и циклонные топки часто объединяют в общий класс камерных топок.
Рис. 7. Схемы циклонных топок.
а —топка с горизонтальными циклонными предтопками; б—топка с вертикальными циклонными предтопками.
Кроме перечисленных выше трех основных способов сжигания топлива, существуют еще некото рые промежуточные способы. К ним можно отнести, например, факельно-слоевые топки, в которых уголь ная мелочь сжигается во взвешен ном состоянии, а крупные куски — в слое, и топки с «кипящим» слоем, в которых слой топлива сильно разрыхляется струей воздуха, проходящей через слой с большой скоростью.
Выбор способа сжигания топлива определяется видом и родом топлива, а также величиной паропроизводительности котельного агрегата
Технические характеристики слоевых топок
Количество топлива, которое можно сжечь с достаточной эффектив ностью в данной слоевой топке, и количество тепла, которое можно при этом получить, определяются размерами, а также типом топки и свойствами сжи гаемого топлива.
Основным фактором, определяющим эффективную работу слоевой топки, является тепловое напряжение площади колоснико вой решетки (зеркала горения), представляющее собой отношение:
Q/R = BQнр / R (24)
где В — часовое количество топлива, сжигаемое в данной топке, кг/ч;
R — площадь колосниковой решетки (зеркало горения), м2 .
Величину теплового напряжения зеркала горения в системах тепловых единиц, основанных на калории, выражают в ккал/м2 ч, а в системе СИ —кдж/м2 сек, т. е. в кВт/м2
Оптимальное значение теплового напряжения зеркала горения состав ляет 700—1 400 тыс. ккал/м2 ч в зависимости от типа топки и характеристик топлива.
При сжигании топлива с большим содержанием влаги, золы или ме лочи требуется принимать меньшие значения теплового напряжения зер кала горения; сухое, малозольное или сортированное топливо можно эф фективно сжигать при больших значениях теплового напряжения зеркала горения. Незначительное повышение теплового напряжения зеркала горения по сравнению с оптимальным не вызывает существенных изменений работы топки. Однако при неумеренном повышении его в шлаке и летучей золе появляется значительное количество несгоревшего топлива, т. е. возрастает потеря от механической неполноты сгорания.
Для обеспечения эффективного сжигания летучих, выделившихся из топлива, необходимы достаточный объем топочного пространства и доста точная высота его. Величина топочного объема, требуемая для эффектив ного сжигания летучих, определяется по тепловому напряже нию топочного пространства, которое представляет собой отношение:
Q/V = BQнр / Vт (25)
где Vт — объем топочного пространства, м3.
В системах тепловых единиц, основанных на калории, величину тепло вого напряжения топочного пространства выражают в ккал/м3 ч, а в сис теме СИ — в кдж/м3 сек, т. е. в квт/м3
Оптимальные значения теплового напряжения топочного пространства в зависимости от вида топлива и типа топки составляют (200 - 300) •103 ккал/м2ч. С возрастанием теплового напряжения топочного про странства относительно оптимального постепенно возрастает и потеря тепла от химической неполноты сгорания. Высота топочного пространства для котлов паропроизводительностью 4—10 т/ч должна составлять 2,5—4 м, а для котлов паропроизводительностью 20 т/ч и выше — не меньше 4,0 м.
Большое значение для нормальной работы топки имеет активная длина колосникового полотна. В ручных колосниковых решетках по условиям работы кочегара активная длина колосникового полотна не должна превышать 2,3 м; при механизированной загрузке топ лива на неподвижную колосниковую решетку длина ее должна быть не более 3,5 м, а при механизированной загрузке на движущуюся решетку обратного хода — не более 4,0—6,5 м. Активная длина цепной решетки прямого хода должна быть не менее 4,5 м.
Необходимый для горения воздух целесообразно подавать принуди тельно для обеспечения давления 60 - 100 кГ/м2 под колосниковой решеткой. Это позволяет интенсифицировать процесс горения и облегчает форсировку котла. При сжигании топлива в топке с цепной решеткой прямого хода, где условия зажигания не очень благоприятны, полезно подогревать воз дух для улучшения условий сушки и газификации топлива и повышения температурного уровня процесса горения. При сжигании топлива в топках с забрасывателями и неподвижным слоем можно не подогревать воздух даже при сжигании бурых углей типа подмосковного. Однако при сжигании более влажных углей приходится прибегать к подогреву воздуха. В шахтных топках, где условия зажигания очень благоприятны, можно сжигать при холодном дутье очень влажное топливо, например торф с влажностью до 45—50%.
Лекция 8
Конвективные поверхности нагрева котлов. Водный режим котельных агрегатов. – 2 часа
Элементы паровых котельных агрегатов. Испарительные поверхности нагрева. Циркуляция.
Участие испарительных поверхностей нагрева, т. е. кипятильных пучков и топочных экранов вертикально-водотрубных котлов, а также топочных экранов и фестонов котельных агрегатов экранного типа, в процессе паро образования в котле непрерывно уменьшается с повышением давления пара. Если в котлах низкого давления, производящих насыщенный пар, испари тельные поверхности нагрева составляют 100% общей поверхности нагре ва, то в котельных агрегатах закритического давления испарительные по верхности нагрева почти полностью отсутствуют, так как в закритической области вода, достигшая температуры кипения, переходит в пар без допол нительной затраты тепла. В котельных агрегатах закритического давле ния приблизительно 35% используемого в них тепла затрачивается на по догрев воды до температуры парообразования, а 65% расходуется на пере грев пара.
Система испарительных поверхностей нагрева определяется типом ко тельного агрегата.
Испарительные системы котлов с естественной циркуляцией показаны на рис. 16-1 и 16-2.
Испарительные поверхности нагрева вертикально-водотрубных котельных агрегатов (рис. 16-1) состоят из развитого пучка кипя тильных труб 2, ввальцованных в верхний 1 и нижний 3 барабаны, топоч ных экранов 6, питаемых водой из котельных барабанов через опускные 7 и соединительные 4 трубы из камер (коллекторов) 5.
Барабаны вертикально-водотрубных котлов изготовляют из лис товой стали сварными диаметром 1 000—1 500 мм. Поскольку эти котлы предназначены для работы при давлении 14—40 aтм, толщина стенки бара бана получается относительно небольшой. Например, для котлов типа Д КВР на давление 14 aтм толщина стенки барабана диаметром 1 000 мм равна 13 мм, на давление 24 aтм при том же диаметре барабана — 20 мм и на дав ление 40 aтм при диаметре барабана 960 мм — 40 мм. Штампованные днища барабанов имеют специальные лазы, закрываемые люками.
Коллекторы выполняют обычно из труб диаметром до 219 мм; экранные трубы присоединяют к ним сваркой.
Испарительные поверхности нагрева котельных агрегатов экран ного типа (рис. 16-2) состоят из барабана 2, системы экранных труб 6 и 7 с нижними 9 и 10 и верхними 4 и 5 экранными коллекторами, си стемы опускных труб 8 и системы соединительных труб 3.
Рис. 16-1. Испарительные поверхности нагрева вертикаль вертикально-водотруб ного котла.
Барабаны изготовляют сварными, днища — штампованными. Диа метр барабана в зависимости от паропроизводительности котельного агре гата и давления пара составляет 1 200—1 800 мм при длине, достигающей ~ 18 м. Толщина стенки барабана для котлов с давлением 100 aтм составляет 90—100 мм, а для котлов с давлением 140 aтм — еще больше. Эк ранные коллекторы выполняют из бесшовных труб с наружным диаметром до 426 мм. Тру бы экранной системы бесшовные с наружным диаметром 51—60мм ; их присоединяют к коллек торам на сварке, к барабанам при среднем дав лении—вальцовкой, а при высоком давлении— сваркой.
Рис 16-1 Испарительные поверхности
нагрева котельного агрегата экранного Рис. 16-3 Схема контура
типа естественной циркуляции
воды.
Для обеспечения надежной работы и рас четной производительности котельного агрегата большое значение имеет правильная организа ция движения воды в испарительных поверхно стях нагрева. Надежная работа может быть обеспечена только в том случае, когда вода, дви жущаяся в кипятильных и экранных трубах, ра ботающих при повышен ной температуре, создаст необходимое охлажде ние металла этих труб, так как снижение меха нической прочности ме талла при повышении температуры может при вести к разрушению их. Расчетная паропроизводительность достигается тем, что при правильно организованном движе нии воды и пароводяной смеси обеспечивается эффективное использо вание всех труб испари тельной поверхности на грева котла.
Естественная цир куляция в кипятильных и экранных трубах про исходит под действием гравитационных сил, обусловливаемых разностью плотностей воды и пароводяной смеси, находящихся в поле тяготения. Для возможности возникновения естественной циркуляции должен существо вать замкнутый циркуляционный контур (рис. 16-3), состоящий из двух систем вертикальных или наклонных труб, соединенных последовательно и заполненных водой. Если этот контур попадает в такие условия, что одна система труб обогревается больше, чем другая, или одна система труб обо гревается, а другая — нет, то вода, заполняющая контур, приходит в дви жение, причем находящаяся в сильно обогреваемых трубах вода начинает подниматься, а находящаяся в менее обогреваемых или совсем не обогре ваемых трубах — опускаться. Причиной, вызывающей это движение, явля ется уменьшение плотности воды в более обогреваемых трубах в результа те повышения ее температуры. Вследствие этого давление на воду в нижней части контура, вызванное силой тяготения, становится неодинаковым и вода приходит в движение. Если подвод тепла к контуру приведет к парооб разованию в обогреваемых трубах, то это еще больше увеличит разность плотностей воды и пароводяной смеси, и скорость движения — циркуля ция — усилится. Скорость циркуляции будет возрастать с увеличением обо грева трубы, так как при этом усиливается интенсивность парообразова ния в трубе и в большей степени уменьшается плотность пароводяной смеси. Так как причиной возникновения естественной циркуляции является сила тяжести, то естественная циркуляция будет происходить тем эффективнее, чем выше будет величина ускорения силы тяжести и наоборот.
Отношение количества воды, вошедшей в испарительный контур, к количеству пара, который вырабатывается за то же время этим контуром, называют кратностью циркуляции. Для котлов с естествен ной циркуляцией кратность циркуляции колеблется от 8 до 50.
Паровые котлы, как правило, имеют по два-три и более параллельно работающих циркуляционных контура. Например, испарительная поверх ность нагрева котла ДКВР, показанная на рис. 16-1, имеет три циркуляцион ных контура: один, образуемый кипятильными трубами котла, и два, образуемые экранами. Часть питательной воды, поступающей в верхний ба рабан 1 котла по группе кипятильных труб, являющихся опускными, про ходит в нижний барабан 3. Здесь вода разделяется на три потока: один из них по группе кипятильных труб, являющихся подъемными, возвращается в верхний барабан в виде пароводяной смеси, а два других по соединитель ным трубам 4 проходят в нижние коллекторы 5 экранов, затем в экранные трубы и, наконец, также в виде пароводяной смеси, в верхний барабан котла. Другая часть питательной воды, поступающей в котел, из верхнего бараба на котла по опускным трубам 7 также поступает в коллекторы б, увеличивая надежность питания их.
В циркуляционных контурах экранного котельного агрегата (рис. 16-2) вода из барабана 2 по опускным водоподводящим трубам 8 поступает в пе редний и задний нижние коллекторы 9 и в нижние боковые коллекторы 10. Из названных коллекторов вода распределяется по экранным трубам 6 и 7, покрывающим стены топки. Поднимаясь по экранным трубам, вода под действием лучистой теплоты факела частично испаряется, образуя пароводяную смесь. Из экранных труб пароводяная смесь по соедини тельным трубам 3 поступает в барабан 2, в котором пар отделяется от воды и выходит из барабана по паропроводу 1, а вода возвращается в циркуляционный контур.
Описанная схема циркуляции носит принципиальный характер. В каждом конкретном котельном агрегате экранного типа она приобре тает свои отличительные особенности.
Нарушение циркуляции обычно вызывается тепловой и гидравлической неравномерностью работы параллельно включенных труб. В этом отноше нии различают опрокидывание циркуляции, возникновение свободного уровня воды в трубах и расслоение потока пароводяной эмульсии.
Под опрокидыванием циркуляции понимают яв ление, когда в результате общих нарушений нормального режима работы котла (неравномерное распределение температуры по ширине котла, шлако вание и др.) слабо обогреваемые подъемные трубы, выведенные в водя ной объем котла, начинают работать как опускные. Так как при этом скорость воды в этих трубах обычно оказывается незначительной и непосто янной, то образующиеся в воде паровые пузыри попеременно либо очень медленно всплывают, либо так же медленно сносятся потоком вниз. Проис ходящее при этом объединение паровых пузырей может достигнуть пре дела, когда значительная часть трубы заполняется паром. Это вызывает резкое повышение температуры стенки трубы, так как величина коэффици ента теплоотдачи от стенки трубы к пару в несколько десятков раз меньше величины коэффициента теплоотдачи от стенки трубы к кипящей воде.
Если при этом температура стенки трубы превысит допустимую по условиям прочности металла, труба может разорваться.
Свободный уровень воды может образоваться в слабо обогре ваемых трубах, выведенных в паровое пространство барабана, при параллель ной работе их с сильно обогреваемыми трубами. В этом случае может возникнуть такой режим, при котором вся циркулирующая вода начнет поступать только в сильно обогреваемые трубы. В результате в слабо обо греваемых трубах появится свободный уровень воды, так как высота столба воды в них, уравновешивающая высоту столба более легкой пароводяной смеси в сильно обогреваемых трубах, станет меньше высоты трубы. Отрезок трубы над свободным уровнем окажется заполненным паром; охлаждение этой части трубы из-за малой теплоотдачи от внутренней ее поверхности к пару прекратится, и труба может постепенно нагреться до опасной тем пературы и разорваться.
Расслоение потока может возникнуть при движении парово дяной смеси с небольшой скоростью в горизонтальных и слабонаклонных трубах: по нижней части трубы начинает двигаться вода, а по верхней — пар. В результате такого расслоения отвод тепла от верхней части трубы уменьшается, что может привести к чрезмерному повышению температуры металла и разрыву трубы.
Так как нарушение интенсивного охлаждения кипятильных труб, на ступающее при опрокидывании циркуляции, образовании свободного уров ня в трубах и расслоении пароводяной смеси, может привести к аварийному выходу котла из работы, то при проектировании циркуляционных схем паровых котлов уделяют большое внимание исключению возможности возникновения этих ненадежных режимов работы.
При проектировании топочных экранов стремятся по возможности вы ровнять тепловосприятие всех труб каждого контура. Для этого, в част ности, прибегают к секционированию экранов, при котором трубы, покры вающие каждую стену топки, разделяют на секции по ширине стены с самостоятельными подводом воды и отводом пароводяной смеси. Стре мятся также повысить кратность циркуляции в экранных контурах, что достигается по возможности предельным уменьшением сопротивления опускных и пароотводящих труб путем увеличения их сечения и выпол нения пароотводящих труб минимальной длины при увеличении высоты экранов.
Испарительные системы котлов с многократной принудительной циркуляцией выполняют различно. Их основной особенностью является исполь зование труб небольшого диаметра: 42—32 мм, а иногда и менее. Циркуля ция в этих котлах происходит под действием внешних сил, что достигается установкой насосов. При этом, однако, действие гравитационных сил сох раняется, но оно перестает быть решающим. Кратность циркуляции в котлах с многократной принудительной цир куляцией составляет 5—10.
Основной особенностью работы котлов с многократной принудительной циркуляцией является неравномерное распределение воды по параллельно включенным трубам контура, которое проявляется значительно сильнее, чем в котлах с естественной циркуляцией. Это объясняется тем, что в кон турах котельных агрегатов с принудительной циркуляцией гидродинамиче ское сопротивление труб оказывается значительно большим, чем в контурах с естественной циркуляцией.
Указанная неравномерность распределения воды приводит к значительной неравномерности — разбегу величин энтальпии пароводяной смеси на выходе из различных труб контура, что может повлечь за собой перегрев металла тех труб, в которые поступает мало воды, и как следствие к их разрушению. Такую неравномерность устраняют установкой в трубах дросселирующих шайб.
В прямоточных котлах движение воды и пароводяной смеси определя ется теми же уравнениями и носит тот же характер, что и в котлах с много кратной принудительной циркуляцией, с той, однако, разницей, что вода и пароводяная смесь проходят через испарительную систему однократно.
Сепарирующие устройства барабанных паровых котлов предназнача ются для отделения от насыщенного пара, образовавшегося в котле, содер жащихся в нем капель воды. В этих каплях в растворенном состоянии на ходится соответствующее количество тех примесей, которые содержатся в котловой воде; таким образом, с этими каплями пар, выходящий из ба рабана котла, выносит некоторое количество минеральных примесей.
После испарения капель воды, в пароперегревателе вынесенные соли отлагаются на внутренней поверхности змеевиков, вследствие чего ухудша ются условия теплообмена и возникает нежелательное повышение темпера туры трубок пароперегревателя. Соли могут также отложиться в армату ре паропроводов, приводя к нарушению ее плотности и в проточной части паровой турбины, приводя к снижению экономичности ее работы и созда вая вибрацию.
Капли воды образуются при прохождении пара через поверхность воды в барабане (зеркало испарения). Проходя через воду, пар разрывает ее поверхностный слой, в результате чего образуются капли, ко торые выбрасываются в паровое пространство барабана, причем мелкие капли уносятся паром. Унесенную влагу разделяют на грубодисперсную (сепарируемую), которую можно сравнительно легко отделить от пара ме ханическими средствами, и мелкодисперсную (несепарируемую), которую механическими средствами отделить от пара не удается.
Влажный пар характеризуется влажностью его и солесодержанием. Влажностью насыщенного пара называют отношение массы содер жащейся в нем влаги к общей массе влажного пара, выраженное в процен тах.
Солесодержанием пара называют отношение произведения средней влажности насыщенного пара и содержания солей в котловой воде к 100.
С п= W Cк.в./100, мг/кг
где W — средняя влажность насыщенного пара, %
Cк.в — содержание солей в котловой воде, мг/кг.
Влажность пара, выходящего из барабана котла, увеличивается с по вышением паронапряжения зеркала испарения, т. е. с возрастанием отношения часового количества пара, произведенного кот лом (м3/ч), к площади зеркала испарения (м2), с повышением паронапря жения парового объема котла, т. е. с повышением отношения часового количества пара, произведенного котлом (м3/ч), к объему парового пространства барабана (м3), и с подъемом уровня воды в барабане.
Осложнения, вызываемые уносом котловой воды, требуют снижения влажности и солесодержания пара, выходящего из барабана котла. В прин ципе это может быть достигнуто уменьшением рабочего паронапряжения зеркала испарения и парового объема барабана. Однако для котла данной производительности уменьшение этих параметров связано с увеличением размеров барабана котла и, следовательно, удорожанием его; поэтому та кой способ снижения влажности пара не является целесообразным.
Снижения влажности пара достигают рациональной организацией ввода пароводяной смеси в барабан, обеспечением равномерного распреде ления пара в паровом пространстве барабана, а также установкой специаль ных устройств — сепараторов, предназначенных для отделения ка пель котловой воды от пара. В сепараторах используют различные механи ческие эффекты, как-то гравитацию, инерцию, пленочный эффект и др.
Гравитационная сепарация осуществляется, естественно, в процессе движения пара в барабане котла вверх, к выходу из него. Для выравнивания скорости подъема пара по барабану в его водяное простран ство (рис. 17, а) погружают дырчатый лист 1. Для дополнительного вы равнивания скорости подъема пара в барабане ставят пароприемный дыр чатый лист 2, что также улучшает гравитационную сепарацию.
Инерционная сепарация (рис. 17, б и в) осуществляется соз данием резких поворотов потока пароводяной смеси, поступающей в бара бан котла из экранных или кипятильных труб, путем установки отбойных щитков 3. В результате вода из пароводяной смеси как более плотная (инертная) выпадает из потока, а пар как менее плотный (инертный) поднимает ся к выходу их барабана. Сепарация может быть улучшена установкой на пути пара жалюзийной решетки 4, в которой пар претерпевает дополни тельные изменения направления движения, в результате чего (также под воздействием силы инерции) происходит дополнительное отделение ка пель воды от пара.
Рис. 17. Схемы сепарационных устройств.
а — погружной дырчатый лист; б—отбойные и распределительные щитки; в — жалюзийный сепаратор; г — внутрибарабанный циклон; д — швеллерковый сепаратор.
На инерционном принципе построена и циклонная сепара ция (рис. 17, г), осуществляемая подачей пароводяной смеси в центро бежные циклоны 5, в которых вода отбрасывается к стенкам и затем стекает в водяное пространство барабана, а пар выходит через цент ральную трубу циклона. Циклонная сепарация очень эффективна. Циклоны можно устанавливать в барабане либо выносить наружу.
Пленочная сепарация основана на том, что при ударе влажного пара о развитую твердую увлажненную поверхность мельчайшие частицы влаги, содержащейся в паре, прилипают к этой поверхности, образуя на ней сплошную водяную пленку. Влага в этой пленке дер жится достаточно крепко и не отрывается струей пара, но вместе с тем при вертикальном или наклонном расположении стенки беспрепятственно и беспрерывно стекает. Эффект пленочной сепарации используется в швеллерковых сепараторах (рис. 17, д), в которых разви тая твердая поверхность для образования пленки создается системой на клонно расположенных и входящих один в другой швеллерков 6.
Применение сепарационных устройств позволяет снизить содержание влаги в паре до 0,1—0,15%.
При высоком давлении водяной пар приобретает свойство непосредствен но растворять некоторые твердые примеси, содержащиеся в котловой воде, причем это свойство его резко усиливается с повышением давления. В частности, при давлении 70 aтм пар начинает растворять заметное количество кремниевой кислоты и хлористого натрия. При снижении давления эти примеси выделяются, образуя твердые отложения на металлических повер хностях. В частности, кремниевая кислота начинает отлагаться в виде SiO2 на лопатках паровых турбин в области давлений ниже 20 aтм, нарушая нор мальную работу турбины.
Таким образом, при высоком давлении загрязненность пара, произво димого котлом, начинает определяться не только величиной механического уноса капель котловой воды, но и растворимостью в паре содержащихся в воде нелетучих соединений. В результате в котлах высокого давления ме ханическая сепарация не может обеспечить надлежащее качество пара.
Поскольку при данной влажности солесодержание пара изменяется пропорционально солесодержанию котловой воды, содержание солей в паре можно снизить уменьшением содержания солей в котловой воде. Это, одна ко, нецелесообразно, так как требует усиленной продувки котла. В связи с этим для котлов высокого давления применяют схему уменьшения солесодержания пара промывкой его питательной водой. Пар после пред варительной сепарации из него капель котловой воды направляют в про мывочное устройство, в котором он проходит (барботирует) через слой пи тательной воды. Солесодержание питательной воды обычно в несколько десятков раз меньше солесодержания котловой воды, поэтому в результате такой промывки солесодержание пара резко снижается, поскольку соли его растворяются в промывочном воде.
Промывка пара питательной водой приводит также к тому, что содер жание в промытом паре растворенных твердых веществ и, в частности, кремниевой кислоты уменьшается в десятки раз. При этом эффект промывки оказывается тем большим, чем больше количество промывающей питатель ной воды. На промывку поступает вода, прошедшая водяной экономайзер; количество воды, подаваемой на промывку, составляет обычно 25—100% общего количества питательной воды.
Пароперегреватели
Пароперегреватель, обычно отсутствующий в промышленных котель ных агрегатах либо служащий только для небольшого перегрева пара, в энергетических котельных агрегатах становится особенно важной поверх ностью нагрева. Это обусловлено тем, что с повышением давления и темпе ратуры пара относительная доля тепла, расходуемого на перегрев, заметно возрастает, поскольку с ростом температуры перегретого пара его энталь пия увеличивается, а с повышением давления насыщенного пара она умень шается.
Различают пароперегреватели конвективные и комбинированные.
Конвективный пароперегреватель размещают в газоходе котельного агрегата, обычно сразу же за топкой, отделяя его от топки двумя-тремя
Рис. 18-1. Пароперегреватель котельного агрегата типа ДКВР.
рядами кипятильных труб в вертикально-водотрубных кот лах или небольшим фестоном, образованным трубами заднего экрана, в котельных агрегатах экран ного типа. Комбини рованный паропере греватель состоит из кон вективной части, разме щаемой там же, где и конвективный паропере греватель, а также радиационной и полурадиацион ной частей, размещаемых в топке.
Конвективный паро перегреватель устанавли вают в котельных агрега тах низкого, среднего и — в отдельных случаях, вы сокого давления, когда температура перегретого пара не превышает 440— 510° С. В котельных агре гатах высокого и закритического давления, когда возникает необходимость очень высокого перегрева пара, устанавливают паро перегреватели комбиниро ванного типа.
В мощных котельных агрегатах высокого и закритического давления различают также первич ный и промежуточный па роперегреватели. В пер вичном пароперегрева теле осуществляют пер вичный перегрев произ веденного котлом пара перед подачей его в турби ну. В промежуточ ном пароперегревателе повторно перегревают пар, после того как он прохо дит часть высокого давления турбины, до температуры, близкой к на чальной.
Изготовляют пароперегреватели из стальных труб наружным диа метром от 28 до 42 мм, изгибаемых в змеевики большей частью с вертикаль ным расположением их. Скорость пара в трубах пароперегревателя выби рают, исходя из условия обеспечения надежности температурного режима труб, руководствуясь значениями массовой скорости для первичных пароперегревателей 500—1 200 кг/м2ч. При выборе скорости движения пара учитывают, что гидравлическое сопротивление пароперегревателя не должно превышать 10% рабочего давления пара. Большинство паро перегревателей имеет специальное устройство для регулирования темпе ратуры пара.
Конвективный пароперегреватель котла ДКВР (рис. 18-1) изготовля ется из стальных цельнотянутых труб 3 диаметром 32 x 3 мм. Входные концы труб пароперегревателя развальцованы в верхнем барабане 1 котла, выходные приварены к камере перегретого пара 2, которая у котлов давле нием 14 и 24 атм. выполнена из трубы диаметром 133 X 5 мм, а у котлов давлением 40 amм — из трубы диаметром 133 X 16 мм. Для возможности выноса пароперегревателя при ремонте через левую боковую стену котла змеевики имеют чередующийся шаг: 90 и 60 мм, а крайние трубы кипятиль ного пучка в области пароперегревателя расположены с шагом 150 мм.
Узел А
Рис. 18-2. Конвективный пароперегреватель котельного агрегата экранного
типа, а—общий вид; б—детали крепления.
Пароперегреватели унифицированы по профилю для котлов на давле ния 14 и 24 amм и для котлов на давление 40 amм; кроме того, они унифициро ваны для всех котлов по диаметру труб и камер. В котлах различной паропроизводительности пароперегреватели различаются числом параллельно включенных змеевиков. Число петель в змеевике изменяется от одной при перегреве пара до 250° С до пяти при перегреве пара до 440° С. Паропере греватели котлов на давление 14 и 24 amм выполняют одноходовыми, на давление 40 атм — двухходовыми.
Конвективный пароперегреватель котельных агрегатов экранного типа обычно выполняют из двух последовательно расположенных групп змееви ков. На рис. 18-2 показан пароперегреватель экранного котельного агрега та с естественной циркуляцией. Насыщенный пар из барабана котла поступает в камеру 2, из которой он проходит в систему змеевиков 6 второй по ходу газов ступени паропере гревателя. В этой ступени пар движется навстречу потоку дымовых газов, т. е. здесь осуществляется противоточное движение теплоносителей, кото рое характеризуется большим значением величины усредненного перепада температур, что повышает эффективность использования поверхности на грева для передачи заданного количества тепла.
Пройдя вторую ступень пароперегревателя, частично перегретый пар поступает в ее выходную камеру 4, служащую промежуточной камерой. От сюда пар через систему перепускных труб передается во вторую промежуточ ную камеру 5, которая вместе с тем является входной камерой в первую по ходу газов ступень пароперегревателя 1. Трубки этой ступени собирают так,
Рис. 18-3. Конвективно-радиационный пароперегреватель котла экранного типа.
чтобы обеспечить движение пара по смешанной прямоточно-противоточной схеме, облегчающей условия работы первых по ходу газов рядов пароперегревательных трубок, так как в них поступает пар относительно низ кой температуры. Пройдя первую ступень пароперегревателя, окончатель но перегретый пар направляется в камеру перегретого пара 3, а из нее — в главный паропровод.
Коэффициент теплопередачи в пароперегревателе зависит от рода сжигаемого топлива, главным образом от его влажности и содержания водорода. Поэтому для получения одинаковой температуры перегретого
пара в котельных агрегатах, предназначенных для работы на различных
видах топлива, приходится в каждом случае устанавливать пароперегрева тели с поверхностями нагрева различной величины. Для упрощения этой
задачи при изготовлении котельного агрегата на заводе поверхность нагре ва первой по ходу газовой группы змеевиков пароперегревателя выполняют
одинаковый для всех выпускаемых котлов данного типа, а поверхность на грева змеевиков второй группы изменяют в зависимости от характеристики
сжигаемого топлива. При этом положение камер и подвесок и конструкция
потолка остаются неизменными.
Комбинированный пароперегреватель котельного агрегата высокого давления, состоящий из конвективной, радиационной и полурадиационной частей, схематически показан на рис. 18-3. Пар из барабана 1 поступает в радиационную часть 2, размещенную на потолке топочной камеры, затем в полурадиационную часть 3, выполненную в виде ширмового пароперегре вателя, размещенного на выходе из топки, и далее по потолочным трубам 4 — в первую ступень конвективного пароперегревателя 5. Пройдя эту ступень, пар через пароохладитель 6 и вторую ступень конвективного паро перегревателя 7 выходит в сборный коллектор (камеру) перегретого пара.
Радиационная часть пароперегревателя характерна тем, что она, так же как и топочные экраны, воспринимает тепло путем излучения от факела. Ее размещают не только на потолке топочной камеры, но и на стенах ее, часто между трубами экрана. Полурадиационные ширмовые пароперегреватели выполняют в виде отдельных плоских ширм из параллель но включенных труб. Эти ширмы размещают параллельно на расстоянии 500 — 2000мм на выходе из топки перед фестоном. Тепло ширмовый паропе регреватель воспринимает как конвекцией от дымовых газов, омывающих его трубы, так и излучением слоя этих газов, проходящих между отдельными ширмами.
Гидродинамика пароперегревателя характеризуется неравномерностью распределения и перегрева пара по параллельно включенным трубам. Концентрированный ввод пара во входной коллектор приводит к тому, что пар распределяется по отдельным многочисленным параллельно включен ным трубам пароперегревателя неравномерно. В результате в тех трубах, в которые поступает мало пара, температура его на выходе из трубы полу чается более высокой, чем пара на выходе из тех труб, в которые поступает много пара. Это явление дополнительно осложняется еще тем, что по ширине газохода трубы пароперегревателя обогреваются дымовыми газами нерав номерно; в средней части газохода трубы получают больше тепла, чем по его краям.
Отношение максимального приращения энтальпии пара в отдельной трубе пароперегревателя ∆iтр к среднему для всего пароперегревателя ∆iпп равное:
ρ =∆iтр /∆iпп
называют тепловой разверкой труб пароперегревателя.
Для современных котельных агрегатов с давлением 40 am и выше теп ловая разверка труб пароперегревателя чревата опасными последствиями: стенки тех труб, через которые проходит мало пара, могут нагреться до температуры, превышающей допустимую для данной марки стали, что мо жет привести к повреждению трубы.
Тепловую разверку труб пароперегревателя можно уменьшить различ ными способами: рассредоточенным вводом пара во входные коллекторы; разделением пароперегревателя на две-три последовательно включенные ступени со смещением пара между этими ступенями; разделением паропере гревателя на две-три параллельные части по ширине котельного агрегата с передачей пара из одной части в другую.
Регулирование температуры перегретого пара в энергетических котель ных агрегатах необходимо для обеспечения надежной и беспе ребойной работы не только котельных агрегатов, но и паровых турбин. При изменении режима работы котельного агрегата температура перегре того пара, выходящего из пароперегревателя, может изменяться в широких пределах. Между тем в пароперегревателях, предназначенных для получе ния перегретого пара высокой температуры (440—570° С), металл работает при температуре, близкой к предельной для стали выбранной марки. В результате даже незначительное повышение температуры перегретого пара но сравнению с расчетным может привести к недопустимому по условиям прочности повышению температуры металла труб пароперегревателя и как следствие к выходу его из строя. По этой причине, а также для обеспечения нормальных условий работы турбины, которая тоже очень чувствительна к повышению температуры перегретого пара, в котельных агрегатах высокого давления особое значение приобретают вопросы регулирования температуры пара. Температура пара в рассматриваемых котлах регулируется в основ ном тремя методами: охлаждением перегретого пара в поверхностном теплообменнике пароохладителя или впрыском воды; изменением тепловосприятия пароперегревателя рециркуляцией топочных газов из газохода конвективной шахты в нижнюю часть топочной камеры; изменением положения ядра факела по высоте топки при установке горелок в три—пять ярусов. Наиболее распространено регулирование температуры перегретого пара поверхностными пароохладителями, представля ющими собой трубчатый теплообменник, который обычно размещают во входном 2 (на рис. 18-2) или промежуточном коллекторе пароперегрева теля. Охлаждение пара достигается путем отвода от него тепла питатель ной водой, часть которой пропускают по трубкам теплообменника. Из теп лообменника питательная вода возвращается в питательную линию, так что тепло, отнятое от пара в пароохладителе, не теряется, а возвращается в котел. Изменяя количество воды, подаваемое в пароохла дитель, можно изменить количество отнятого от пара тепла и тем самым отрегулировать температуру пара. Обычно через пароохладитель пропуска ют 30—60% общего расхода питательной воды.
Водяные экономайзеры
Водяной экономайзер в современном котельном агрегате воспринимает 12—18% общего количества полученного им тепла.
Водяные экономайзеры выполняют двух типов: чугунные из ребрис тых труб и стальные гладкотрубные. Чугунные ребристые во дяные экономайзеры устанавливают в котлах небольшой паропроизводительности давлением до 24 amм. Стальные гладкотрубные экономайзеры можно устанавливать в котельных агрегатах любой произ водительности и давления, но преимущественно они получили распростра нение для котельных агрегатов средней и большой паропроизводительности при давлении 40 атм и выше.
Чугунный ребристый водяной экономайзер (рис. 19-1) представляет со бой систему ребристых труб 1, которые собраны в колонну, состоящую из нескольких горизонтальных рядов. Число труб в горизонтальном ряду определяется из условия получения требуемой скорости движения про дуктов сгорания (6—9 м/сек при номинальной нагрузке), а число горизон тальных рядов — из условия получения требуемой поверхности нагрева экономайзера.
На концах экономайзерных труб имеются квадратные приливы — фланцы 2 несколько большего размера, чем ребра на трубе. Эти фланцы после сборки экономайзера образуют две сплошные металлические стенки. Газоход экономайзера отделяется от окружающей среды с двух сторон этими стенками, а с двух других сторон — кирпичной обмуровкой или обшив кой 6. Экономайзерные трубы соединяются чугунными деталями — кала чами 3 и 4, присоединяемыми к трубам на фланцах.
Вода из питательной линии подается в одну из крайних нижних труб экономайзера, а затем последовательно проходит через эти калачи по всем трубам, после чего поступает в котел. Применением описанной схемы дви жения воды достигается скорость ее, обеспечивающая смывание со стенок труб пузырьков воздуха, которые выделяются из воды при иагреве ее и мо гут послужить причиной разъедания металла труб. Движение воды сверху вниз не допускается во избежание возникновения гидравлических ударов.
Температура воды при входе в экономайзер должна превышать темпе ратуру точки росы дымовых газов не менее чем на 10° С, чтобы исключить возможность конденсации водяных паров, входящих в состав дымовых газов, и осаждения влаги на трубах экономайзера. Конечная температура воды, подогретой в чугунном водяном экономайзере, при установке его к котлам с непрерывным питанием, а также к котлам с малым объемом воды в барабане при установке автоматических регуляторов питания, должна быть ниже температуры насыщения при данном давлении не менее чем на 20° С, чтобы исключить парообразование в экономайзере и гидравлические удары. Выхов Коды
а)
Рис. J9-1. Чугунный ребристый одноходовой водяной экономайзер
а — общий вид (трубы условно показаны без ребер);
-
Ход газов
б —детали экономайзера; в и г—схемы включения.
Во всех остальных случаях конечная температура воды должна быть ниже температуры насыщения при данном давлении не менее чем на 40Э С.
Дымовые газы в водяном экономайзере целесообразно направлять сверху вниз, так как при этом создается противоток, и улучшаются условия теплообмена, в результате чего снижается температура дымовых газов за водяным экономайзером. При установке водяного экономайзера за котлом типа ДКВР температура дымовых газов перед экономайзером составляет 280—300° С. Для очистки наружной поверхности труб экономайзера от золы и сажи их обдувают перегретым паром или сжатым воздухом при по мощи специальных обдувочных устройств 5.
В России изготовляют чугунные ребристые экономайзеры ВТИ. Длина отдельной трубы составляет 2 000 мм для экономайзеров, устанавливаемых к котлам паропроизводительностью до 10 т/ч, и 3 000 мм для экономай зеров, устанавливаемых к котлам большей паропроизводителыюсти; диаметр трубы в свету 50 мм, а поверхность нагрева ее соответственно 2,95 и 4,49 м2. Эти экономайзеры можно устанавливать к котлам с рабочим давлением до 24 amм. Расчетное давление экономайзеров 30 amм.
Допускается размещать в горизонтальном ряду от 4 до 18 труб. Число горизонтальных рядов труб по условиям обеспечения эффективной обдувки принимают не больше восьми. При большем числе горизонтальных рядов труб экономайзер разделяют на соответствующее число последовательно расположенных по высоте отдельных групп, между которыми оставляют разрывы для размещения обдувочных труб.
Рис. 19-2. Стальной гладкотрубный водяной экономайзер котельного агрегата
экранного типа.
Заводы поставляют чугунные экономайзеры отдельными деталями со сборкой на месте монтажа либо в виде блоков из труб длиной 2 000 мм в облегченной обмуровке с металлической обшивкой. Блоки выпускают двух типов — одноколонковые и двухколонковые. Первые устанавливают к котлам ДКВР паропроизводительностью от 2,5 до 10 т/ч включительно, вторые — к котлам ДКВР паропроизводительностью от 4 до 20 т/ч включительно.
Обычно водяной экономайзер присоединяют к котлу непосредственно трубопроводом без запорной арматуры (но с обратным клапаном). Однако такое присоединение (рис.19-1, в) имеет тот недостаток, что при растопке котла теряется довольно много питательной воды. Поскольку при растопке котел не дает пара, воду, которую пропускают через водяной экономайзер для его охлаждения и которая затем проходит в котел, приходится удалять, спуская ее через продувочную линию. Поэтому во многих случаях преду сматривают особую «обгонную» линию, через которую воду, нагревшуюся в экономайзере при растопке котла, возвращают в питательный бак (рис. 19-1,г).
Гладкотрубный стальной водяной экономайзер (рис. 19-2) выполняют из стальных труб 3 наружным диаметром 28—38 мм, изогнутых в виде го ризонтальных змеевиков и завальцованных или приваренных к сборным коллекторам. Питательная вода поступает в нижний коллектор экономайзера 1. Нагретая вода выходит из верхнего коллектора 2 и направляется в барабан котла по нескольким необогреваемым трубам, расположенным вне газохода, или большому числу труб, проходящих под потолком газохода. Водяные экономайзеры с большой поверхностью нагрева выполняют из отдельных пакетов высотой до 1,5 м.
Движение дымовых газов (сверху вниз) и воды (снизу вверх) в эконо майзере происходит противоточно. Расположение труб в экономайзере обычно шахматное, но оно может быть и коридорным.
В котельных агрегатах экранного типа температура дымовых газов пе ред экономайзером составляет приблизительно 600° С. Температура воды, поступающей в экономайзер котельных агрегатов среднего давления равна 145° С, а котельных агрегатов высокого давления 215—230° С. Температура воды, выходящей из экономайзера, близка к температуре кипения либо равна ей, причем в последнем случае часть воды, прошедшей экономайзер, может превратиться в пар. Таким образом, вода в экономайзере экранного котельного агрегата нагревается приблизительно на 90—105° С. Экономай зеры, в которых в условиях нормальной работы котла температура нагре ваемой воды на выходе из экономайзера не достигает температуры кипения, называют некипящими, а экономайзеры, в которых в тех же условиях вода нагревается до температуры кипения, причем часть воды испаряется, называют кипящими. Обычно в кипящем водяном экономайзере испаря ется до 10—15% проходящей через него воды. Минимальную скорость ды мовых газов в экономайзере при сжигании твердого топлива принимают не ниже 6 м/сек по условиям предотвращения заноса летучей золой. Верхний предел скорости по условиям эолового износа ограничивают 9—10 м/сек. Скорость воды в стальных некипящих экономайзерах или некипящей части кипящих экономайзеров принимают не меньше 0,3 м/сек при номинальной нагрузке котла. В кипящей части экономайзера во избежание перегрева металла труб при расслоении пароводяной смеси минимальную скорость воды принимают не менее 1 м/сек. При этом температура воды при входе в кипящую часть экономайзера должна быть не менее чем на 40° С ниже тем пературы кипения воды при данном давлении.
Воздухоподогреватели
Воздухоподогреватель воспринимает приблизительно 7—15% тепла, полезно отданного в котельном агрегате.
Воздухоподогреватели делятся на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативном воздухоподогревателе тепло дымовых газов передается воздуху в постоянном процессе через стенку, разделяющую по токи воздуха и дымовых газов. В регенеративном воздухоподогре вателе тепло передается металлической насадкой, которая периодически нагревается теплом горячих дымовых газов, а затем отдает аккумулированное тепло потоку холодного воздуха, который при этом нагревается.
Рекуперативный воздухоподогреватель современного котельного агре гата (рис. 20-1 и 20-2) представляет собой систему параллельно располо женных стальных тонкостенных труб 2, вваренных в плоские трубные доски. Трубы применяют сварные, наружным диаметром 25—51 мм, тол щиной стенки 1,25—1,50 мм. Их размещают в шахматном порядке; расстоя ние между наружной стороной соседних труб составляет 9—15мм. Дымовые газы проходят внутри труб; нагреваемый воздух омывает трубы снаружи в поперечном направлении. Скорость дымовых газов принимают равной 10—14 м/сек для предотвращения оседания золы на стенках труб; при такой скорости происходит самообдувка воздухоподогревателя. Скорость воздуха принимают приблизительно в 2 раза меньшей скорости дымовых газов.
Воздухоподогреватели с небольшой поверхностью нагрева, устанавли ваемые к котлам типа ДКВР, выполняют одноходовыми и двухходовыми по газовой стороне; воздухоподогреватели с большой поверхностью нагрева, устанавливаемые в крупных котельных агрегатах, по газовой стороне вы полняют только одноходовыми.
В двухходовой воздухоподогреватель, устанавливаемый к котлам типа ДКВР (рис. 20-1), дымовые газы входят сверху, проходят внутри труб диаметром 40 x 1,5 мм в поворотную камеру 3 и затем по трубам 4 выходят из воздухоподогревателя вверх. Трубы вварены в трубные доски 1. По воз душной стороне воздухоподогреватель тоже двухходовой. Подогреваемый воздух движется горизонтально, омывая трубы 2—4 снаружи. Движение воз духа направляется обшивными листами 5, перегородкой 6 и перепускным коробом 7. Наружные поверхности воздухоподогревателя покрывают слоем тепловой изоляции толщиной 50 мм. Воздухоподогреватели выпол няют четырех типоразмеров с поверхностью нагрева 85, 140, 233 и 300 м2 для подогрева воздуха до 150—250° С. В одноходовых воздухоподогревателях (рис. 20-2) ввиду относительно большой длины труб 2 межтрубное пространство для обеспе чения достаточной скорости воздуха разделяют промежуточными трубными досками 8 на два или несколько ходов. Воздух проходит последовательно перекрестным током из одного хода в другой по перепускным коробам 7. Трубную систему воздухоподогревателя отделяют от окружающей среды плотной листовой металлической обшивкой, которую, как и перепускные коробы, покрывают тепловой изоляцией. У котельных агрегатов экранного типа воздухоподогреватель обычно размещают па раме, связанной с каркасом котельного агрегата. Поверх ность нагрева воздухоподогревателей для крупных котельных агрегатов получается очень большой. Поэтому для удобства транспорта и монтажа воздухоподогреватель выполняют из отдельных секций (кубов). Размеще ние воздухоподогревателя в нисходящей шахте котельного агрегата обу словливает противоточное движение газов (вниз) и воздуха (вверх). Это обеспечивает эффективное использование поверхности нагрева воздухо подогревателя.
Рис. 20-1. Стальной гладкотрубный воздухоподогреватель для котлов малой произ водительности.
Вход дымобых. газоб
А А
Рис. 20-2. Элемент стального трубчатого воздухоподогревателя для котельного агре гата большой паропроизводительности. Обозначения те же, что и на рис.20-1.
В зависимости от требуемой температуры подогрева воздуха, в зна чительной мере определяемой влажностью сжигаемого топлива, в котель ных агрегатах экранного типа воздухоподогреватель по отношению к водяному экономайзеру размещают двумя способами. Если не требуется подо гревать воздух свыше 200—230е С, воздухоподогреватель размещают после
Рис.20-3. Регенеративный воздухоподогреватель.
водяного экономайзера по ходу дымовых газов. При необходимости подо грева воздуха до 360—400° С воздухоподогреватель размещают в рассечку с водяным экономайзером, т. е. в начале по ходу газов устанавливают первую часть экономайзера, затем верхнюю часть возду хоподогревателя, под которой размещается вторая часть экономайзера, а еще ниже — нижняя часть воздухоподогревате ля. При этом величину поверхностей нагрева верх ней части экономайзера и верхней части воздухопо догревателя обычно выпол няют постоянной для всех котлов данного типа, а по верхности нагрева их ниж них частей меняют в зави симости от характеристики подлежащего сжиганию топлива. При этом внеш ние габариты низкотемпе ратурной части котла со храняют неизменными.
В некоторых случаях при установке чугунного водяного экономайзера воздухоподогреватель раз мещают перед экономайзе ром по ходу газов. Такое не совсем обычное разме щение вы звано стремлением исклю чить возможность вскипа ния воды в экономайзере, так как для чугунных экономайзеров это недопустимо. Кроме того, распо ложение воздухоподогревателя перед водяным экономайзером дает возмож ность получить более высокую температуру подогрева воздуха при сохра нении относительно небольшой поверхности нагрева воздухоподогревателя. Основной трудностью, возникающей при эксплуатации стальных труб чатых воздухоподогревателей, является коррозия нижней части их труб
Регенеративный воздухоподогреватель (рис. 20-3) представляет собой вертикальный цилиндрический барабан 2, заключенный в неподвижный цилиндрический корпус 3 и заполненный набивкой 4, выполненной из гоф рированных стальных листов толщиной 0,5—1,25 мм. Вдоль оси барабана проходит вал 5, фиксированный в подшипниках 6 и приводимый во вращение от электродвигателя 8 небольшой мощности. Дымовые газы и воздух подводятся к корпусу 3 и отводятся от него коробами 1, причем обыч но дымовые газы проходят через один полуцилиндр корпуса 3 сверху вниз, а воздух — через другой полуцилиндр снизу вверх. Ротор 2 вращается со скоростью 2—5 об/мин, вследствие чего все элементы его набивки попере менно нагреваются проходящими между ними дымовыми газами или охла ждаются потоком воздуха, отдавая ему тепло, полученное от дымовых газов. Достоинства регенеративного подогревателя заключаются в его компакт ности и малом весе. Недостатками являются более высокая по сравнению с трубчатым воздухоподогревателем трудоемкость изготовления, а также трудность создания надежных уплотнений 7, препятствующих перетеканию воздуха в газовую сторону воздухоподогревателя и дымовых газов помимо насадки. По этой причине присос воздуха в регенеративном воздухоподогре вателе оказывается большим, чем в трубчатом.
В регенеративном воздухоподогревателе можно нагревать воздух до 200—250° С. Преимущественная область применения регенеративных возду хоподогревателей — котельные агрегаты большой мощности, в частности, предназначенные для сжигания газа и мазута. К котлу устанавливают два или более воздухоподогревателя, включенных параллельно.
Каркас и обмуровка
Каркасом котельного агрегата называют металлическую конструкцию, которая поддерживает барабан, поверхности нагрева, обмуровку, лестницы и помосты, а также другие элементы котельного агрегата, передавая их вес на его фундамент. Вес каркаса составляет 20—25% веса всего металла котельного агрегата.
Рис. 20 Каркас котельного агрегата котельного типа
Каркас котельного агрега та экранного типа (рис. 20) состоит из системы вертикаль ных колонн 1, установленных на
фундамент. Для предотвраще ния продольного изгиба колон ны связаны системой горизон тальных балок 2, ферм 3 и ди агональных связей 4, причем
горизонтальные связи часто ис пользуются также для восприя тия веса некоторых элементов агрегата. Основную часть веса
котельного агрегата составля ет вес барабана котла и под вешенной к нему системы экранных труб. Поэтому ту часть каркаса, которая воспринимает вес барабана и трубной системы экранов, выполняют более мощ ной и иногда усиливают дополнительными колоннами. Задняя часть каркаса воспринимает вес водяного экономайзера и воз духоподогревателя.
Кроме напряжений, возникающих в результате восприятия веса эле ментов котельного агрегата, в каркасе могут возникнуть дополнительные напряжения термического характера от нагрева каркаса теплом, проходя щим через обмуровку котельного агрегата в окружающую среду. Для пре дотвращения этих дополнительных напряжений колонны каркаса размеща ют вне обмуровки с целью охлаждения их наружным воздухом.
Некоторые котлы небольшой паропроизводительности, как, например, котлы типа ДКВР, не имеют несущего каркаса; вес котла передается непосредственно на опорную раму. В этих котлах выполняют обвязоч ный каркас, основное назначение которого заключается в дополнительном укреплении обмуровки.
Обмуровкой котельного агрегата называют систему огражде ний, отделяющих его топочную камеру и газо ходы от окружающей среды. Обмуровка имеет назначение надлежащим образом направить движение потока дымовых газов в пределах котельного агрегата, свести к минимуму потери тепла в окружающую среду и предот вратить присос холодного воздуха в газоходы агрегата или выбивание дымо вых газов наружу. Поэтому обмуровка должна противостоять тепловому и химическому воздействию горячих дымовых газов, а также быть нетеплопроводной и плотной.
Для газоходов, в которых температура внутренней стороны обмуровки не превышает 600° С, применяют красный кирпич. В газоходах, в которых указанная температура превышает 600° С, внутреннюю часть обмуровки вы полняют из огнеупорного кирпича.
Различают обмуровку вертикальных стен, потолочных перекрытий, золовых воронок и пода.
Обмуровку вертикальных стен выполняют: массивной, свободностоящей; облегченной, накаркасной; щитовой и натрубной (рис. 20-1).
Массивную свободностоящую обмуровку выполняют в ко тельных агрегатах паропроизводительностыо до 50—75 т/ч. Обычно для вы полнения обмуровки применяют красный кирпич стандартного размера (250 х 120 х 65 мм), а также огнеупорный кирпич большого (250 х 123 х 65 мм) и малого (230 х 113 х 65 мм) размеров. Обмуровку выполняют толщиной не менее чем в два кирпича, обычно свободно стоящей на специаль ной раме. При температуре внутренней поверхности обмуровки, превышающей 600° С, внутреннюю часть кладки—футеровку выпол няют из огнеупорного кирпича, обычно толщиной в один кирпич. Наружную часть кладки выполняют из красного кирпича, и при отсутствии наружной металлической обшивки ее называют облицовкой. Каждый вид кирпича обмуровки располагают в самостоятельном ряду, но для предохра нения обмуровки от расслоения и выпучивания футеровки внутрь газохо да огнеупорную кладку через каждые 5—8 рядов перевязывают с кладкой из красного кирпича путем выпуска всего ряда огнеупорной кладки на пол кирпича в кладку из красного кирпича.
При большой высоте обмуровки (4—5 м и более) кладку по высоте раз деляют на отдельные ярусы сплошными на всю толщину обмуровки поясами из 5—10 рядов огнеупорного кирпича, которые воспринимают вес футеровки между поясами, разгружая ее по высоте. Размещая названные пояса
на расстоянии около 1,5 м друг от друга, можно не перевязывать кладку огнеупорного и красного кирпича.
Для ослабления напряжений, возникающих при тепловом расширении кладки, в горизонтальном направлении осуществляют так называемые темпе ратурные швы в виде зазоров 3—4 мм через каждые 12—20 кирпичей по ширине стенки во всех рядах кладки. Так как температурные швы обмуровки подвержены разъеданию, их обычно располагают в углах топки, в местах сопряжения стен. Топочный каркас при массивной обмуровке является обвязочным, а наружной металлической обшивки обмуровки обычно не выполняют. Это приводит к некоторой экономии металла.
Облегченную, накаркасную обмуровку вертикальных стен вы полняют в котельных агрегатах паропроизводительностыо 50—75 т/ч и выше, так как вследствие большой высоты, доходящей до 15 м и больше, массивная, свободностоящая обмуровка ста новится слишком тяжелой и неустойчивой. Облегченная обмуровка состо ит из слоя нормального шамотного кирпича, укладываемого в полкирпича или в один кирпич, а также кирпича различных фасонов, образующих футеровку, слоя лег ковесного теплоизолирующего кирпича или теплоизолирующих плит и наружной металли ческой обшивки 1. Общая толщина обмуровки составляет 250—410 мм, более тонкая — на стенах, покрытых экранами. Для придания обмуровке необходимой устойчивости ее свя зывают с каркасом котла разгрузоч ными и притягивающими поя сами.
Разгрузочные пояса разделяют обмуров ку на горизонтальные ярусы высотой 3—6 м и служат для передачи на каркас веса обму ровки каждого яруса. Их выполняют из фа сонного шамотного кирпича, уложенного на скрепленные с каркасом стальные или чугун ные кронштейны; тем самым каркасу пере дается весь вес обмуровки, выложенной на фасонном кирпиче разгрузочного пояса, а об муровка нижележащего яруса оказывается разгруженной от веса обмуровки вышележа щего яруса. Под разгрузочным поясом вы полняют горизонтальный температурный шов, что создает возможность свободного рас ширения обмуровки в пределах каждого яру са.
Притягивающие пояса выполняют через каждые 600—1 000 мм по высоте, с тем чтобы удержать обмуровку каждого яруса от выпу чивания внутрь топки или газохода. Притя гивающие пояса выполняют из фасонного ша мотного кирпича, имеющего гнезда. В эти гнезда закладывают головки крюков, дру гие концы которых охватывают горизонталь ные трубы, связанные с каркасом; так как эти крюки имеют возможность вращаться вокруг трубы, они не препятствуют переме щениям обмуровки вверх и вниз.
Щитовая обмуровка является вариантом облегченной накаркасной обмуровки. Ее выполняют в виде отдельных прямоугольных щитов из различных видов бетона с разме рами стороны порядка 1,5 м, которые укрепляют на каркасе котла. Щит выполняется многослойным: первый слой, обращенный в газоход, выпол няется из огнеупорного бетона, армированного стальной сеткой; затем идут два или три слоя термоизолирующих плит, покрытых снаружи газоплотной обмазкой .
Натрубная обмуровка крепится непосредственно к экранным или иным трубам и обычно состоит из слоя хромитовой или — реже — шамотной массы толщиной — 40 мм, наносимой непосредственно на трубы, слоя легковесного теплоизоляционного бетона толщиной — 50 мм армированного металлической сеткой, слоя теплоизоляционных плит тон же толщины, покрытых второй металлической сеткой, на которую наносит ся слой уплотняющей штукатурки толщиной 15 — 20 мм, покрытой сверху газонепроницаемой обмазкой. Обмуровка закрепляется на трубах благо даря схватыванию первого слоя с поверхностью труб, а также с помощью» привариваемых к трубам штырей, которые притягивают к экрану сетки. Обмуровка не имеет температурных швов, и потому к материалу ее предъяв ляется требование не разрушаться при слабых деформациях. Небольшая толщина, а также легкость материалов, из которых изготовляют эту обму ровку, приводят к тому, что натрубная обмуровка получается в 2—3 раза легче, чем накаркасная, и приблизительно в 1,5—2 раза дешевле. Хромитовая масса дороже шамотной, но она лучше схватывается. Поэтому ее упо требляют при трубах с относительным шагом труб 1,2 и выше, а при трубах с меньшим шагом ее часто заменяют шамотной массой.
Современные топочные камеры и газоходы из-за большой ширины (до 10 м и более) невозможно перекрыть арочным сводом. Поэтому их перекрывают плоским подвесным сводом, который выполняют из фасонного шамотного кирпича различной формы, подвешивае мого к горизонтальной конструкции, составляющей часть котельного каркаса. Различают индивидуальную подвеску, когда каж дый кирпич подвешивают к каркасу, и групповую, когда кирпичи подвешивают рядами с использованием промежуточных чугунных балок. Индивидуальная подвеска более рациональна, чем групповая, так как при разрушении кирпича или подвески выпадает только один кирпич, а не весь ряд. Для топочных перекрытий применяют также шамотобетон.
Обмуровка потолочного перекрытия работает в более тяжелых условиях, чем обмуровка вертикальных стен. Поэтому потолочные перекрытия в об ласти высокой температуры защищают со стороны топки или газохода экран ными, пароперегревательными или экономайзерными трубами.
Основой конструкции обмуровки холодной воронки служит металли ческий короб, который является обшивкой и одновременно поддерживает всю обмуровку. Последняя имеет толщину 200—300 мм и состоит из слоя изоляционного материала — диатомитового кирпича, покрытого слоем огнеупорного кирпича. Чтобы обмуровка не сползала, к обшивке приваривают упоры из полосового и углового железа. Кроме того, в огнеупорной кладке делают разгрузочный пояс и температурный шов. Приблизительно так же выполняют обмуровку пода топок для сжига ния газа и мазута.
При проектировании обмуровки исходят из того, чтобы плотность теп лового потока через нее не превышала 300 ккал/м2ч, а температура наружной поверхности не превышала 50—55° С при температуре среды 25° С.
Тепловая изоляция имеет назначение уменьшить тепловые потери в окружающую среду горячими обмурованными, а также необмурованными поверхностями, например наружными поверх ностями водяных экономайзеров и воздухоподогревателей, металлических газоходов и воздуховодов, трубопроводов. Тепловую изоляцию выполняют из материалов, которые отличаются легкостью и низкой теплопроводностью.
Промывка пара питательной водой приводит также к тому, что содер жание в промытом паре растворенных твердых веществ и, в частности, кремниевой кислоты уменьшается в десятки раз. При этом эффект промывки оказывается тем большим, чем больше количество промывающей питатель ной воды. На промывку поступает вода, прошедшая водяной экономайзер; количество воды, подаваемой на промывку, составляет обычно 25—100% общего количества питательной воды.
Лекция 9
Теплогенерирующие установки. Общие положения. Топливное хозяйство тепловых станций, работающих на органическом топливе.
Топливное хозяйство
Топливным хозяйством котельной называют систему механизмов и устройств, которые необходимы для приема, перемещения, хранения и пер вичной обработки поступающего топлива.
При твердом и жидком топливе осуществляют операции: приема по ступающего топлива; доставки его от места приема к котельным агрегатам или на склад, а также со склада к этим агрегатам; обеспечения нормальных условий хранения запаса топлива, который всегда должен быть при котель ной во избежание перебоев в работе из-за возможных задержек доставки топлива; первичной обработки топлива; учета прибывающего и расходуе мого топлива. При газообразном топливе хранения газа при котельной не предусматривают и функции топливного хозяйства сводятся к приему газа, подаче его к котельным агрегатам и учету расхода его.
Топливное хозяйство котельной, работающей на твердом топливе
Топливное хозяйство котельной, работающей на твердом топливе, представляет собой систему механизмов, схема работы и компоновка кото рых определяются количеством сжигаемого топлива, видом его (уголь, торф, горючие сланцы), способом доставки, особенностями выбранных меха низмов. Необходимость разгружать, перегружать и погружать большое количество топлива требует полной механизации всех этих операций, так как они очень трудоемки и ручное выполнение их требует большого числа рабочих и значительной затраты денежных средств. Этот принцип является основным при проектировании и эксплуатации топливного хозяйства ко тельной.
Обычно твердое топливо доставляют к котельной по железнодорожной колее принятой ширины 1 525 мм. Однако при подаче торфа в не большие котельные, расположенные неподалеку от места добычи его, поль зуются узкоколейными железными дорогами с шириной колеи от 750 до 1 000 мм. |Топливо наиболее рационально доставлять в саморазгружающихся вагонах, так как при этом устраняется необходимость в ручной разгрузке.
В небольших котельных топливо часто доставляют автомобильным транспортом.
Большие трудности в эксплуатации создает смерзание влажных углей, происходящее при перевозке их в железнодорожных вагонах в зимнее время. Смерзшийся уголь теряет свою сыпучесть, что создает затруднения при его разгрузке, вызывает дополнительные расходы на эту операцию, нарушает нормальную работу транспортных и перегрузочных механизмов. Для устра нения смерзания топлива при перевозке рекомендуется обмасливать топливо тяжелыми маслами, а также смешивать влажный уголь с сухим или с опилками.
Транспортирование твердого топлива в пределах территории котельной осуществляют конвейерами, по которым топливо перемещается непрерыв ным потоком, и емкостными устройствами, в которых топливо перемещают отдельными порциями в особой таре. Конвейеры различают ленточные, пластинчатые, ков шовые и др., однако в котельных почти исключительное распространение получили ленточные конвейе ры благодаря их дешевизне и простоте, а также применимо сти, как при малом, так и при большом расходе топлива. Ленточный конвейер состоит из бесконечной гибкой резиновой ленты 2, охватывающей два концевых барабана. Верхняя— рабочая и нижняя — холо стая ветви ленты поддержи ваются рядом роликовых опор, выполняемых из роликов диаметром 100— 150 мм и устанавливаемых на рабочей ветви через 1—1,2, а на холостой через 2—3 м и более. Ширина ленты в зави симости от производительно сти конвейера может изме няться в пределах 500— 2 000 мм. Верхнюю, рабочую, ветвь выполняют плоской ли бо желобчатой. В последнем случае верхние роликовые опоры выполняют из трех роликов под углом 20° к горизонту. Производи тельность конвейеров с желобчатой лентой при данной ширине ее в 2 раза выше производительности конвейеров с плоской лентой, но последние более просты, дешевы и могут подавать куски большого размера. Концевые барабаны оперты на подшипники, размещенные на концевых рамах, которые скрепляются со строительной конструкцией здания. Один из барабанов приводной и служит для привода в движение ленты. Он соединен с электродвигателем через редуктор. Другой барабан натяжной. Его подшипники могут перемещаться под действием особых натяжных болтов в раме 6 для создания постоянного по силе натяжения ленты при изменении ее длины в результате изменения температуры или вытягивания.
Топливо на ленту подают через особую загрузочную воронку; сбрасы вать топливо можно в любой точке особым сбрасывающим устройством. Ленточный конвейер перемещает топливо горизонтально и может поднимать его под углом до 20° к горизонту. Скорость движения ленты 1,5—2,0 м/cек.
Примерами емкостного транспортера могут служить автопогрузчик, а также скрепер, грейфер и скип. В котельных малой мощности для транс порта топлива в пределах котельной получило распространение скиповое устройство системы Шевьева (см. ниже).
Первичная обработка топлива в малых котельных осуществляется в пристройке к основному зданию, а в котельных средней и большой мощ ности она обычно сосредоточивается в отдельно стоящей дробильной уста новке, входящей в систему топливоподачи. В последнем случае топливо со склада конвейером подают в верхнюю часть дробильного по мещения, где установлен электромагнитный отделитель металла. При сходе с конвейера топливо проходит через щепоуловитель, а затем по ступает на транспортер, которым распределяется по приемным бункерам дробильной установки. Из бункера топливо питателем 6подается на гро хот, где происходит отсев мелких фракций, не требующих дробления, ко торые по обводному рукаву, минуя дробилки, направляются в бункер дробленого топлива, расположенный под дробилкой.
Более крупные куски топлива, оставшиеся на грохоте, поступают в дробилку, из которой они в раздробленном виде попадают в тот же бун кер, а из него конвейером, на котором установлены автоматические весы для регистрации количества поступившего топлива, подаются в бункера котлов.
Отделители металла размещают над ленточным конвейером на высоте 150—200 мм над слоем топлива либо встраивают в концевой барабан этого конвейера. Наилучший эффект достигается при совместной установке уло вителей обоих типов. Расход электроэнергии на питание магнитных отде лителей невелик, так как их мощность не превышает нескольких киловатт.
Дробилки применяют двух типов: молотковые — для дробления угля, сланцев и фрезерного торфа и валковые — для дробления угля и сланцев.
Молотковые дробилки представляют собой камеру, где вращает ся горизонтальный ротор, состоящий из вала, на котором расположены сту пицы с шарнирно укрепленными стальными или чугунными билами. Топли во, поступающее в дробилку, раздробляется ударами быстро движущихся бил. Скорость вращения ротора составляет 500—1 500 об/мин в зависимости от размеров дробилки. Привод дробилки осуществляют непосредственно от электродвигателя. Производительность дробилок составляет от 3 до 1 000 т/ч.
Начальный размер кусков топлива, поступающего в дробилку, не дол жен превышать 250—300 мм; минимальный размер кусков, выходящих из дробилки, может быть доведен до 10—25 мм и менее. Большая кратность дробления, характерная для молотковых дробилок, приводит к тому, что их применяют в основном для мелкого дробления.
Молотковые дробилки хорошо работают на сухом топливе с малым содержанием серного колчедана. При дроблении влажного топлива проис ходит замазывание дробилки и снижение ее производительности, особенно при мелком дроблении. При дроблении топлива с большим содержанием серного колчедана происходит усиленный износ бил. Удельный расход электроэнергии на дробление топлива в молотковых дробилках колеблется в пределах от 0,6—0,8 до 1,4—1,5 кВт-Ч/т, возрастая с увеличением крат ности дробления, твердости и влажности топлива.
Валковые дробилки выполняют в виде двух параллельно распо ложенных горизонтальных валков с зубчатой поверхностью, вращающихся встречно со скоростью 2—6 об/сек. Топливо дробится раздавливанием при попадании между валками. Производительность валковых дробилок со ставляет 40—300 т/ч; в них можно подавать топливо с размером кусков до 500 мм и более. Кратность дробления валковых дробилок невелика и обычно не превышает 5, поэтому их применяют в основном для дробления топлива, содержащего очень крупные куски.
Валковые дробилки отличаются спокойным ходом и относительно малой чувствительностью к попаданию в них металлических предметов. На сухом топливе они работают хорошо, но при дроблении влажного топлива замазы ваются. В процессе работы зубья дробилки постепенно изнашиваются. Срок службы их зависит в основном от твердости топлива и колеблется в пределах 1 000—10 000 ч. Восстанавливают зубья наваркой твердым сплавом.
Грохочение топлива можно производить на грохотах различных типов. Топливные склады различают базисные и расходные. Базисные склады имеют большую емкость и размещаются вне территории ко тельных в удобных местах, хорошо связанных с железной дорогой; они по большей части предназначены для централизованного хранения топлива, подлежащего подаче в различные котельные района. Расходные склады раз мещают на территории котельных, предназначая их для хранения более ограниченного запаса топлива — только для данной котельной.
Топливные склады выполняют открытыми, так как сооружение закры тых складов связано с затратой большого количества материалов и произ водством больших строительных работ, в результате чего такие склады получаются очень дорогими. В зависимости от степени надежности доставки топлива расходный склад проектируют на одно-двухнедельный запас топ лива. При отсутствии или удаленности базисного склада емкость расход ного склада может быть увеличена.
Механизацию погрузочно-разгрузочных работ на складах, предназна ченных для хранения угля, осуществляют на складах котельных малой и средней мощности с расходом топлива до 100—120 т/ч автопогрузчиками, бульдозерами, поворотными грейферными кранами и скреперными установ ками, а на складах мощных котельных — мостовыми грейферными кранами (перегружателями), скреперами и бульдозерами.
Рассмотрим систему углеподачи и угольного склада для небольшой котельной с применением автопогрузчиков и вертикально-горизонтального транспортера системы Шевьева. Топливо из штабеля доставляется автопогрузчиком по пандусу к приемному бун керу котельной. Из этого бункера топливо наклонным питателем по дается в дробилку, и после дробления поступает в промежуточную воронку, размещенную под дробилкой. Из этой воронки уголь периодически засы пается в ковш транспортера системы Шевьева, который, перемещаясь ле бедкой, по специальным непрерывным вертикально-горизонтальным направляющим доставляет уголь в бункера котельной. В бездействии автопогрузчик содержится под навесом. Взвешивают топливо на автомо бильных весах.
Рассмотрим пример выполнения топливного хозяйства крупной котельной. Разгрузка топлива производится в сдвоенную тран шею, оборудованную скреперными устройствами, приводимыми от лебе док. Разгруженное топливо подается в бункера. Из одних бункеров топливо подается на склад, а из других бункеров — в грохот и дробилку и далее ленточным конвейером в пересыпной узел, из которого уголь перегружается на конвейер, распределяющий топливо по бункерам котлов. На склад уголь подается конвейерами через первичную кучу, из которой он распределяется по территории склада бульдозерами. Ими же уголь доставляется и со склада через приемный бункер, из которого уголь конвейером подается в дробильное устройство и далее уже описанным путем в котельную.
Топливо хранят в штабелях правильной формы, вид которых опреде ляется конфигурацией площади склада и родом погрузочно-разгрузочных механизмов; чаще всего штабель имеет форму прямоугольной усеченной пирамиды. Размеры штабелей по ширине, длине и высоте на механизирован ных складах не ограничиваются и определяются только возможностями складских механизмов. Высота штабеля для всех углей, кроме антрацита, ограничивается лишь при отсутствии механизации погрузочно-разгрузочных работ на складе.
Хранение топлива на складе связано с потерями, которые разделяют на механические и химические. Первые вызываются рас пиливанием топлива, выносом с атмосферными осадками и увлажнением: вторые возникают в результате выветривания топлива и озоления его вслед ствие саморазогревания и самовозгорания. При правильном хранении потери топлива не превышают 0,5—1,0%, но при отсутствии должного внимания к организации хранения потери могут оказаться значительно большими. Саморазогреванию и самовозгоранию подвержены все виды твердого топлива, кроме углей с малым выходом летучих — тощего и антрацита.
Саморазогревание и самовозгорание топлива представляют собой боль шую опасность, так как они могут привести к пожару. Поэтому при хране нии всех видов твердого топлива, кроме антрацита и тощего угля, система тически контролируют температуру внутри штабеля, которая не должна превышать 60° С.
Важным условием нормальной эксплуатации является плановый обмен запаса топлива на складе. При отсутствии ненормального повышения тем пературы в штабеле и строгом соблюдении правил техники безопасности допускается хранение топлива на складе в течение следующих сроков:
Бурые и каменные угли, за исключением угля марки Т 6—8 мес. , уголь марки Т до 12 мес., антрацит до 2 лет.
Топливное хозяйство котельной, работающей на мазуте
Топливное хозяйство котельной, работающей на мазуте, состоит из приемного устройства, мазутохранилища, насосов, подогревателей и системы мазутопроводов. Из приемного уст ройства мазут поступает в резервуары мазутохранилища, из которых он по мере надобности подается насосами в котельную по мазутопроводу. Для придания мазуту большей подвижности его подогревают паром в резервуарах мазутохранилища и в отдельно стоящих мазутоподогревателях. Для предотвращения засорения насосов содержащимся в мазуте посторонними примесями устанавливают фильтры.
Приемное устройство по типу выполнения зависит от способа достав ки мазута. При трубопроводной доставке приемное устройство состоит из системы трубопроводов, позволяющей распределить поступающий мазут по резервуарам мазутохранилища. При доставке мазута железнодорожными ци стернами приемное устройство состоит из подъездных железно дорожных путей, вдоль которых выполнены открытые приемные лотки. По этим лоткам топливо, спускаемое из цистерн, самотеком поступает в распределительный лоток, по которому оно направляется в ре зервуар. Для достижения необходимой подвижности сливаемого топ лива предусматривают паровой разогрев его до 30—60° С в зависимости от марки, из паропровода, расположенного вдоль подъездных путей; гиб кими стальными шлангами можно подавать пар непосредственно в железно дорожные цистерны. В сливных лотках мазут часто также обогревают, подавая пар по трубам.
Резервуары мазутохранилища вы полняют подземными, полу подземными и наземными, как правило, железобетонными, цилиндрической или прямоугольной формы. Подземное выполнение имеет преимущества — большую пожарную безопасность, уменьшение тепловых потерь от охлаждения резервуаров, а также возможность слива поступаю щего топлива самотеком. При назем ных резервуарах и железнодорожной доставке топлива перед основными резервуарами приходится сооружать заглубленную промежуточную ем кость для самотечного приема сливае мого из цистерн мазута с перекачивающими насосами для подачи мазута из этой емкости и основные резервуа ры. Когда мазут является основным или резервным топливом котельной, резервуары проектируют на двухсуточный запас при доставке по трубо проводам, на пятисуточный запас при доставке автомобильным транспор том и на десятисуточный запас при доставке по железной дороге. Число резервуаров должно быть минимальным, но не менее двух.
Вместе с топливом в мазутохранилище попадает некоторое количество воды, которая постепенно отстаивается и опускается на дно резервуара. Для удаления ее на уровне, более низком, чем дно резервуара, выполняют специальный приямок, где собирается отстоявшаяся в резервуаре вода, которую периодически вытесняют в зачистную яму, откуда ее откачивают насосом. Случайно проникший в зачистную яму мазут возвращается в ре зервуар.
Подогрев мазута в резервуарах осуществляется двоякий: местный и общий. Местный подогрев, необходимый для обеспечения нормальной работы всасывающей линии мазутного насоса, осуществляется змеевиковыми подо гревателями, расположенными в резервуарах. Общий подогрев, предназна ченный для постоянного обеспечения требуемой температуры мазута в ре зервуаре, осуществляется рециркуляцией мазута через резервуар, рецир куляционный насос и поверхностный нефтеподогреватель. Дальней ший подогрев мазута при подаче его в котельную основными насосами осуществляется в основных поверхностных нефтеподогревателях. Иногда основные или дополнительные насосы и подогреватели устанавливают в помещении котельной. Предусматривается двухступенчатая очистка ма зута в фильтрах. Для уменьшения расхода пара на обогрев предусма тривают установку конденсационных горшков за змеевиками. На случай пожара мазутохранилище оборудуют устройством для тушения огня паром или специальной пеной.
Мазутные насосы обычно размещают в непосредственной близости от резервуаров. Насосы применяют центробежные или шестеренчатые с элек трическим приводом и поршневые или скальчатые с электрическим (что предпочтительнее) или паровым приводом. Насосов должно быть не меньше двух для котельных паропроизводительностью до 85 т/ч и не менее трех для более мощных котельных, причем один из них должен являться резерв ным. Производительность всех рабочих насосов принимают не менее 150% максимального часового расхода топлива в котельной, учитывая, что коли чество рециркулирующего в системе мазута составляет не менее 50% по требления его.
Давление, создаваемое насосами, определяется типом форсунки и схе мой мазутного хозяйства. При механических форсунках давление может до ходить до 20—35 кГ/см2 и выше, если схема не предусматривает устройства дополнительных мазутных насосов высокого давления в самой котельной. При паровых форсунках или механических форсунках и наличии дополни тельных насосов в котельной давление насоса значительно ниже и опреде ляется в основном геодезической высотой подъема мазута и величиной гидро динамического сопротивления мазутного тракта.
Насосы, как правило, размещают на уровне дна резервуаров мазуто-хранилища, с тем, чтобы последние всегда были залиты. При установке поршневых и скальчатых насосов на напорном мазутопроводе часто уста навливают воздушный колпак для выравнивания пульсаций давления, воз никающих при работе поршневых насосов.
Мазутопроводы, соединяющие мазутохранилище с котельной, прокла дывают наземно либо в особых траншеях или туннелях. В производственных и отопительных котельных мазутопроводы выполняют обычно одинарными. Резервные мазутопроводы предусматривают только в котельных, предназна ченных для обслуживания объектов с непрерывным технологическим про цессом. Трубопроводы покрывают тепловой изоляцией и снабжают системой прогревающих паропроводов, которые обычно изолируют вместе с мазутопроводом. Скорость движения мазута в зависимости от вязкости его при нимают во всасывающих трубопроводах равной 0,8—1,5 м/сек, а в нагне тательных 1,0—2.5 м/сек.
В котельной мазут проходит через фильтры тонкой очистки для пре дотвращения засорения форсунок, а затем иногда поступает в дополнитель ные мазутные подогреватели, если они установлены в котельной. Здесь мазут подогревается до температуры, обеспечивающей требуемую для хоро шего распыления вязкость, после чего он проходит в распределительные мазутопроводы, расположенные вдоль котельной и предназначенные для распределения подготовленного к сжиганию мазута по котельным агрегатам. У каждого котла имеется отвод, по которому он поступает к мазутным форсункам. При паровых или ротационных форсунках давление мазута в мазутопроводах котельной не превышает 5—8 атм. Все оборудование мазут ного хозяйства котельной, а также мазутопроводы дублируют, причем каж дый из распределительных мазутопроводов рассчитывают на 75% макси мального расхода мазута на котлы. Во избежание застывания мазута обору дование и мазутопроводы теплоизолируют. Кроме того, вдоль основных мазутопроводов в непосредственном контакте с ними прокладывают обогре вающие паровые линии небольшого диаметра, которые заключают в общую изоляцию с мазутопроводом. В тех случаях, когда потребление мазута кот лами колеблется в широких пределах, от конца распределительного мазутопровода отводят рециркуляционную линию в мазутохранилище, чем обеспе чивают надлежащее движение мазута в трубопроводе независимо от коли чества его, потребляемого в данный момент котлами.
Топливное хозяйство котельной, работающей на природном газе
Природный газ поступает в котельные из городских газопроводов. Дав ление, под которым газ поступает в котельную, колеблется в широких пределах в зависимости от давления в газовой сети, от которой питается котельная. В этом отношении газовые сети разделяют на сети низкого давления, где допускаемое давление газа доходит до 200 кГ/м2 или, если на газовом вводе устанавливается регулятор — стабилизатор давления, до 500 кГ/м2; сети среднего давления (от 500 кГ/м2, до 3 кГ/см2) и сети высо кого давления (3—6 и 6—12 кГ/см2 в зависимости от назначения газо провода).
Схема присоединения котельной к газовой сети определяется давлением газа в сети и производительностью котельной. Небольшие котельные при соединяются к сети низкого давления, и потому схема присоединения ока зывается простой. Более крупные котельные присоединяют к газопроводам среднего и высокого давления, что приводит к необходимости выполнения газорегулировочной станции (пункта), основным элементом которой яв ляется регулятор давления, предназначенный для понижения давления газа перед поступлением его в распределительный газопровод котельной до низкого или среднего в зависимости от выбранного типа горелок.
Газопроводы для природного газа выполняют из стальных труб, соеди няемых сваркой. По территории котельной газопровод прокладывают в земле ниже глубины промерзания. В пределах здания котельной газопровод прокладывают открыто, так, чтобы к нему был свободный доступ. Участок газо провода от места присоединения к газовой сети до первой задвижки в по мещении котельной по ходу газа называется газовым вводом. Учас ток газопровода внутри котельной и газовое оборудование, непосредственно присоединенное к вводному газопроводу, называются узлом ввода.
Узел ввода котельной, присоединенной к газовой сети низкого давле ния, размещают непосредственно в помещении котельной или в смежном с ней помещении, соединенном с котельной проемом без дверей. Узел ввода газа в котельную, присоединяемую к газопроводу среднего или высокого давления, можно располагать внутри котельной, в закрытой пристройке к ней или в отдельно стоящем помещении. По ходу газа в этом узле размещаются главная запорная задвижка, фильтр для тонкой очистки газа, манометр с переключателем для измерения дав ления газа до и после фильтра с целью определения сопротивления фильтра, предохранительный запорный клапан, регулятор давления, расходо мер, манометр. За регулятором давления устанавливают масляный гидрозатвор, который служит предохранительным клапаном, срабаты вающим в случае недопустимого возрастания давления газа за регулятором давления.
В узлах ввода, которые выполняют в котельных, сооружаемых в райо нах газовых месторождений, после главной запорной задвижки устанав ливают первичный грубый уловитель примесей для улавливания различ ных посторонних примесей — песка, соленой воды, нефти, конденсирую щихся при обычной температуре паров углеводородов. Чтобы обеспечить возможность отключения и ремонта, в узле ввода предусматривают обвод ные линии с соответствующим количеством задвижек.
В системе присоединения отдельных котлов к распределительному газопроводу котельной устанавливают следующие органы; основную запор ную задвижку, манометр и расходомер, быстродействующий клапан-отсекатель для моментального прекращения подачи газа к котлу в случае аварии, регулирующую задвижку, предназначенную для экс плуатационного регулирования подачи газа в топку, и газовый коллектор, к которому присоединяют газовые горелки. Последнее осуществляется че рез две последовательно расположенные задвижки, между которыми вре зан продувочный газопровод, предназначенный для продувки газовой системы котла при пуске его и удаления газа из нее при остановке котла. Газорегуляторные установки, предназначенные для снижения давле ния газа у потребителя (ГРУ), при давлении газа до 6 кГ/см2 можно уста навливать непосредственно в помещении, где стоят котлы, или в смежных помещениях, соединенных с ним открытым проемом с высотой, равной высоте смежного помещения, при условии создания в последнем не менее трехкрат ного воздухообмена. Газорегуляторные установки для снижения давления газа, сооружаемые на городских распределительных сетях или на террито рии промышленных предприятий при давлении газа до 12 кГ/см2, как пра вило, должны размещаться в отдельно стоящих помещениях или на открытых, огражденных и покрытых навесом площадках.
Лекция 10
Водное хозяйство теплогенерирующих установок. Системы питания теплогенератора водой.- 2 часа
Питательные устройства
Установка для питания котлов водой состоит из двух или нескольких питательных насосов, которые своими приемными патрубками присоединены ко всасывающей магистрали, а нагнетательными патрубка ми — к питательной линии или промежуточной сборной линии. Всасы вающая магистраль соединена с питательным баком, в котором хранится запас воды, прошедшей через деаэраторную колонку. Из питательной ли нии вода поступает в водяной экономайзер, а далее — в котел. Про межуточная линия необходима только в тех случаях, когда котельные агрегаты установлены на электрической станции и питательная вода подогревается после насосов в подогревателях высокого давления.
Питательные устройства являются одним из самых ответственных эле ментов котельной. Ввиду незначительности запаса воды в современном ко тельном агрегате прекращение питания его водой даже на несколько минут может привести к полному испарению ее; после этого начнется катастрофи ческий разогрев металла поверхностей нагрева котельного агрегата дымовы ми газами, что может закончиться пережогом их и выходом котла из строя. Для питания котлов водой применяют насосы высокого давления, рас считанные на подачу воды с температурой 105—150° С.
Различают три типа питательных насосов: центробежные с приводом от электрического двигателя, центробеж ные с приводом от паровой турбины и поршневые прямодействующие с паровым приводом.
Наиболее распространены центробежные насосы с электричес ким приводом, которые обычно применяют как основные для пита ния котельных агрегатов во всем диапазоне их производительностей от не скольких сотен килограммов до 950 т пара в час и больше. Эти насосы вы полняют производительностью от 5—10 до 600—700 м3/ч воды и более и на давление от 12—20 до 200—320 amм и выше.
Обычно насосы выполняют многоступенчатыми, состоящими из 3—12 сту пеней, на скорость вращения 2 880—2970 об/мин. Корпус насосов пониженного давления выполняют из модифицированного чугуна, а насосов повышенного давления — из стали. Вал выполняют стальным, рабочие колеса и направляющие аппараты — из модифи цированного чугуна или бронзы. Подшипники насоса выполняют как под шипники скольжения с кольцевой смазкой (и часто с водяным охлаждением) или шариковые. Осевое усилие насоса воспринимается гидравлической пя той. Насос и электродвигатель устанавливают на общей сварной раме, зали ваемой в бетон фундамента. Валы насоса и электродвигателя соединяют эластичной муфтой. Мощность электродвигателей, приводящих питатель ные насосы, составляет 20—4 000 кВт и более в зависимости от производи тельности насоса и развиваемого им давления. Вариантом центробежного насоса является центробежно-вихревой насос. Центробежные насосы с паротурбинным приводом обычно при меняют для питания котельных агрегатов средней и большой паропроизво дительности. Эти насосы выполняют на такие же про изводительности и давления, как и центробежные насосы с электрическим приводом. Скорость вращения насоса с паротурбинным приводом обычно равна 4 000—6 000 об/мин, и по этой причине насос с паротурбинным при водом получается значительно более компактным, чем насос с электрическим приводом, так как его можно выполнить с меньшим числом ступеней (от 1 до 6) и колесами меньшего диаметра. Рабочие колеса обычно изготовляют из высокопрочной латуни или стали. Корпус насоса выполняют стальным. Для уменьшения осевого усилия в насосах предусматривают перепускную трубу, соединяющую разгрузочную камеру с камерой всасывания.
Паровая турбина также получается очень компактной, так как ротор ее обычно получается одноступенчатым. Турбина работает на паре тех пара метров, на которые рассчитана котельная. Для упрощения установки турбину обычно проектируют для работы с выхлопом пара в атмосферу. Питательные насосы с паротурбинным приводом обычно устанавливают в качестве резерв ных, так как систематическая эксплуатация приводной турбины сложнее, чем эксплуатация электродвигателя, а, кроме того, такие турбины неэконо мичны по расходу пара.
Поршневые паровые насосы обычно используют в качестве ре зервных для питания котельных агрегатов с паропроизводительностью до 6—10 т/ч и давлением до 14 amм, устанавливаемых в промышленных и ото пительных котельных. Эти насосы выполняют горизонтальными и вертикаль ными, одно- и двухцилиндровыми. Насос состоит из двух основных частей: блока паровых ци линдров и блока гидравлических цилиндров, соединенных стальными колонками. На верхней части блока гидравлических цилиндров установ лена стойка рычагов механизма парораспределения, в состав которого вхо дят цилиндрические золотники, размещенные внутри парового блока. В бло ке гидравлических цилиндров размещены четыре нагнетательных и четыре всасывающих тарельчатых клапана.
На приемном и напорном трубопроводах питательного насоса устанав ливают задвижки для отсоединения от питательных линий после остановки его. Кроме того, на напорной стороне центробежных насосов устанавливают обратный клапан, чтобы предотвратить обратный проход воды из питатель ной линии в питательный бак через насос в случае неожиданного выключения электродвигателя или турбины, вращающих насос.
Центробежные насосы не могут длительно работать вхолостую или при малом расходе, так как при этом в результате трения дисков о воду в насосе она может закипеть. Поэтому в крупных насосах на напорной линии до обратного клапана предусматривают спускную трубу, отводимую в бак пи тательной воды, на которой ставят автоматический запорный клапан. При нормальных условиях работы насоса этот клапан закрыт; в тех случаях, когда закрывается обратный клапан насоса или производительность насоса снижается до 25—35% номинальной, клапан спускной линии автоматически открывается, увеличивая количество воды, проходящей через насос.
Питательные насосы размещают на 5—10 м ниже баков питательной воды, чтобы исключить возможность разрыва потока горячей жидкости при входе в насос в результате вскипания ее и образования паровых пузырей. Первое по ходу воды колесо насоса, засасывая воду, создает во входном пат рубке насоса значительное разрежение, так что абсолютное давление воды в нем становится значительно более низким, чем атмосферное. О величине со здаваемого разрежения можно составить свое представление, учитывая, что при работе насоса на холодной воде оно позволяет засосать воду с глубины 5—8 м. Разрежение, создающееся в приемном патрубке насоса, приводит к тому, что вода в нем закипает при температуре, значительно более низкой, чем 100° С. В результате при поступлении в насос горячей воды она может вскипеть в приемном патрубке. Это опасно, так как образование паровых пузырей приводит к гидравлическим ударам в питательных линиях и снижению производительности и давления насоса, что может привести к перерыву в подаче воды в котлы и возникновению аварии.
Превышение уровня воды в питательном баке над уровнем оси насоса должно быть тем большим, чем выше температура питательной воды. Насос теряет способность засасывать воду, когда температура воды составляет 70° С. При более высокой температуре воды опасность разрыва потока жид кости при входе в насос может возникнуть даже в тех случаях, когда насос залит водой; это произойдет, если столб жидкости в приемном трубопроводе будет недостаточно высок, чтобы создать во входном патрубке насоса абсо лютное давление, более высокое, чем абсолютное давление парообразования, соответствующее температуре воды, поступающей в насос.
На величину требуемого превышения уровня воды в питательном баке над уровнем расположения оси насоса, кроме температуры питательной воды, влияют также давление, под которым находится вода в питательном баке, гидравлическое сопротивление системы трубопроводов между питатель ным баком и насосом и конструкция насоса. Необходимое давле ние во входном патруб ке насоса зависит от его конструкции и, в част ности, от числа его обо ротов. Для насосов с электроприводом и 2 950 об/мин величина эта составляет 0,5 — 0,7 amм, а для турбонасо сов с 4 000—7 000 об/мин она возрастает до 0,8— 1,0 amм. Для предельного уменьше ния сопротивления трубопроводы следует выполнять короткими, с минималь ным числом отводов, тройников и запорной арматуры и рассчитывать на скорость воды до 0,5—1 м/сек. В этих условиях при подаче воды с темпе ратурой до 100° С и при атмосферном давлении в баке превышение уровня воды в баке над уровнем оси насоса должно быть > 5 м для насосов, разви вающих давление 20 amм, и > 6 м для насосов более высокого давления. Согласно правилам Госгортехнадзора для питания паровых котлов в промышленных котельных устанавливают не менее двух приводимых в дей ствие независимо друг от друга пи тательных насосов. В качестве неза висимых приводов понимают элек трический и паровой. Суммарная производительность всех насосов с электрическим приводом должна со ставлять не менее 110%, а с паро вым приводом — не менее 50% от номинальной паропроизводительности всех котлов. Допускается уста новка всех питательных насосов только с паровым приводом, а при наличии двух или нескольких ис точников питания электроэнергией— только с электрическим приводом.
В котельных электрических стан ций устанавливают питательные на сосы с электрическим приводом, причем количество и производительность этих насосов выбирают с та ким расчетом, чтобы в случае оста новки любого из насосов, оставшиеся обеспечили работу всех рабочих кот лов (без резервного) при номиналь ной их паропроизводительности с учетом расхода воды на продувку и других ее потерь. Кроме того, долж ны быть установлены резервные пи тательные насосы с паровым приво дом в тех случаях, когда электро станция не связана параллельной работой с другими постоянно рабо тающими электрическими станциями, а также когда на электростанции установлены котлы со слоевым сжи ганием твердого топлива.
При прямоточных котлах каждый котел должен иметь самостоятельное питательное устройство с электрическим или паровым приводом, независимое от питательных котлов других конструкций.
Для прямоточных котлов паропроизводительностыо 450т/ч и выше на закритические параметры пара питательные насосы выбирают из расчета, чтобы в случае остановки самого мощного насоса, оставшиеся, включая резервный насос, обеспечили бы работу котла с паропроизводительностью не менее 50% номинальной. Все питательные насосы, присоединяемые к общей магистрали, должны иметь характеристики, допускающие параллельную работу.
Трубопроводы
Трубопроводы котельной предназначаются для подачи, распределения и отвода теплоносителя. Система трубопроводов соединяет все действующее теплотехническое оборудование котельной: котельные агрегаты и их элемен ты, насосы, баки, вспомогательные теплообменные аппараты и ар. Трубо провод состоит из системы труб, по которым движется теплоноситель, и арматуры, которая имеет назначение открывать, закрывать, регули ровать и направлять это движение, а также обеспечивать нормальные усло вия работы трубопровода.
Различают трубопроводы для подачи, распределения и отвода воды — водопроводы и трубопроводы для подачи, распределения и отвода насыщенного и перегретого пара — паропроводы. Кроме того, в ко тельной могут быть мазуто - и газопроводы, обеспечивающие до ставку и распределение жидкого и газообразного топлива.
В соответствии с назначением различают главные (основные) и вспомо гательные трубопроводы. Главными водопроводами ко тельной являются питательные линии, соединяющие напорную сторону питательных насосов с котельными агрегатами и предназначенные для подачи питательной воды из питательных насосов в котельные агрегаты, а также вса сывающие линии, соединяющие всасывающую сторону питательных насосов с питательными баками и предназначенные для подачи питательной воды из питательных баков в питательные насосы.
Главными паропроводами являются паропроводы, сое диняющие котлы с распределительным коллектором, к которому присоеди няют паропроводы, снабжающие паром различных потребителей, а также паропроводы, идущие к паровым питательным насосам и теплофикационным пароводоподогревателям, установленным в котельной.
К вспомогательным трубопроводам относят продувочные, сливные и дренажные водопроводы, обдувочные, форсуночные и выхлопные паропроводы, а также другие служебные водо- и паропроводы.
Скорость воды в питательных линиях составляет 1—2 м/сек, снижаясь до 0,5—1 м/сек в ответвлениях к котлам. Скорость насыщенного пара в паро проводах составляет 20—40 м/сек, а скорость перегретого пара достигает 50 и даже 70 м/сек.
Трубопроводы, транспортирующие водяной пар с давлением свыше 2 am или горячую воду с температурой свыше 120° С, изготовляют, монти руют и эксплуатируют в соответствии с правилами Госгортехнадзора. Со гласно этим правилам упомянутые трубопроводы делятся на четыре катего рии. Каждая категория трубопроводов отвечает требованиям, которые снижаются с повышением номера категории.
Трубопроводы, предназначенные для транспорта среды с температурой 300° С и выше и под давлением от 17 аm и выше, выполняют из бесшовных труб, которые изготовляют из углеродистой стали марок 10 и 20 при транс порте среды с температурой до 450° С и из легированной стали различных марок при транспорте среды с более высокой температурой. Остальные тру бопроводы можно выполнять из труб со сварным швом. Качество труб, арма туры, фланцев, крепежных и других материалов должно удовлетворять тре бованиям правил Госгортехнадзора.
Трубопроводы монтируют на особых опорах, укрепляемых на колоннах и стенах здания, или на особых подвесках, прикрепляемых к его перекры тиям. Находящийся в ра боте трубопровод в результате термического удлинения труб, нагреваемых те плоносителем, удлиняется по сравнению с холодным (выключенным). Это удли нение, составляющее около 1,2 мм на 1 м длины и каждые 100° С температуры теплоносителя, может выз вать столь значительные термические напряжения в трубопроводе, что они при ведут к разрушению его. Во избежание этого предусматривают возмож ность беспрепятственного температурного удлинения его в желательном направлении, для чего жестко закрепляют трубопровод только в местах присоединения его к оборудованию и на предельно ограниченном чис ле опор (мертвые точки). Остальные опоры выполняют сколь зящими на роликах или катках. Кроме того, предусматривают компенсацию тепловых удлинений трубопроводов компенсаторами различных типов. Наиболее распространены компенсаторы из труб, изогну тых П-образно, которые встраивают в прямые участки трубопровода между мертвыми точками. Термические напряжения могут также компенсироваться в тех случаях, когда трубопроводы выполняют изогну тыми (самокомпенсация).
Трубопроводы монтируют с уклоном не менее 0,001 в сторону движения теплоносителя. В наинизших точках отключаемых участков трубопровода выполняют особые штуцера, через которые из паропроводов спускают скон денсировавшуюся воду, а из водопроводов — воду при необходимости опорожнения их. В наивысших точках трубопроводов устанавливают воз душники для удаления скопившегося воздуха.
С целью уменьшения тепловых потерь трубопроводы покрывают тепло вой изоляцией; затем их окрашивают в цвета соответственно роду теплоно сителя согласно указаниям правил Госгортехнадзора.
Арматура
Арматуру разделяют на запорную, регулирующую и предохра нительную.
К запорной арматуре относят вентили, задвижки, клапаны и краны. Задвижки предпочтительнее вентилей, так как они имеют значительно меньшее гидравлическое сопротивление. Однако они не обес печивают той плотности закрытия, которую создает вентиль. Поэтому в осо бо ответственных точках следует устанавливать вентили.
Регулирующая арматура служит для ручного или автомати ческого изменения подачи теплоносителя. Имеется довольно много различ ных конструкций регулирующих клапанов. Все они, однако, отличаются той особенностью, что в закрытом состоянии не обеспечивают полной плотности. Поэтому регулирующую арматуру надо ставить в сочетании с запорной. К предохранительной арматуре относят обратные и предохранительные клапаны.
Рис. Арматура.
а — задвижка; б—вентиль: в—обратный кла пан; г - предохранительный клапан.
Обратные клапаны устанавли вают перед котлами для предотвращения обрат ного тока воды из котла в питательную линию и на напорной стороне центробежных питательных насосов для предотвра щения обратного тока воды из питательной линии в питательные баки при аварийной остановке насоса.
Предохранительные клапаны имеют назначение устранять опасность разрушения сосудов, работающих под внутренним давлением, при недопусти мом повышении его. В этом случае предохранительный клапан под действием повысившегося давления открывается и соединяет внутреннее пространство сосуда с окружающей атмосферой, вследствие чего давление в сосуде начи нает снижаться. Когда оно достигает давления, на которое отрегулирован предохранительный клапан, последний закрывается, разобщая внутрен ность сосуда и атмосферу, и в сосуде устанавливается нормальное давление.
Согласно правилам Госгортехнадзора каждый паровой котел произво дительностью более 100 кг/ч снабжают не менее чем двумя независимыми предохранительными клапанами, сообщающимися с его паровым пространст вом. Один из предохранительных клапанов является контрольным и имеет устройство, не позволяющее обслуживающему котел персоналу изменять регулировку клапана, но не препятствующее проверке его состояния.
У барабанных котлов часть предохранительных клапанов устанавли вают непосредственно на барабане котла, присоединяя их к особому штуцеру, а часть — на выходном коллекторе пароперегревателя. У прямоточных кот лов предохранительные клапаны можно устанавливать в любой точке паро проводов до запорного устройства.
Предохранительные клапаны выполняют трех типов: рычажные, пру жинные и импульсные. На стационарных паровых котлах устанавливают рычажные и импульсные предохранительные клапаны, причем на котлах с давлением выше 40 am предохранительные клапаны должны быть только импульсными.
Вода и водное хозяйство
В природной (сырой) воде всегда содержатся взвешенные и растворен ные твердые вещества, а также растворенные газы. Поэтому сырая вода для питания котлов непригодна, так как при наличии в воде твердых минераль ных примесей котел быстро зарастает накипью и забивается шламом, а имею щиеся в воде коррозионно - активные газы (кислород и углерод) вызывают коррозию.
Наилучшей водой для питания котлов является конденсат пара, получаемый в производственных и отопительных поверхностных теплообмен никах и конденсаторах паровых турбин электрических станций. При плот ных теплообменниках и конденсаторах такой конденсат содержит весьма малое количество минеральных примесей, потому что растворенные в кот ловой воде минеральные примеси в процессе испарения ее почти не перехо дят в пар. Однако конденсат не покрывает полной потребности котельных агрегатов в питательной воде, так как часть пара и воды теряется из цикла и должна быть восполнена соответствующим количеством добавочной воды. На конденсационных электрических станциях эта потеря невелика и не превышает обычно 2—3%, но в производственных котельных и на ТЭЦ часто значительное количество конденсата не возвращается и потребность в добавочной воде может достигать 40—60% всего количества воды в цикле.
Добавочной водой в котельных любой мощности обычно служит сырая вода после тщательной химической и термической обработки ее в специаль ных установках. В зависимости от свойств воды, а также производительно сти котельной и давления пара в котлах эти установки могут быть относи тельно простыми или очень сложными. Обычно сырую воду очищают от грубодисперсных и коллоидальных примесей и накипеобразующих солей и освобождают от растворенного воздуха.
Грубодисперсные примеси удаляют из воды отстаиванием ее в резервуарах либо фильтрацией, т. е. пропуском через слой зерненного кварца, задерживающего грубодисперсную примесь. Во многих случаях процессы отстаивания и фильтрации воды, объединяют: основную массу грубодисперсной примеси отделяют в отстойниках, а более глубокое освет ление производят в фильтрах, включенных за отстойниками.
Для удаления коллоидальных примесей воду подвергают коагуля ции, т. е. обработке сернокислым алюминием (коагулянтом), в результате чего коллоидальные примеси превращаются в грубодисперсные, которые затем отделяют от воды фильтрацией. Удаление из воды накипеобразующих солей, т. е. умягчение ее, в настоящее время чаще всего осуществляют путем катионного обмена. При этом способе воду, подлежащую умяг чению, пропускают через слой особого зернистого материала — катионита, который поглощает из воды катионы кальция и магния, взамен отдавая воде в эквивалентных количествах катионы веществ, не образующих накипи. Освобождение воды от растворенных в ней коррозионно -активных газов осуществляют вдеаэраторах различных типов.
На рис. 23-1 показана принципиальная схема водоумягчительной уста новки с предварительной коагуляцией и осветлением обрабатываемой воды сначала в отстойнике, а затем в механических фильтрах. Сырая вода по тру бе 1 поступает в распределитель 2, где она разделяется на два потока. Один поступает в подогреватель воды 3, в который также подается пар по трубе 4, а затем в отстойник 6. Другой поток проходит через вытеснитель коагулян та 5 и вместе с растворенным коагулянтом также направляется в отстойник 6. Здесь вода отстаивается от значительной части механических и коллоидаль ных примесей, а затем поступает в промежуточный бак 7, откуда она насо сом 8 подается в механические фильтры 9 для окончательного осветления. Далее в катионитовых фильтрах 10 вода освобождается от солей жесткости, после чего она подается в деаэраторную колонку 11, где освобождается от растворенных в ней газов, и стекает в питательный бак, из которого пи тательными насосами подается в котел.
Промышленно-отопительные котельные, как правило, питаются водой - из городского или промышленного водопровода, в котором она профильтро вана и коагулирована. Поэтому в промышленно-отопительных котельных подготовка добавочной воды заключается обычно в умягчении и деаэрации ее.
В паровых электрических станциях конденсационного типа в качестве добавочной воды к конденсату применяют также дистиллят, т. е. сконден сированный пар, полученный в испарителях, в которых используется тепло пара, отобранного из промежуточных ступеней паровой турбины.
Несмотря на тщательную очистку, добавочная вода вносит в водопаровой цикл котельной некоторое количество примесей, так как ни в каких установках нельзя удалить из воды абсолютно все количество растворенных в ней минеральных веществ и газов. Попадая в котел, минеральные примеси постепенно накапливаются в. котловой Воде до состояния насыщения и при дальнейшем испарении воды начинают выпадать из нее с образованием накипи и шлама. Растворенные коррозионно - активные газы выделяются из воды сразу по поступлении ее в котел и вступают в химическое взаимодействие с металлом котла, понемногу разрушая его. Поэтому в процессе эксплуатации котельных организуют особый режим котловой воды, имеющий целью устранить или свести к допустимому минимуму образование накипи и коррозию, вызываемые остаточным содержанием минеральных примесей и газов в добавочной воде.
Свойства водных растворов твердых веществ
Твердые вещества, содержащиеся в воде, по степени их дисперсности разделяют на механически взвешенные примеси, состоящие из минеральных и иногда органических частиц размером 0,5 мк и более, коллоидально- растворенные вещества, состоящие из ча стиц размером 0,001 — 0,5 мк, и истинно растворенные ве щества.
В зависимости от конкретных условий в воде могут содержаться в раст воренном состоянии различные вещества и притом в различных количествах. Количество вещества, растворенного в единице массы раствора, определяет концентрацию раствора и обычно выражается в миллиграммах или микрограммах на килограмм раствора (мг/кг или мкг/кг).
Как и всякая жидкость, вода может растворить только определенное максимальное количество того или иного вещества, образуя в этом случае насыщенный раствор. Избыточное количество вещества в раствор не перехо дит и остается в первоначальной фазе. Концентрация растворенного веще ства, соответствующая насыщенному раствору, называется раствори мостью этого вещества в данной жидкости. Различают вещества плохо и хорошо растворимые. Применительно к воде, например, плохо растворимы CaSO4, СаСО3, CaSiO3, хорошо растворимы СаС12, MgCl2.
Растворимость вещества зависит от температуры жидкости, в которой оно растворяется. При этом различают вещества с положительным термиче ским коэффициентом растворимости, у которых растворимость увеличивает ся с ростом температуры, и вещества с отрицательным термическим коэф фициентом растворимости, у которых с ростом температуры растворимость уменьшается. Применительно к воде к первым относятся, например, СаС12, MgCl2 , ко вторым CaSO4, CaSiO3, MgSiO3.
При установившемся состоянии вещества, растворенные в воде, остают ся химически пассивными. Однако повышение температуры воды может при вести к возникновению химических реакций между этими веществами и изменению их химического состава, а также к выпадению некоторых возник ших веществ в осадок.
Когда в воде содержится большое количество солей с отрицательным термическим коэффициентом растворимости, нагрев ее может привести к на сыщению раствора, после чего при дальнейшем повышении температуры нач нется выпадение растворенного вещества в осадок. Растворенные вещества неизбежно выделяются из воды и при частичном испарении ее, так как они не переходят в пар. Поэтому в процессе испарения вода неизбежно насыщается растворенными в ней веществами, после чего из лишек их начинает выделяться; в первую очередь выделяются соли с низкой растворимостью, например CaSO4, СаСО3, CaSiO3 и др.
Большинство твердых веществ, истинно растворенных в воде, представ ляет собой э л е к т р о л и т ы, т. е. вещества, молекулы которых в водной среде распадаются на ионы — атомы или группы атомов, несущие электри ческий заряд, тогда как обычные атомы нейтральны. Молекула электролита распадается на два иона. Один из них имеет положительный заряд и назы вается катионом, другой имеет отрицательный заряд и называется анионом. Металлы, входящие в молекулу электролита (Mg, Ca, Fe), становятся катионами, а металлоиды (Cl, S) и кислотные радикалы (SO4, СО3, SiO3) — анионами. Водород в зависимости от конкретных условий может стать как катионом, так и анионом. В слабых растворах на ионы рас падается все количество электролита, растворенное в воде; в более концент рированных растворах на ионы распадается только часть растворенного электролита. Отношение количества распавшегося на ионы электролита ко всему количеству электролита, растворенного в воде, называется сте пенью электролитической диссоциации его.
Особенности газовых растворов
Растворение газов в жидкостях приблизительно описывается законом Генри, который гласит, что концентрация газа, растворенного в жидкости, прямо пропорциональна давлению газа над раствором и растворимости его. Газы имеют различную растворимость, но она всегда уменьшается с повы шением температуры жидкости.
При температуре кипения жидкость полностью теряет способность раст ворять газы, так что при этой температуре растворенных газов в жидкости не содержится.
В сырой воде обычно растворены азот, кислород, углекислый газ, серо водород. Все они нежелательны, но особенно вредными являются коррозионно- активные газы: кислород и углекислый газ. Кислород, попавший, в водопаровой тракт котельного агрегата, непосредственно вступает в реак цию окисления металла элементов этого тракта. Углекислый газ, особенно в котлах высокого давления, интенсифицирует кислородную коррозию, препятствуя образованию защитного окисного слоя на поверхности коррози рующего металла, вследствие чего скорость коррозии не уменьшается со временем.
Показатели качества воды
Основными показателями, характеризующими качество сырой, пита тельной и котловой воды, являются сухой (или растворенный) остаток, общее солесодержание, жесткость, щелочность, содержание кремниевой кислоты, концентрация водородных ионов и содержание коррозионно - активных газов.
Сухой (или растворенный) остаток характеризует содержание растворенных и коллоидальных неорганических и частично органических твердых примесей, выраженное в мг/кг или мкг/кг. Он определяется как остаток, высушенный при 110° С до постоянного веса после выпаривания воды, профильтрованной через плотный бумажный фильтр.
Общее солесодержание характеризует общее количество минеральных веществ, растворенных в данной воде, выраженное в мг/кг или мкг/кг. Оно является подсчитанной по ионному составу общей концентра цией солей в воде. Солесодержание, как правило, меньше растворенного остатка воды, поскольку последний включает также коллоидно-дисперсные вещества, которые не являются истинно растворенными веществами.
Жесткость воды характеризует содержание в ней кальциевых и магниевых солей, обусловливающих накипеобразующие свойства воды. Различают жесткость общую, временную (карбонатную) и постоянную (не карбонатную). Общая жесткость представляет собой сумму вели чин временной и постоянной жесткости и характеризует суммарное содержа ние в воде кальциевых и магниевых солей. Временная жесткость характе ризует содержание в воде бикарбонатов кальция и магния. Постоянная жесткость характеризует содержание пере численных выше солей кальция и магния, за исключением двууглекислых. Численно величина жесткости воды выражается через концентрацию в воде соответствующих ионов растворенных веществ, выраженную в эквивалент ных единицах, т. е. мг-экв/кг или мкг-экв/кг.
Величина общей жесткости воды равна выраженной в эквивалентных единицах суммарной концентрации в воде катионов кальция и магния, т. е.
Жо = Са2+/20,04 + Мg2+/12,16
где Са2+ и Мg2+ — концентрации в воде соответственно катионов кальция и магния, мг/кг; 20,04 и 12,16 — соответственно эквивалентные массы их, мг/мг-экв.
Величина карбонатной жесткости равна выраженной в эквивалентных единицах концентрации в воде анионов бикарбонатов кальция и магния, т. е.
Жк =НСО -3/61,02
где НСО -3— концентрация в воде соответственно анионов бикарбонатов кальция и магния, мг/кг; 61,02 — эквивалентная масса их, мг/мг экв. Наконец, величина постоянной (некарбонатной) жесткости равна:
Жп = Жо — Жк, мг-экв/кг.
Щелочность воды характеризует содержание в ней щелочных сое динений, как-то: гидратов, карбонатов, бикарбонатов, фосфатов окисей нат рия, кальция и магния. Величина щелочности воды равна суммарной концент рации в ней гидроксильных, карбонатных, бикарбонатных, фосфат ных и других анионов слабых кислот, выраженной в эквивалентных единицах, т. е. мг-экв/кг или мкг-экв/кг. В зависимости от обусловливающих щелочность анионов различают гидратную щелочность, обусловленную кон центрацией в воде гидроксильных анионов ОН-, карбонатную щелочность, обусловленную концентрацией в воде карбонатных анионов СОз- , бикарбонатную щелочность, обусловленную концентрацией в воде бикарбонат ных анионов НСОз-.
Кремнесодержание характеризует общую концентрацию в воде различных соединений кремния, находящихся в молекулярной и коллоидальной формах. Условно кремнесодержание пересчитывают на SiO2 и выражают в мг/кг или мкг/кг.
Концентрация водородных ионов является одной из важнейших характеристик воды. В воде происходит непрерывный обратимый процесс диссоциации молекул воды на ионы водорода Н+ и гидроксильные ионы ОН-.Количество одновременно диссоциирующих молекул крайне незначи тельно, составляя приблизительно одну десятимиллионную часть всех моле кул воды. Тем не менее, в результате этой диссоциации, в воде содержится некоторое равновесное количество ионов водорода и гидроксильных ионов.
Если вода является химически чистой, т. е. не содержит никаких раст воренных примесей, то количество водородных ионов в воде равно количест ву гидроксильных ионов, так как оба эти иона одновалентны. В результате в химически чистой воде концентрация Н+ всегда равна концентрации ОН—. В воде, содержащей растворенные вещества, соотношение концентрации Н+ и ОН- изменяется. При этом если в воде растворены кислоты, которые диссоциируют, с появлением водородного иона, то общая концентрация водород ных ионов возрастает, а если в воде растворены щелочи, которые диссоци ируют с появлением гидроксильного иона, то возрастает концентрация гид роксильных ионов.
В практике концентрацию водородных ионов в воде выражают не непо средственно, а через отрицательный логарифм ее. В соответствии с этим показатель концентрации водородных ионов, вы ражаемый символом рН, для абсолютно чистой воды при темпе ратуре 22° С становится равным рН = 7
Для воды, содержащей растворенные кислоты, т. е. для воды с кислой реакцией, рН<7; для воды, содержащей растворенные щелочи, т. е. для воды со щелочной реакцией, рН>7.
Содержание коррозионно-активных газов в воде характеризуется содержанием в ней кислорода и углекислого газа, выра женным в мг/кг или мкг/кг.
Умягчение воды в катионитовых установках
Катионитовый фильтр представляет собой цилиндриче ский сварной стальной корпус диаметром 1 000—3 000 и высотой 3 500— 6 500 мм, приблизительно на две трети высоты заполненный зернистой массой катионита. Вода, подлежащая умягчению, но трубе поступает в распределительную систему. Пройдя сквозь слой катионита и умягчив шись в нем, вода поступает в дренажное устройство, состоящее из коллекто ра с системой присоединенных к нему ответвлений, на которых приварены штуцера с навернутыми на них щелевыми колпачками из пластмассы. Пройдя это устройство, умягченная вода по трубе выходит из фильтра.
В процессе умягчения воды катионит постепенно истощается, в резуль тате чего катионный обмен между водой и катионитом прекращается. Для восстановления умягчающей способности катионит подвергают регенерации, отключая фильтр и пропуская через него водный раствор регенерирующего вещества. Регенерация восстанавливает реактивную способность катионита, и загруженный в фильтр катионит может прослужить несколько лет. Реге нерирующий раствор получают в солерастворителях, когда реагент твердый, или мерниках, когда он жидкий.
Солерастворитель представляет собой цилиндрический сварной стальной сосуд диаметром 700—1 000 и высотой около I 000 мм, в который загружают несколько слоев кварца различной крупности. Реге нерирующий реагент подается в солерастворитель через плотно закрывае мый люк, а вода — через задвижку и трубу. Растворенный реагент фильтруется через слой кварца, поступает в дренажное устройство и затем по трубе выводится из солерастворителя и подается в катионитовый фильтр по трубопроводу, присоединяемому к задвижке и к фланцу филь тра. Для периодической промывки кварца предусматривают по дачу воды через задвижку в дренажное устройство с выводом ее через трубу и задвижку в дренаж. Опорожняется солерастворитель через спуск ную трубу, закрытую задвижкой.
Мерник представляет собой род смесительного сосуда, в котором сильно концентрированный раствор жидкого реагента перед подачей в фильтр для регенерации катионита разбавляют водой до требуемой концентрации.
В процессе катионирования соли жесткости почти полностью удаляются из воды; остаточная жесткость умягченной воды может быть доведена до 0,02—0,01 мг-экв/кг. Однако поскольку соли магния и кальция заменяются в воде эквивалентным количеством аналогичных солей натрия, суммарное солесодержание катионированной воды по сравнению с солесодержанием исходной воды не уменьшается. Щелочность воды, прошедшей Na-катионито-вый фильтр, заметно повышается, так как при катионном обмене вся карбо натная жесткость исходной воды преобразуется в бикарбонат натрия. По этому чистое Na-катионирование применяют только при умягчении воды с небольшой карбонатной жесткостью в тех случаях, когда может быть допущена щелочность химически очищенной воды, приблизительно равная щелочности исходной воды, и когда к качеству пара не предъявляют осо бых требований по содержанию углекислоты. Так как повышенная ще лочность питательной воды может вызвать вспенивание котловой воды, избыточную щелочность катионированной воды часто нейтрализуют серной или фосфорной кислотой.
Регенерацию Na-катионитовых фильтров осуществляют 5—8%-ным раствором поваренной соли. При этом поглощенные катионитом ионы Са и Mg переходят в раствор, вытесняясь ионами Na.
Существуют две схемы включения Na-катионитовых фильтров: одно- и двухступенчатая. При более простой и удобной в эксплуатации одно ступенчатой схеме все фильтры включают параллельно, так что весь процесс умягчения воды полностью заканчивается в одном фильтре. Конечная жесткость умягчаемой воды после одноступенчатого катиониро вания в зависимости от удельного расхода соли на регенерацию может быть снижена до 0,03—0,05 мг-экв/кг. Схему с двухступенчатым катионированием применяют при наличии более жестких требований к умягчен ной воде. При этой схеме вода, прошедшая фильтр первой ступени и умяг чившаяся в нем приблизительно до приведенных выше или несколько боль ших значений жесткости, поступает в фильтр второй ступени, в котором жесткость воды может быть снижена до 0,01 мг-экв/кг.
При одноступенчатом катионировании и в фильтрах первой ступени при двухступенчатом катионировании скорость фильтрации не должна превы шать: 25 м/ч—для воды с жесткостью до 5 мг-экв/кг, 15м/ч — для воды с жест костью 5—10 мг-экв/кг и 10 м/ч — для воды с жесткостью 10—15 мг-экв/кг. В Na-катионитовых фильтрах второй ступени скорость фильтрации принимают до 60 м/ч независимо от начальной жесткости воды, так что фильтры второй ступени получаются меньшего диаметра, чем фильтры первой ступени, либо их ставят меньшее количество. Чтобы сохранить сопротивление филь тров второй ступени при названной повышенной скорости в пределах 12— 15 м вод. ст., высоту слоя катионита в них снижают до 1,5 м. Скорость фильтрации раствора NaCl через слой катионита составляет приблизительно 3—5 м/ч. Так как по мере обогащения катионита натрием скорость регенера ции уменьшается, целесообразно осуществлять ступенчатую регенерацию, вначале подавая 2—3%-ный раствор соли, а затем увеличивая концентра цию соли в растворе до 7—10%. Расход поваренной соли на 1 г-экв рабочей обменной способности катионита составляет при одноступенчатом катионировании 150—200 г/г-экв, а при двухступенчатом 120—150 г/г-экв на фильтры первой ступени и 300—400 г/г-экв на фильтры второй ступени.
Водород-катионирование (Н-катионирование) применяют при умягче нии воды с большой карбонатной жесткостью.
После Н-катионирования все катионы, содержащиеся в исходной воде, заменяются катионами водорода. При этом карбонатная жесткость воды устраняется полностью, что приводит к соответствующему уменьшению солесодержания воды. Кроме того, из воды удаляются все соли кальция и магния, но в воде появляется эквивалентное количество серной, соляной, угольной и кремниевой кислот, присутствие которых в котловой воде неже лательно. Поэтому вода после Н-катионирования может быть использована только в смеси с водой, прошедшей Na-катионирование, так как в этом слу чае кислоты Н-катионированной воды будут нейтрализованы щелочами Na-катионированной воды.
Для регенерации истощенного Н-катионита через фильтр пропускают 1 — 1,5%-ный раствор серной кислоты. Скорости фильтрации умягчаемой воды и взрыхления приблизительно те же, что и в Na-катионитовых фильтрах. Регенерационный раствор про пускают со скоростью не менее 10 м/ч во избежание возможного гипсования катионита; с этой же скоростью через фильтр пропускают и отмывочную воду. Первую половину отмывочной воды сливают в дренаж, вторую соби рают в бак отмывочной воды для использования при взрыхлении катионита при последующей регенерации. Удельный расход серной кислоты на регененерацию колеблется в довольно широких пределах: 50—150 г/г-экв в зависи мости от солесодержания исходной воды и жесткости умягченной воды.
Существует несколько схем Н — Na-катионирования, из которых более распространены две: последовательного и параллельного Н — Na-катио нирования. При схеме с последовательными — Na-катионированием умягчаемая вода полностью или частично проходит сначала Н-ка тионитовые фильтры, а затем окисленная целиком поступает в Na-катионитовые фильтры. В первом случае Н-катионитовый фильтр регенерируется уменьшенным количеством кислоты («голодная» регенерация) из расчета, чтобы ионы водорода обменивались лишь на то количество катионов умяг ченной воды, которое эквивалентно ее карбонатной жесткости. Между Н- и Na-катионитовыми фильтрами, как правило, устанавливают декарбонизатор для удаления углекислоты, содержащейся в больших количествах в воде, прошедшей Н-катионитовые фильтры.
Схему последовательного Н — Na-катионирования рекомендуется при менять при повышенных жесткости и солесодержанни умягчаемой воды.
При параллельном Н — Na-катионировании Н- и Na-катионитовые фильтры включаются параллельно и вода, подлежащая умягчению, проходит через них двумя параллельными потоками. При этом вода на вы ходе из Н-катионитового фильтра содержит все анионы в виде свободных кислот, а на выходе из Na-катионитового фильтра — бикарбонат натрия в количестве, эквивалентном величине карбонатной жесткости исходной воды. Смешивая эти воды в нужных пропорциях, получают умягченную воду с требуемой щелочностью. Для предотвращения опасности перекисления воды в схему последовательно с параллельно включенными фильтрами вклю чают так называемый «барьерный» Na-катионитовый фильтр, в котором все кислоты, за исключением углекислоты, превращаются в нейтральные соли. Этот же фильтр задерживает случайные проскоки жесткости из-за расстрой ства режима работы фильтров. Наконец, барьерный фильтр позволяет су щественно снизить конечную жесткость умягченной воды, которую можно довести до 0,03 мг-экв/кг и менее. Другое достоинство параллельного Н — Na-катионирования состоит в том, что при нем можно снизить щелочность умягченной воды до 0,3 — 0,4 мг-экв/кг, чего обычно нельзя достигнуть при иных схемах Н — Na-катионирования.
Параллельное Н — Na-катионирование рекомендуется применять в тех случаях, когда концентрация сульфатов и хлоридов в исходной воде не пре вышает 3 — 4, а содержание натрия 1 — 2 мг-экв/кг.
При аммоний-катионировании (NН4-катионировании) все катионы ис ходной воды обмениваются в слое катионита на катион аммония. Таким образом, в умягчен ной воде появляются соли аммония, так что она не становится кислой. NH4 катионирование имеет то преимущество перед Н-катионированием, что при нем не приходится иметь дело с серной кислотой, которая требует кислотоупор ных арматуры, трубопроводов и емкостей, что делает его перспективным для производственно-отопительных котельных. Однако NН4-катионирование имеет ту особенность, что соли аммония, попадая в котел, из-за высокой температуры воды распадаются на аммиак и свободные кислоты, при этом аммиак и углекислота, будучи газообразными, уносятся паром, a H2SО4 и НСI накапливаются в котловой воде, приводя к усилению кор розии металла котла. Поэтому NН4-катионирование приходится применять только в сочетании с Na-катионированием. В этом случае названные кисло ты нейтрализуются внесенными в котел щелочами, содержащимися в воде, прошедшей Na-катионирование, причем NaCl и Na2SO4 какипи не образуют и удаляются в виде шлама при периодической продувке.
В качестве катионита при NН4-катионировании также употребляют сульфоуголь, но обогащенный солями аммония. Регенерируют истощенный катионит 2 — 3%-ным раствором сульфата аммония. Расход ре агента составляет приблизительно 200 г/г-экв. Недостатком Na-катионирования является загрязнение пара аммиаком, что во многих случаях нежела тельно, в частности потому, что большая концентрация аммиака в конденса те в присутствии растворенного кислорода вызывает коррозию медных сплавов.
Существуют две схемы NH4 — Na- катионирования: параллель ная и совместная. При параллельном NH4— Na-катионировании поток умягчаемой воды разделяют на два потока, из коих один проходит через NH4 -катионитовый фильтр, а другой — через Na-катионитовый фильтр. Доля воды, которую следует пропускать через NH4 -катионитовый фильтр, определяется карбонатной жесткостью исходной воды и содержанием в ней ионов хлора Cl и сульфата SO4, а также заданной щелочностью умягчен ной воды
При совместном NH4— Na-катионировании умягчение воды происхо дит в одном и том же фильтре, причем катионит регенерируется смесью сульфата аммония и поваренной соли, растворенных в воде в необходимой пропорции.
Химическое обессоливание добавочной воды
Катионирование добавочной воды решает вопрос водоподготовки только для котельных среднего давления. В котельных высокого и закритического давления к качеству питательной воды предъявляют особенно высокие тре бования, а потому применяют более совершенные методы обработки доба вочной воды: обессоливание, т. е. удаление всех растворенных в ней солей, и обескремнивание, т. е. удаление находящихся в ней соединений кремния.
Наиболее эффективным способом обессоливания и обескремнивания воды является испарение ее в теплообменниках (испарителях), обогревае мых паром, отбираемым из турбин, с последующим получением дистиллята конденсацией испаренной воды. Однако при большом расходе добавочной воды (на ТЭЦ) испарительные установки получаются громоздкими, причем сооружение их не исключает необходимости предварительного водоумягчения, так как испарители при работе на сырой воде быстро зарастают накипью. Поэтому обессоливание и обескремнивание добавочной воды чаще осуществляют химическими методами — сочетанием обработки воды в Н-ка-тионитовых и анионитовых фильтрах. Воду, прошедшую Н-катионитовые фильтры и поэтому содержащую серную, соляную, угольную и крем ниевую кислоты, фильтруют через слой анионита, т. е. твердого, нераст воримого в воде материала, способного вступить в реакцию ионного обмена с кислотами.
Рис. Принципиальная схема установки для глубокого химического обессоливания и обескремнивания воды.
На рис. показана принципиальная схема установки для глубокого химического обессоливания и обескремнивания воды. Предварительно коагу лированную и осветленную воду подают по трубопроводу 1 в Н-катионитовые фильтры 2, а затем в анионитовые фильтры 3, загруженные слабооснов ным анионитом. В первых фильтрах вследствие реакций катионного обмена находящиеся в жесткой воде катионы заменяются катионами водорода, во вторых вследствие реакций анионного обмена находящиеся в воде анионы сильных кислот заменяются гидроксильными анионами ОН, в результате чего солесодержание обрабатываемой воды резко снижается. Затем воду последовательно пропускают через Н-катионитовые фильтры второй ступени 4 и удалитель СО2 5, из которого она сливается в промежуточ ный бак 7. Продувкой слоя воды воздухом, который подается в аппарат 5 воздуходувкой 6, удаляют из нее СО2. Из бака 7 вода направляется насосом 8 в загруженные сильноосновным анионитом фильтры 9, в которых в резуль тате реакций анионного обмена из воды удаляются анионы кремниевой кислоты. После этого химически обессоленная вода поступает в деаэра тор 10.
Деаэрация питательной воды
Существует несколько способов деаэрации питательной воды: термиче ский, десорбционный, химический и др., но в настоящее время подавляющее распространение получил термический способ. Этот способ ос нован на том, что растворение в воде газов уменьшается по мере повышения ее температуры и совершенно прекращается при достижении температуры кипения, когда растворенные газы полностью выделяются из воды. Существует несколько типов термических деаэраторов, но в настоящее время в паровых котельных основное распространение получили смеши вающие деаэраторы атмосферного типа. Такой деаэратор представляет собой вертикальную металлическую цилиндрическую колонку 4 диаметром 1—2 и высотой 1,5—2 м, установленную на горизонтальном цилиндрическом баке, предназначенном для хранения запаса деаэрированной воды.
Вода, подлежащая деаэрации, подается в верхнюю часть колонки, где она попадает в водораспределительное устройство 2. Перелившись через край этого устройства, вода стекает вниз, проходя через систему дырчатых тарелок 3 и разбиваясь при этом на тонкие струйки. На своем пути вода встре чает восходящий поток пара, который поступает в колонку у ее основания и, пройдя парораспределительную камеру 5, начинает подниматься навстречу падающим струям воды. В результате непосредственного контакта с паром струйки стекающей воды нагреваются до температуры кипения, вследствие чего содержащийся в них воздух выделяется и удаляется с некоторым не большим количеством не сконденсировавшегося пара через штуцер 1, вваренный в крышку колонки. Нагретая до температуры кипения деа эрированная вода, стекает в питательный бак. В описанном деаэраторе поддерживают давление, несколько превы шающее атмосферное, обычно 1,2 am, в соответствии с чем воду нагревают до температуры 104° С, т. е. до температуры кипения при этом давлении. Ко личество воды, подаваемой в деаэратор, регулируют, исходя из условия под держания постоянного уровня ее в баке. Для этого служит регулятор уров ня поплавкового типа, воздействующий на запорный клапан трубопровода поступающей воды. Регулирование подачи пара может быть как ручным, так и автоматическим. Чтобы предотвратить потерю пара, выходящего из деаэратора через штуцер 1, и заключенного в нем тепла, этот пар направляют в теплообменник (охладитель выпара) для подогрева воды, пода ваемой в деаэратор.
Кроме деаэраторов атмосферного типа, существуют деаэраторы повышенного давления и вакуумные. Первые работают при давлении 6—7 am; их устанавливают на крупных электри ческих станциях высокого и закритического давления. Вакуумные деаэра торы получили распространение для деаэрации подпиточной воды тепловых сетей в отопительных котельных с крупными водогрейными кот лами, так как в этих котельных отсутствие пара и невысокая температура подогрева сетевой воды в летнее время исключают возможность осуществ ления атмосферной деаэрации.
Существует несколько схем работы вакуумных деаэраторов, которые, как и атмосферные, состоят из колонки 4 и питательного бака 5. Вакуум создается водоструйным эжектором 3, присоединяемым к выходному штуцеру 1 и работающим на холодной воде, подлежащей деаэрации, что це лесообразно, так как водоструйные эжекторы работают тем лучше, чем ниже температура эжектирующей воды. Кроме того, для облегчения ра боты эжектора перед ним устанавливают охладитель выпара 2. Отработав шая в эжекторе вода собирается в резервуаре 6, откуда она поступает в водо-водяной подогреватель 7, работающий на горячей воде, отведенной от магистрали горячей сетевой воды. Подогревшись здесь до температуры кипения, вода поступает в колонку деаэратора, где она освобождается от растворен ных газов.
Чтобы деаэрированная вода, собирающаяся в баке 5, сохраняла темпе ратуру кипения, в этом баке иногда размещают змеевик, также обогревае мый горячей водой из водогрейных котлов. Из резервуара 6 вода подается в деаэратор атмосферным давлением (поскольку в деаэраторе вакуум) либо особым насосом. Деаэраторы подпиточной воды выполняют на производи тельность 50—3 200 т/ч. Они работают при давлении 0,3 am, чему соответст вует температура кипения воды 68,9° С.
Водный режим котельных агрегатов. Внутренняя коррозия
Поступающие в котел с добавочной водой минеральные примеси посте пенно накапливаются в котловой воде и после наступления состояния на сыщения начинают выпадать из нее. Прежде всего, состояние насыщения на ступает для солей жесткости, и они начинают выпадать из воды в первую очередь, обычно в виде кристаллов. Центрами кристаллизации служат ше роховатости на поверхностях нагрева, а также взвешенные и коллоидаль ные частицы, находящиеся в котловой воде. Вещества, которые кристалли зуются непосредственно на поверхностях нагрева в виде плотных отложений, образуют накипь, как правило очень прочную и трудно удаляемую. Вещества, кристаллизующиеся в объеме котловой воды, образуют взве шенные частицы — шлам.
Наиболее распространены кальциевая и магниевая накипи, в составе которых преобладают CaSO4, CaSiO3. Накипь, как правило, имеет низкий коэффициент теплопроводности, со ставляющий 0,1—2,0 ккал/м•ч•град. Поэтому даже тонкий слой накипи приводит к резкому повышению температуры металла поверхностей нагрева котельных агрегатов. При этом в высокотемпературных поверхностях нагре ва (экраны, фестоны, первые ряды кипятильных труб конвективного пучка) эта температура по мере увеличения толщины слоя накипи может превысить предельную по условиям прочности металла, после чего начинается постепен ная деформация его с образованием отдулин, т. е. местного вздутия тру бы, имеющего диаметр 20—30 мм. Затем на месте отдулины образуется свищ — щелевидное отверстие длиной 20—30 мм вдоль образующей тру бы. Через него с большой скоростью начинает бить струя воды, и котел при ходится останавливать для устранения свища. В тех газоходах водотрубных котлов и водяных экономайзеров, где повышение температуры стенки трубы не угрожает надежности работы котла, накипь также недопустима, так как она приводит к уменьшению к. п. д. котельного агрегата и может привести к уменьшению производительности его в результате уменьшения коэф фициента теплопередачи и связанного с этим повышения температуры отходящих газов.
В отличие от соединений кальция и магния, образующих накипь, сили кат магния и некоторые другие соединения магния в барабанных котлах образуют подвижный, легко удаляемый шлам.
На нормальный режим работы барабанного котла большое влияние оказывает также щелочность котловой воды. Чрезмерное повышение ее может привести к вспениванию и заполнению вспененной водой всего паро вого пространства барабана. В этих условиях сепарационные устройства пе рестают выполнять свое назначение, и вода проникает в пароперегреватель, а затем в паровую турбину, создавая угрозу повреждения ее.
Повышенная щелочность котловой воды может также стать причиной особой формы коррозии металла - щелочной, а также причиной появ ления трещин в заклепочных швах и развальцованных концах кипятильных и экранных труб (межкристаллитная коррозия или щелоч ная хрупкость металла). Наряду с этим небольшая щелочность кот ловой воды желательна, так как она способствует уменьшению кислородной коррозии металла.
В котлах высокого давления начинает вредно сказываться содержание в воде кремниевой кислоты H2SiO3. При высоком давлении, начиная при мерно с 70 am, кремниевая кислота, как уже отмечалось, приобретает спо собность растворяться в водяном паре, причем с повышением давления эта растворимость резко возрастает. Попадая вместе с паром в пароперегрева тель, она обезвоживается, в результате чего в паре появляется SiO2, Попадая затем в турбину, SiO2 образует на ее лопатках нерастворимые в воде отло жения, что приводит к необходимости останавливать турбину для удаления их. Большой вред при попадании в водопаровой тракт приносят растворен ные в питательной воде кислород и углекислота, так как они вызывают раз личные формы внутренней коррозии металла элементов котельного агрегата, которая может за сравнительно короткое время вывести их из строя.
В связи с изложенным возникает необходимость нормировать качество питательной воды по ряду показателей. Чтобы предотвратить образование отложений на поверхностях нагрева и исключить угрозу повреждения труб котельного агрегата, а также предот вратить коррозионные процессы металла труб всего водопарового тракта при эксплуатации, организуют специальный водный режим работы котельного агрегата.
Чтобы исключить возможность выпадения из котловой воды накипеобразующих солей и образования накипи в барабанных котлах, необходимо, чтобы концентрация накипеобразующих солей в котловой воде не превы шала известного значения, находящегося ниже критической концентрации, при которой начинается их выпадение из раствора. Этого достигают про дувкой котла, т. е. выпуском из него некоторого количества воды, чтобы удалить то же количество солей, которое поступает в него с питательной водой. В результате количество солей, содержащихся в котловой воде, ста билизуется на некотором уровне, что исключает опасность чрезмерного на копления солей в котле и выпадения их из раствора. Так как солесодержание котловой воды во много раз выше солесодержания питательной во ды, то стабилизация солевого балан са котла достигается продувкой толь ко очень незначительной части подан ной в котел воды.
Организуют продувки периодиче скую и непрерывную. Периоди ческой продувкой удаляют из котла вместе с небольшой частью котловой воды осевший шлам. Непрерыв ная продувка обеспечивает равномерное удаление из котла нако пившихся растворенных солей без на рушений режима работы его. Периоди ческую продувку проводят через каж дые 8—16 ч из нижних барабанов и кол лекторов котлов, т. е. из мест, в кото рых накапливается шлам. Непрерыв ную продувку применяют наряду с периодической из барабана котла (при двухбарабанных котлах — из верхнего). Вода непрерывной продувки по дается в расширитель 5, в котором давление ее падает до атмосферного. В результате, часть воды испаряется и образовавшийся пар поступает в деаэра тор, где тепло его используется. Оставшаяся вода проходит в сливной ко лодец через теплообменник, где также используется часть тепла проду вочной воды.
Так как часть тепла продувочной воды теряется, стремятся к тому, чтобы количество продувочной воды было минимальным. Эффективным методом снижения величины продувки является ступенчатое испарение, сущность которого состоит в том, что водяной объем и парообразующие циркуляцион ные контуры котла разделяют на несколько отсеков, соединенных по пару и разделенных по воде. Питательная вода подается только в первый отсек. Для второго отсека питательной водой является продувочная вода первого отсека. Продувочная вода из второго отсека поступает в третий отсек и т. д. При этом концентрация примесей в котловой воде нарастает от отсека к от секу. Продувку котла проводят из последнего (при двухступенчатом испа рении — из второго, при трехступенчатом — из третьего) отсека. Так как концентрация примесей в воде второго или третьего отсека значительно выше, чем в котловой воде при одноступенчатом испарении, то для вывода примесей из котла требуется меньшая продувка.
В котлах низкого и среднего давления количество солей, уносимых паром, пре небрежимо мало по сравнению с количеством солей, поступающих в котел с питатель ной водой. Процент продувки тем больше, чем при прочих равных условиях выше солесодержание питательной воды или ниже предельно допустимое солесодержание котловой воды. Про дувка котлов при восполнении потери пара и конденсата дистиллятом, или обессоленной водой не должна быть менее 0,3 и более 0,5% количества выра ботанного пара. При восполнении потери химически очищенной водой про дувка должна быть не менее 0,5 и не более 3,096, и только в тех случаях, когда количество невозвращаемого конденсата становится большим, про дувку можно увеличивать до 5,0%.
Единых норм качества котловой воды для барабанных котлов не суще ствует. Допустимые предельные значения солесодержания, кремнесодержания и щелочности котловой воды зависят от большого числа факторов: типа и конструкции парового котла, давления пара, характера испарения (одно- или двухступенчатое) и др.
Полностью избежать образования накипи на поверхностях нагрева только путем улучшения качества питательной воды и продувки котла удает ся не всегда. Необходимо еще дополнительно влиять на качество котловой воды, для чего применяют так называемый коррекционный метод обработки ее. В котловую воду вводят специальные реагенты — коррекционные вещества, анионы которых связывают и осаждают в виде шлама катионы кальция и магния питательной воды, проникшие в котел.
В котлах малой паропроизводительности с давлением не свыше 14 am в качестве коррекционных веществ применяют реагенты, дающие в растворе карбонатные анионы для связывания и осаждения в виде шлама катионов кальция (например, Na2CO3), и гидроксильные анионы для свя зывания и осаждения в виде шлама катионов магния (например, NaOH). Однако карбонатные анионы, будучи нестойкими, переходят в котловой воде в гидроксильные анионы в результате гидролитического расщепления, степень которого тем больше, чем выше давление в котле.
При давлении 50 am почти все карбонатные анионы подвергаются рас щеплению, поэтому в котлах с давлением выше 16 am вместо карбонатных применяют более стойкие и не подвергающиеся расщеплению фосфат ные анионы. В качестве реагентов для фосфатного корректирования кот ловой воды чаще всего применяют тринатрийфосфат
Получающиеся вещества обладают малой растворимостью и выпадают в виде шлама, удаляемого в дальнейшем при периодических продувках. Фосфатирование котловой воды осуществля ют так, чтобы в ней постоянно содержался некоторый избыток фосфатных анионов. Режим фосфатирования может быть двояким: фосфатно-щелочным и с чисто фосфатной щелочностью, т. е. с отсутствием свободной щелочности. Режим фосфатно-щелочный ведут при питании котлов конденса том с добавкой химически умягченной воды, а режим чисто фосфат ный — при питании котлов конденсатом с добавкой дистиллята и хими чески обессоленной воды. Рекомендуемый избыток РО4 в котловой воде для этих режимов составляет:
котлы без ступенчатого испарения—не менее 5 мг/кг и не более 15 мг/кг;
котлы со ступенчатым испарением: по чистому отсеку—не менее 5 мг/кг и не более 10 мг/кг; по солевому отсеку — не более 75 мг/кг, При постоянном поддержании жесткости питательной воды менее 3 мкг-экв/кг и содержании в котловой воде кремнекислоты и сульфатов не выше нормы, установленной теплохимическими испытаниями, допу скается пониженный избыток фосфатов в котловой воде или отказ от фосфатирования.
В прямоточных котлах все поступающие в него с питательной водой ми неральные примеси оседают на стенках труб котла либо уносятся паром, так как в прямоточных котлах продувку применить нельзя. Отложение солей начинается, когда влагосодержание пара уменьшается до 50—20%, и за канчивается, когда температура пара начинает превышать температуру насы щения на 20—30° С. Наибольшее отложение солей происходит в области, где влажность пара становится менее 5—6%.
Поскольку нарастание отложений солей в трубах прямоточных котлов происходит непрерывно, последние приходится периодически останавливать во избежание чрезмерного нарастания накипи. Сообразно с этим проектиро вание и эксплуатацию прямоточных котлов ведут так, чтобы момент вынуж денной остановки котла наступал как можно позднее. Для этого при проекти ровании зону максимального отложения солей размещают в области пони женной температуры дымовых газов, чтобы облегчить температурный ре жим этой зоны котельных труб (переходная зона).
Прямоточные котлы питают конденсатом паровых турбин с возмещением потерь пара и воды дистиллированной водой, получаемой в испарителях, или химически обессоленной водой. Водную промывку осуществляют при очередных остановках котла во дой с температурой 100° С, которую прокачивают через котел. Кислотную промывку осуществляют через каждые 2—3 года слабым раствором хромовой или соляной кислоты.
Внутренняя коррозия металла котельных агрегатов различается хими ческая и электрохимическая. Чисто химической является пароводяная кор розия; к электрохимическим коррозионным процессам относятся коррозия под действием кислорода и углекислого газа, а также щелочная коррозия. Сущность процесса электрохимической коррозии состоит в том, что при со прикосновении металла с электролитами на поверхности его образуются мик рогальванические элементы, появление которых сопровождается переходом на анодном участке ионов металла в раствор.
Кислородная коррозия происходит в трубах водяных экономай зеров в результате взаимодействия металла трубы с кислородом и углекисло той, растворенными в воде. Основной способ предотвращения ее — тщатель ная деаэрация питательной воды. Кроме того, следует рассчитывать водя ной экономайзер на достаточно большую скорость воды (не менее 0,3 м/сек в некипящей части его), так как при малой скорости движения воды пузырь ки выделяющихся из воды коррозионно - активных газов легче оседают на стенках труб..
Пароводяная коррозия происходит в результате воздействия на металл перегретого водяного пара; она происходит в пароперегревателях котельных агрегатов высокого и закритического давления. Уменьшения па роводяной коррозии достигают подбором металла — применением стали, легированной молибденом, хромом и никелем.
Щелочная коррозия происходит в испарительных поверхностях нагрева в результате взаимодействия металла с едким натрием при высокой концентрации его в котловой воде и высокой температуре. Разновидностью щелочной коррозии является межкристаллитная коррозия (каустическая хрупкость), возникающая в вальцовочных и заклепоч ных соединениях под влиянием местных высоких механических напряжений при наличии высокой щелочности котловой воды. Межкристаллитная кор розия приводит к снижению механической прочности металла и образова нию трещин в нем. Предотвращение щелочной коррозии достигается умень шением агрессивных свойств котловой воды путем поддержания в ней опре деленного соотношения концентраций гидратной щелочи и других ионов.
Лекция 11
Тепловые схемы теплогенерирующих установок.
Тепловая схема котельной с водогрейными котлами
Котельные с водогрейными котлами могут сооружаться для отпуска теплоты только в виде горячей воды при сжигании твер дого, газообразного и жидкого топлива. Жидкое топливо обычно поступает в автоцистернах, т. е. в разогретом состоянии. Эти котельные могут работать как на закрытую, так и на открытую систему теплоснабжения.
Основной целью расчета любой тепловой схемы котельной яв ляется выбор основного и вспомогательного оборудования с оп ределением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов.
При разработке и расчете тепловых схем котельных с водо грейными котлами необходимо учитывать особенности их конструкции и эксплуатации.
1
Рис. 10.1. Схемы включения деаэраторов: а - вакуумного; б - атмосферного; в - атмосферного с охладителем деаэрированной воды
1 - водоструйный эжектор; 2- охладитель выпара; 8 - водо-водяной теплообменник; 4 - химически очищенная вода; 5 - деаэратор; 6 - горячая вода из прямой линии; 7 — охладитель деаэрированной воды; 8 - бак деаэрированной воды; 9- подпиточиый насос.
Надежность и экономичность водогрейных котлов зависит от постоянства расхода воды через них, который не должен снижаться относительно установленного заводом-изгото вителем. Во избежание низкотемпературной и сернокислотной коррозии конвективных поверхностей нагрева температура воды на входе в котел при сжигании топлив, не содержащих серу, дол жна быть не менее 60 °С, малосернистых топлив не менее 70 °С и высокосернистых топлив не менее 110°С. Для повышения тем пературы воды на входе в водогрейный котел при температурах воды ниже указанных устанавливается рециркуляционный насос.
В котельных с водогрейными котлами часто устанавливаются вакуумные деаэраторы. Однако вакуумные деаэраторы требуют при эксплуатации тщательного надзора, поэтому в ряде котельных предпочитают устанавливать деаэраторы атмосферного типа.
Применяемые схемы включения вакуумных деаэраторов и де аэраторов атмосферного типа показаны на рис. 10.1.
На рис. 10.1, а показан деаэратор, работающий при абсолют ном давлении 0,03 МПа. Вакуум в нем создается водоструйным эжектором. Подпиточная вода после химводоочистки подогрева ется в водо-водяном подогревателе горячей водой из прямой ли нии с температурой 130—150 °С. Выделившийся пар барботирует поток деаэрируемой воды и направляется в охладитель вы пара. Температура воды после деаэратора 70 °С.
На рис. 10.1, б показана схема деаэрации при давлении 0,12 МПа, т. е. выше атмосферного. При этом давлении температура воды в деаэраторе 104 °С. Перед подачей в деаэратор хими чески очищенная вода предварительно подогревается в водо-во-дяном теплообменнике.
На рис. 10.1, в показана аналогичная схема деаэрации подпиточной воды, отличающейся от описанной тем, что после деаэрационной колонки вода поступает в охладитель деаэрированной воды, подогревая химически очищенную воду. Затем химически очищенная вода направляется в теплообменник, установленный перед деаэратором. Температура воды после охладителя деаэри рованной воды обычно принимается равной 70 °С.
Перед расчетом тепловой схемы котельной, работающей на закрытую систему теплоснабжения, следует выбрать схему при соединения к системе теплоснабжения местных теплообменников, приготовляющих воду для нужд горячего водоснабжения. В на стоящее время в основном применяются три схемы присоединения местных теплообменников, показанные на рис. 10.2.
На рис. 10.2, а показана схема параллельного присоединения местных теплообменников горячего водоснабжения с системой отопления потребителей. На рис. 10.2, б, в показаны двухступен чатая последовательная и смешанная схемы включения местных теплообменников горячего водоснабжения.
Рис. 10.3. Тепловая схема котельной с водогрейными котлами
1- водогрейный котел; 2 - сетевой насос; 3- насос сырой воды; 4 - подогреватель сырой воды; 5 - химводоочистка; 6 - подпиточный насос; 7 - бак деаэрированной воды; 8 - охладитель деаэрированной воды; 9- подогреватель химически очищенной воды; 10 – деаэратор, 11- охладитель выпара; 12 – рециркуляционный насос.
В соответствии со СНиП выбор схемы присоединения местных теплообменников производится в зависимости от отношения максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение к максимальному расходу теплоты на отопление. Если эта величина менее 0,6, присоединение местных теплообменников производится по двухступенчатой последовательной схеме. При этой величине от 0,6 до 1,2 включительно – по двухступенчатой смешанной схеме, более 1, 2 – по параллельной схеме.
При двухступенчатой последовательной схеме присоединения местных теплообменников должно предусматриваться переключение тепло обменников на двухступенчатую смешанную схему.
Тепловая схема котельной с паровыми котлами
Отпуск пара технологическим потребителям часто произво дится от котельных, называемых производственными. Эти котель ные обычно вырабатывают насыщенный или слабо перегретый пар с давлением до
Рис. 10.4. Тепловая схема производственной котельной
1 - паровой котел; 2 - расширитель непрерывной продувки; 3- насос сырой воды; 4- барботер; 5 - охладитель непрерывной продувки; 6 - подогреватель сырой воды; 7 - химводоочистка; 8 - питательный насос; 9 - подпиточный насос; 10 - охладитель подпиточной воды; 11- сетевой насос; 12 - охладитель конденсата; 13 - сетевой подо греватель; 14 - подогреватель химически очищенной воды; 15 - охладитель выпара; 16 - атмосферный деаэратор; 17 - редукционно-охладительная установка (РОУ)
1,4 или 2,4 МПа. Пар используется технологиче скими потребителями и в небольшом количестве — на приго товление горячей воды, направляемой в систему теплоснабжения. Приготовление горячей воды производится в сетевых подогрева телях, устанавливаемых в котельной.
Принципиальная тепловая схема производственной котельной с отпуском небольшого количества теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в закрытую систему тепло снабжения показана на рис. 10.4.
Нacoc сырой воды подает воду в охладитель продувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20—30 °С в пароводяном подогрева теле сырой воды и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода направляется в охладитель деаэрированной воды и подогревается до определенной температуры. Дальнейший подогрев химически очищенной воды осуществляется в подогрева теле паром. Перед поступлением в головку деаэратора часть, хими чески очищенной воды проходит через охладитель выпара деаэра тора.
Подогрев сетевой воды производится паром в последовательно включенных двух сетевых подогревателях. Конденсат от подогревателей направляется в головку деаэратора, в которую также поступает конденсат, возвращаемый внешними потребите лями пара.
Подогрев воды в атмосферном деаэраторе производится паром от котлов и паром из расширителя непрерывной продувки. Не прерывная продувка от котлов используется в расширителе, где котловая вода вследствие снижения давления частично испа ряется.
В котельных с паровыми котлами независимо от тепловой схемы использование теплоты непрерывной продувки котлов является обязательным. Использованная в охладителе продувоч ная вода сбрасывается в продувочный колодец (барботер).
Деаэрированная вода с температурой около 104 °С питательным насосом подается в паровые котлы. Подпиточная вода для си стемы теплоснабжения забирается из того же деаэратора, охла ждаясь в охладителе деаэрированной воды до 70 °С перед по ступлением к подпиточному насосу. Использование общего де аэратора для приготовления питательной и подпиточной воды возможно только для закрытых систем теплоснабжения ввиду малого расхода подпиточной воды в них. В открытых системах теплоснабжения расход подпиточной воды значителен, поэтому в котельной следует устанавливать два деаэратора: один для приготовления питательной воды, другой — подпиточной воды. В котельных с паровыми котлами, как правило, устанавливаются деаэраторы атмосферного типа.
Для технологических потребителей, использующих пар более низкого давления по сравнению с вырабатываемым котлоагрегатами, и для подогревателей собственных нужд в тепловых схемах котельных предусматривается редукционная установка для сни жения давления пара (РУ) или редукционно-охладительная уста новка для снижения давления и температуры пара (РОУ).
Расчет тепловой схемы котельной с паровыми котлами выпол няется для трех режимов: максимально-зимнего, наиболее холод ного месяца и летнего.
Тепловые схемы котельных с паровыми и водогрейными котлами
При значительных расходах теплоты на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения и относительно малых расходах пара на технологические нужды обычно проектируются котельные с паровыми и водогрейными котлами. Строительство котельных с паровыми и водогрейными котлами экономически целесообразно только при общей теплопроизводительности котельной более 50 МВт.
При разработке тепловой схемы котельной с паровыми и водо грейными котлами возможны два варианта: двухступенчатый и одноступенчатый подогрев сетевой воды. При двухступенчатом подогреве сетевая вода подогревается сначала в пароводяных подогревателях, а затем в водогрейных котлах. При одноступен чатом подогреве горячая вода вырабатывается водогрейными котлами, а пар — паровыми. При одноступенчатой схеме вслед ствие отсутствия пароводяных подогревателей уменьшаются капи тальные затраты, возникают значительные затруднения в экс плуатации, так как в случае аварийной остановки одного из водогрейных котлов приходится ограничивать потребителей горя чей воды даже при наличии излишков пара у работающих или резервных паровых котлов. Поэтому в настоящее время при меняют схемы, в которых возможен одноступенчатый и двух ступенчатый подогрев сетевой воды, т. е. при установке водогрей ных котлов устанавливают также и пароводяные подогреватели.
На рис. 10.5 показана принципиальная схема котельной с паровыми и водогрейными котлами, обеспечивающая односту пенчатый и двухступенчатый подогрев сетевой воды. Связью между паровой и водогрейной частью котельной является хими ческая очистка питательной воды и паропроводы для обоих тепло носителей (пар и горячая вода). В связи с тем, что котельная работает на открытую систему теплоснабжения, предусмотрена установка двух деаэраторов: одного для дегазации питательной воды, другого — для подпиточной воды. Оба деаэратора атмосфер ного типа.
Рис. 10.5 Тепловая схема котельных с паровыми и водогрейными котлами
1 -паровой котел; 2 - редукционная установка; 3 - деаэратор питательной воды; 4 - охладитель выпара деаэратора питательной воды; 5 - охладитель выпара деаэратора подпиточной воды; 6 - деаэратор подпиточной воды; 7,9- подогреватель химически очищенной воды; 8 - охладитель подпиточиой воды; 10 - сетевой подогреватель; 11 - охладитель конденсата; 12 - водогрейный котел; 13- рециркуляционный насос; 14- сетевой насос; 15 - подпиточный насос; 16 - бак-аккумулятор; 17 - питательный на сос; 18 - химводоочистка; 19- подогреватель сырой воды; 20- барботер; 21- охла дитель непрерывной продувки; 22 - насос сырой воды; 23- расширитель непрерывной продувки.
Потоки рабочих тел (см. рис. 10.5) движутся в следующих направлениях. Насос сырой воды подает воду в охладитель про дувочной воды, где она нагревается за счет теплоты продувочной воды. Затем сырая вода подогревается до 20—30 °С в пароводяном подогревателе и направляется в химводоочистку. Химически очищенная вода разветвляется на два направления: первое — подогреватель, охладитель выпара, деаэратор питательной воды, второе — охладитель подпиточной воды, подогреватель подпиточ ной воды, охладитель выпара, деаэратор подпиточной воды. Из деаэратора питательной воды питательным насосом вода поступает в паровые котлы и на впрыск в РОУ. Сетевой насос подает обрат ную воду в водогрейные котлы и затем нагретую — в подающую линию теплосети. Возможен и другой вариант: обратная вода сначала подогревается в пароводяных сетевых подогревателях и после них поступает в водогрейные котлы, т. е. водогрейные котлы в этом случае работают как пиковые.
Пар от паровых котлов частично направляется к технологи ческим потребителям, частично к РОУ, после которой исполь зуется на собственные нужды и подается потребителям, требу ющим давление 0,6 МПа. Непрерывная продувка от паровых котлов направляется в расширитель, где котловая вода вследствие снижения давления частично испаряется. Пар из расшири теля поступает в деаэратор питательной воды. Вода из расшири теля поступает в охладитель продувочной воды и сбрасывается в продувочный колодец (барботер).
Лекция 12
Шлакозолоудаление. Назначение и классификация схем.- 2 часа
Дымовые газы содержат два основных загрязняющих их компонента — летучую золу (при сжигании твердого топлива) и сернистый ангидрид.
Для очистки дымовых газов от летучей золы применяют золоуло вители.
По принципу действия различают золоуловители: механические инерционные сухие, в которых для очистки газов используют действие сил инерции на твердые частицы, находящиеся в газах; меха нические инерционные мокрые, в которых с целью улуч шения очистки к действию сил инерции добавляют улавливающее действие водяной пленки; электростатические, в которых для улавли вания твердых частиц используют действие электростатических сил.
Основой подавляющего большинства механических инерционных золо уловителей является циклон. Циклон отличается той принципиальной особенностью, что он улав ливает пыль тем более полно, чем меньше его диаметр. Поэтому механи ческие сухие инерционные золоуловители с целью улучшения очистки газов выполняют в виде батарей или блоков циклонов небольшого диаметра.
Батарейный циклон в настоящее время является наиболее распростра ненным типом золоуловителя в котельных установках малой и средней мощ ности. Этот аппарат состоит из корпуса, который двумя гори зонтальными перегородками разделен на три камеры. Запыленные дымо вые газы входят в среднюю камеру через входное окно и проходят в ба тареи циклонов небольшого диаметра (150, 250 или 300 мм), в которых струи этих газов закручиваются спиралями или розетками. В результате зола, содержащаяся в газах, относится к стенкам циклона и, выделившись из потока, ссыпается через отверстия в нижнюю камеру циклона, а за тем через патрубок удаляется из золоуловителя. Очищенные дымовые газы через внутренние трубы циклонов 8 проходят в верхнюю камеру циклона и далее через выходные патрубки уходят из циклона. Циклонные элементы изготовляют из чугуна. Золоуловитель разделен на две секции. При уменьшении нагрузки на котел одна из них отключается шибером, с тем, чтобы сохранить в норме скорость газов в золоуловителе, так как с ее уменьшением уменьшается степень очистки газов. В батарейном циклоне улавливается 75 — 85% поступившей в него золы. Недо статком батарейных циклонов является их высокое сопротивление, со ставляющее 50—90 кГ/м2, что приводит к значительному повышению сопротивления газового тракта и соответствующему увеличению расхода электроэнергии на тягу.
Блоки циклонов устанавливают к котельным агрегатам паропроизводительностью 2,5—20 т/ч. Запыленные газы, поступившие в блок, распре деляются из короба по четырем — восьми параллельно включенным цикло нам диаметром 400—800 мм. Уловленная в циклонах зола накапливается в золовом бункере, откуда она периодически удаляется. Очищенные газы через сборный короб удаляются из блока. Степень очистки составляет 70— 80%, уменьшаясь с увеличением диаметра циклонов. Сопротивление блока составляет 35—50 кГ/м2.
Механические инерционные мокрые золоуловители выполняют в виде скрубберов — вертикальных цилиндров большого диаметра и боль шой высоты. Запыленные газы вводятся в нижнюю часть цилиндра через входной патрубок тангенциально. В верхней части скруббера размещается оросительная система, которая создает на его внутренних стенках пленку стекающей воды. Частицы пыли, достигшие стенок циклона под действием центробежной силы, созданной тангенциальным вводом газов, смачиваются водой и смываются в донную воронку скруббера, откуда они удаляются вместе с водой.
Скрубберы более простого типа, устанавливаемые к котельным агрега там малой и средней паропроизводительности, выполняют диаметром 0,5— 1,6 и высотой 4—10 м, причем на котел можно поставить два, три и более параллельно включенных аппарата. Размеры и число устанавливаемых скрубберов выбирают из расчета, чтобы скорость подъема газов в их попе речном сечении не превышала 5 м/сек, а скорость движения газов во вход ном патрубке составляла приблизительно 20 м/сек. К крупным котельным агрегатам устанавливают скрубберы больших размеров диаметром 2,3— 3,3 и высотой 8—11 м, во входном патрубке которых для улучшения очистки газов размещают решетку из горизонтально расположенных металличе ских прутьев, омываемых водой (так называемые мокропрутковые скрубберы). На котельный агрегат устанавливают параллельно несколь ко таких скрубберов, причем размеры и число их определяют, исходя из того, чтобы скорость подъема газов в скруббере не превышала 4,5 м/сек, скорость движения газов во входном патрубке составляла приблизительно 12 м/сек, а в живом сечении между прутками приблизительно 25 м/сек.
Сопротивление скрубберов невелико. Степень очистки газов в них до ходит до 85—90%. Расход воды на создание пленки составляет приблизи тельно 0,1—0,25 м2 на 1 000 м3 очищаемого газа, уменьшаясь с повышением пропускной способности скруббера. Скрубберы не рекомендуют ставить в тех случаях, когда температура дымовых газов ниже 130° С, когда жест кость воды превышает 20 мг-экв/кг и когда в золе топлива содержится более 20% свободной извести. При сжигании топлива с приведенным содержанием серы выше 1,2% -кг/1 000 ккал следует предусматривать нейтрализацию золоводяной пульпы.
Электрические фильтры устанавливают к котельным агрегатам средней и большой паропроизводительности. Работа электрофильтров основана на свойствах заряженных электрическим зарядом твердых тел притягиваться к полюсу обратного знака. Отечественная промышленность выпускает пла стинчатые электрофильтры двух различных типов: с горизонтальным и вер тикальным потоком газов. Применяют преимущественно электрофильтры с горизонтальным потоком газов. Вертикальные электрофильтры устанавли вают при недостатке места.
Электрофильтр состоит из камер, в которых размещены осадительные и коронирующие (излучающие) электроды. Осадительные электроды присоединены к положительному, а коронирующие — к отрицательному полюсу источника питания (питание электрофильтра производит ся выпрямленным током высокого напряжения). Для удаления осевшей золы электроды автоматически встряхивают ударами особых устройств (молотков). Дымовые газы, подлежащие очистке от взвешенных частиц золы, про ходят через щелевые каналы, образуемые пластинами, в горизонталь ном направлении или снизу вверх. Опавшая зола собирается в бункерах, откуда она попадает в систему золоудаления. Коронирующие электроды выполняют из стальной проволоки квадратного сечения, а осадительные набирают из отдельных пластин коробчатого сечения. Для более равномер ного распределения очищаемых газов по каналам, что важно для хорошей очистки их, устанавливают особую газораспределительную решетку. Разность потенциалов, необходимая для создания достаточного электро статического поля, составляет 50—70 кв. Для получения выпрямленного тока столь высокого напряжения служит специальная выпрямляющая установка.
Электрофильтры дают высокую степень очистки, составляющую 90— 95%, причем степень очистки в электрофильтрах с горизонтальным движе нием газов на 2 -4% выше, чем в электрофильтрах с восходящим потоком газов. Малая скорость движения газов в электрофильтре, не превышающая 2—3 м/сек, приводит к тому, что аэродинамическое сопротивление электро фильтров невелико: 10—20 кГ/м2. Расход электроэнергии на выпрямитель невелик, не превышая 0,25 квт-ч на 1 т пара, производимого котлом. Недо статками электрофильтров являются их высокие вес и стоимость из-за большого расхода металла и сложности оборудования, а также большие габа риты из-за необходимости ограничивать скорость газов, проходящих через фильтр.
Если требуется особо тщательная очистка дымовых газов от золы, уста навливают комбинированные золоуловители. Первичная, грубая очистка газов происходит в батарейном циклоне, а окончательная, тонкая — в элек трофильтре. Степень очистки в такой установке может составить 98—99%.Устанавливают золоуловители на открытом воздухе.
Значительный вред приносит человеку, животному и растительному миру содержащийся в дымовых газах сернистый ангидрид. Очистка дымо вых газов от SO2 до настоящего времени не получила удовлетворительного технического и экономического разрешения. Единственным средством умень шения причиняемого им ущерба является увеличение высоты дымовых труб для отвода дымовых газов в более высокие слои атмосферы.
Удаление из котельной уловленной летучей золы производится раз ными способами. В небольших котельных летучую золу после смачивания во избежание пыления при спуске и транспорте ссыпают в самосвалы и от возят в отвал. Удаление шлака в таких котельных при слоевом сжигании топлива чаще всего осуществляют скреперами. Под топ ками котлов вдоль всей котельной делают шлаковую канаву, в которую ссыпается шлак из шлаковых бункеров котлов. Отсюда шлак скрепером выдается в сборный шлаковый бункер, из которого он через шибер ссыпается в самосвал для удаления в отвал. Скрепер приводится в движение лебедкой через систему канатов. Недостатком описанной системы яв ляется ее громоздкость. Кроме того, когда канава сухая, спуск шлака со провождается сильным пылением. Когда же канаву заполняют водой, тяго вые канаты скрепера быстро изнашиваются.
В крупных котельных обычно используют общую для удаления летучей золы и шлака гидравлическую систему шлакозолоудаления. Наи более распространенной является система с багерными насосами, применяе мая в котельных со сжиганием пылевидного топлива. Вдоль всей котельной под шлакосмывными шахтами, зольными воронками и золоуло вителями устраивают смывные каналы с довольно большим уклоном, по которым самотеком протекает вода, подаваемая насосом. В эти каналы через золосмывные аппараты подаются летучая зола из сборных бункеров золоуловителей и бункеров летучей золы котлоагрегата, а также гра нулированный шлак из шлакосмывных шахт. Поток воды, идущей в ка налах, смывает спущенные золу и шлак к багерной насосной. Чтобы избежать оседания золы и шлака в каналах, в местах, где опасность оседа ния велика, устанавливают побудительные водяные сопла, также питае мые от насоса. В багерной насосной гидрозолошлаковая смесь проходит металлоуловитель и неподвижный грохот. Крупные куски шлака, не прошедшие через грохот, поступают в дробилку, откуда образовавшаяся пульпа пере качивается багерным насосом в золоотвал.
Кроме гидравлических систем шлакозолоудаления, применяют также системы пневматического шлакозолоудаления, в которых транс портирующим агентом является не вода, а воздух.
Лекция 13
Тягодутьевые устройства, общие положения, классификация. – 2 часа
Тяга и дутье
Чтобы в топке котельного агрегата могло происходить горение топлива, в нее необходимо подавать воздух. Для удаления из топки газо образных продуктов сгорания и перемещения их через систему поверхно стей нагрева котельного агрегата должна быть осуществлена тяга. Подача воздуха в топку и тяга могут быть естественными, когда тяга создается дымовой трубой, а воздух поступает в топку вследствие разре жения, создаваемого в топке тягой дымовой трубы, и искусственным и, когда воздух в топку подается дутьевыми вентиляторами, а тяга осу ществляется дымососами.
Усложнение профиля котельного агрегата привело к повышению его общего аэродинамического сопротивления, а снижение температуры отхо дящих газов — к уменьшению силы тяги, создаваемой трубой данной вы соты. В результате влияния обоих этих факторов в установках с котлами паропроизводительностью 2,5 т/ч и выше естественная тяга почти полно стью уступила место искусственным тяге и дутью.
Дымовая труба сохраняется и при искусственной тяге, но основным, назначением ее становится вывод дымовых газов в более высокие слои ат мосферы, с тем, чтобы улучшить условия рассеяния их в пространстве, что особенно важно в случаях, когда дымовые газы содержат повышенное коли чество вредных примесей — летучей золы и SO2.
Движение потока дымовых газов в газовом тракте котельной установки представляет собой сложный случай турбулентного движения сжимаемой жидкости, так как газовый тракт имеет повороты, поперечное сечение его неоднократно изменяется, а отдельные газоходы заполнены трубными пуч ками с различными характеристиками. Кроме того, температура и плотность дымовых газов изменяются в процессе движения в результате происходящей отдачи тепла. При сжигании твердого топлива движение газов еще осложняется наличием в них летучей золы, содержание которой изме няется по длине тракта. Движение потока воздуха в воздушном тракте котельного агрегата отличается теми же особенностями, за исключением того, что воздух не забалластирован пылевидными примесями, т. е. является чистым газом.
Поскольку дымовые газы и воздух являются вязкими газами, движение их в газовоздуховодах котельной установки сопровождается потерей энер гии, затрачиваемой на преодоление действия сил турбулентного трения. При этом действие вязкости проявляется двояко: во-первых, возникает трение движущегося газа о твердые поверхности; во-вторых, при различ ных изменениях направления движения газа намного усиливается внутрен нее трение в потоке. Для преодоления трения необходимо располагать не которым избыточным давлением газа, которое будет уменьшаться по мере прохождения потока через данный элемент тракта. Падение полного дав ления дымовых газов или воздуха ∆hп в элементе тракта определяется урав нением
∆hп = ∆h + hс,
Где ∆h — аэродинамическое сопротивление данного элемента тракта;
hс — его самотяга.
Величины давления и аэродинамического сопротивления выражают в кГ/м2. В системе СИ величины давления и сопротивления выражают в ньютонах на квадратный метр (н/м2), причем 1 н/м2 = 0,102 кГ/м2. Однако для аэродинамических расчетов в котельных установках можно рекомендовать к использованию кратную величину — деканьютон на квадратный метр (дан/м2), которая приблизительно соответствует 1 кГ/м2.
Дымовые трубы
Дымовые трубы выполняют кирпичными, железобетонными и сталь ными. Из кирпича обычно сооружают трубы высотой до 80 м; более высокие трубы сооружают из железобетона. Стальные трубы устанавливают только на вертикально-цилиндрических котлах и водогрейных котлах большой теплопроизводительности башенного типа. Так как дымовая труба — доро гостоящее сооружение, то обычно ее выполняют общей для всей котельной или для группы из двух-трех котельных агрегатов. Принцип действия дымовой трубы одинаков как в установках с есте ственной тягой, так и в установках с искусственной тягой. Разница заклю чается только в количественной стороне вопроса. При естественной тяге дымовая труба должна преодолеть сопротивление всей котельной уста новки. При искусственной тяге назначение дымовой трубы сводится к вы носу дымовых газов в более высокие слои атмосферы, а тяга, которую она создает, становится только добавлением к тяге, создаваемой дымососом. Действие дымовой трубы основано на принципе Самотяги: разность ве сов столба более горячих дымовых газов в трубе и такой же высоты столба более холодного воздуха в окружающей атмосфере приводит к возникнове нию движения потока дымовых газов в газоходах котла и соответствующего разрежения в топке. Тяга, создаваемая дымо вой трубой (самотяга трубы), будет тем больше, чем выше температура ды мовых газов в трубе, чем ниже температура наружного воздуха и чем выше труба. Однако не вся тяга, создаваемая дымовой трубой, может быть ис пользована для преодоления сопротивления котельной установки. Неко торая часть этой тяги затрачивается на преодоление трения дымовых газов о стенки самой трубы и создание динамического давления, необходимого для получения заданной скорости выхода дымовых газов из трубы.
Кирпичная дымовая труба.
Высоту дымовой трубы при искусственной тяге выбирают, исходя из
санитарных требований отвода газов на необходимую высоту. Из этих же
соображений проверяют и минимально допустимую высоту трубы при есте ственной тяге. Согласно СНиП высоту дымовых труб котельных,
предназначаемых для работы на твердом топливе при наличии установок
для очистки дымовых газов от золы со степенью улавливания 85—90%, вы бирают в зависимости от величин приведенной зольности и сернистости
топлива. Согласно данным этой таблицы выбирают
также высоту дымовой трубы для котельных, предназначаемых для сжига ния мазута. Для котельных, предназначаемых для работы на газообразном
топливе, высоту трубы выбирают по конструктивным соображениям, но не ниже 20м. Если в радиусе 200 м от котельной имеются здания высотой более 15 м, мини мальная высота дымовой трубы принимается равной 45 м. Часовое количество дымовых газов, проходящих через дымовую трубу, зависит от производительности и числа котельных агрегатов, присоединенных к трубе. Диаметр устья дымовой трубы зависит от количества дымовых газов, проходящих через нее, и от скорости выхода их из трубы. Скорость дымовых газов па выходе из трубы при естественной тяге принимают равной не менее 6—10 м/сек во избежание задувания дымовых газов в трубу при ветре и работе котельной при пониженной производительности. При искусственной тяге ско рость выхода дымовых газов из трубы определяют из экономических соображений. Экономическая скорость дымовых газов на выходе из кирпичных и железобетонных труб составляет: для котельных большой и средней паропроизводительности - 15—23 м/сек, а для котельных малой производительности (промышленных и отопи тельных) - 10—20 м/сек.
Дымососы и дутьевые вентиляторы
Дымососы производительностью до 100 000 м3/ч, а также все дутьевые вентиляторы, выпускаемые отечественной промышленностью, выполняют в виде центробежных машин одностороннего всасывания с консольным рас положением крыльчатки. Дымососы обозначают маркой Д, а дутьевые вен тиляторы — маркой ВД. Дымососы и дутьевые вентиляторы одного типо размера имеют одинаковую конструкцию и размеры, за исключением того, что в дымососах детали, непосредственно соприкасающиеся с газами, уси лены с запасом на золовой износ. Дымососы большей производительности (до 300 000 мя/ч) выполняют с двусторонним всасом, что упрощает задачу опирания вала дымососа и дает некоторые другие преимущества.
Центробежный дымосос (и вентилятор) консольного типа представляет собой крыльчатку 5, заключенную в улитку 4. Крыльчатка надета на вал, опирающийся на консольный подшипник 3. Вал непосред ственно соединен с валом электродвигателя 1 муфтой 2. Электродви гатель и консольный подшипник размещены на раме 6, которая болтами 7 скрепляется с фундаментом. Ко всасывающему патрубку дымососа присое динен направляющий аппарат. Вращаясь со скоростью 720 — 2 800 об/мин, такой дымосос (или вентилятор) развивает давление 70 — 250 кГ/м2.
Дымососы устанавливают за котельным агрегатом, причем в котельных установках, предназначенных для сжигания твердого топлива, — после золоуловителя, чтобы уменьшить количество проходящей через него лету чей золы и тем самым уменьшить истирание золой крыльчатки. В целях уменьшения объема здания котельной дымососы, как правило, устанав ливают на открытом воздухе.
В котельной дымососы размещают только в тех районах, где расчетная зимняя температура наружного воздуха для расчета отопления ниже ми нус 30° С.
Дымосос устанавливают такой производительности, чтобы он полностью удалял из котельной установки все газообразные продукты сгорания топ лива, имея при этом небольшой запас по производительности. Дымосос выбирают так, чтобы развиваемое им давление с учетом тяги, создаваемой дымовой трубой, обеспечивало с некоторым запасом необходимый перепад полного давления по газовому тракту. При этом учитывают не обходимость поддержания небольшого разрежения в верхней части топки при работе котельного агрегата для устранения выбивания дымовых газов из топки через неплотности в обмуровке.
Требуемое давление дымососа в небольших котельных установках со ставляет 100—200 кГ/м2, а в круп ных котельных установках возрастает до 200—250
Дутьевые вентиляторы устанавливают перед воздухоподогревателем, чтобы они подавали неподогретый воздух, так как мощность, требуемая для подачи вентилятором данного массового количества воздуха, уменьшается с понижением его температуры, что приводит к соответствующему уменьшению расхода электроэнергии на дутье. Чтобы повысить к. п. д. котельного агрегата, стараются использовать тепло воздуха, нагревшегося в котельной. Этот воздух как более легкий собирается в верхней части здания котельной, поэтому перед вентилятором выполняют вертикальный всасы вающий воздуховод, начинающийся несколько ниже перекрытия котельной. Производительность дутьевого вентилятора должна обеспечить подачу в топ ку количества воздуха, необходимого для горения, с некоторым запасом. Дутьевой вентилятор выбирают так, чтобы развиваемое им давление обеспечивало с некоторым запасом необходимый перепад полного давления по воздушному тракту. Основные характеристики центробежной тяго-дутьевой машины (дымососа и вентилятора) — производительность, развиваемое давление и по требление мощности определяются размерами машины и ее конструктивными параметрами. В пределах данной машины основные характеристики зависят от числа оборотов. Изменение производительности центробежной тяго-дуть евой машины прямо пропорционально изменению числа оборотов, изменение давления — квадрату изменения числа оборотов, изменение потребления мощности — кубу числа оборотов. Количество дымовых газов или воздуха, которое подает тягодутьевая машина, работающая на данный тракт, определяется его аэродинами ческой характеристикой. Эта характеристика выражает величину перепада полного давления в тракте в зависимости от количества проходящих через него дымовых газов или воздуха и приблизительно представ ляет собой квадратичную параболу, проходящую через начало координат Очевидно, что количество дымовых газов или воздуха, подавае мое машиной, определится точкой пересечения характеристики машины по давлению и аэродинамической характеристики тракта
Большое значение для экономичной эксплуатации котельных агрегатов имеет рациональное регулирование производительности дымососов и дутьевых вентилято ров. В эксплуатации котельных агрегатов экономически важно при изменении нагрузки на котел поддерживать постоянные значения коэффициента избытка воздуха в конце топки и разрежения верхней части ее, с тем, чтобы сохранять расчетный к. п. д. котель ного агрегата. Этого можно достигнуть, если в распоряжении эксплуатационного персо нала имеются надлежащие средства для гибкого и тонкого регулирования произво дительности дымососов и дутьевых вентиляторов.
Самым простым, но и самым неэкономичным является регулирование шибером, когда желаемая производительность достигается изменением положения одного из шиберов тракта, что изменяет аэродинамическую характеристику последнего и рабочую точку машины. Например, желая уменьшить производительность машины, прикрывают шибер, создавая тем самым в тракте новое местное сопротивление. Введение в тракт дополнительного местного сопротивления вызывает дополнительную затрату энергий на преодоление его, в результате чего уменьшение производительности машины не сопровождается соответствующим уменьшением мощ ности, потребной для вращения ее.
Наиболее экономичным является регулирование производительности тягодутьевой машины изменением числа оборотов, так как число оборотов машины сильно влияет на величину требуемой мощности. Недостатком регулирования производительности тягодутьевых машин измене нием числа оборотов является необходимость применения электродвигателей с регули руемым числом оборотов, которые более дороги, чем короткозамкнутые. Применение гидромуфт также неэффективно, так как они дороги и сложны в эксплуатации. Поэтому производительность тягодутьевых машин регулируют направляющими ап паратами.
Лекция 14
Охрана окружающей среды от вредных газообразных и жидких выбросов ТГУ. – 2 часа
Источники и состав вредных жидких стоков и их очистка.
Рациональное использование и охрана водных ресурсов являются важной частью общей проблемы охраны окружающей среды. В настоящее время на нужды теплоэнергетики расходуется около 250 км3/год воды, причем безвозвратные потери составляют около 15 км3/год. Предполагается, что впоследствии потребление воды теплоэнергетикой возрастет, если не будет совершенствоваться технология, до 1000 км3/год, а для разведения сбросов при существующих технологиях до приемлемых концентраций вредных примесей в воде ее потребуется 7000 км3/год.
Водоемы и водотоки представляют собой сложные экологические системы существования биоценоза — сообщества живых организмов (животных и растений). При сбросе в водоемы стоков, содержащих вредные примеси, происходит отклонение экосистемы от равновесного состояния. Большие количества сбрасываемых вредных веществ могут вызывать отравление (а иногда и гибель) определенного вида гидробионтов (живых организмов). Обычно отклонения от равновесия интенсифицируют процессы, приводящие водоем в оптимальное для него состояние, которые называются процессами самоочищения водоема. Особенно большое значение в процессе самоочищения имеет кислородный режим водоема. Расход кислорода на минерализацию органических веществ определяется через его биохимическое потребление (БПК), которое характеризуется количеством кислорода, использованного в биохимических (при помощи бактерий) процессах окисления органических веществ за определенное время инкубации пробы (мг кислорода/ /сут). Обычно на практике пользуются пятисуточной (БПК5) или полной (БПКполн) биохимической потребностью кислорода.
При больших сбросах вредных веществ в водоеме наступает большой дефицит кислорода, при котором значительно нарушается биоценоз, происходит накопление и загнивание органических веществ (анаэробные процессы), что вызывает серьезное ухудшение качества воды. Воздействие даже одной ядовитой (токсичной) примеси на качество воды и замедление процессов самоочищения водоемов могут влиять на жизнедеятельность гидробионтов.
При установлении предельно допустимых концентраций (ПДК) вредных примесей в водоемах ориентируются на минимальную (подпороговую, ППК) концентрацию вещества по одному из следующих показателей: ППКор.л — определяемая по изменению органо-лептических характеристик (цвету, привкусу, запаху); ППКс.р.в — определяемая по влиянию на санитарный режим водоема (БПК, растворенный Ог, рН — воды); ППКТ — определяемая по санитарно-токсикологическому влиянию этого вещества. Значение нормативной ПДК каждого вещества в водоеме устанавливают по наименьшему значению одной из подпороговых концентраций.
Предельно допустимой концентрацией (ПДК) вредного вещества в воде водоема называется его концентрация, которая при ежедневном воздействии в течение длительного времени на организм человека не вызывает каких-либо патологических изменений и заболеваний, обнаруживаемых современными методами исследований, а также не нарушает биологического оптимума в водоеме. в него сточных вод. Режим сброса сточных вод в водоемы может быть: единовременным, периодическим, непрерывным с постоянным или переменным расходом, случайным. При сбросе сточных вод должен существовать предельно допустимый выброс (ПДВ) в единицу времени. Обычно его рассчитывают для конкретных условий и определяют в основном требуемую степень очистки сточных вод.
Источники и состав вредных жидких стоков и их очистка.
В производственных технологических процессах котельных качество воды может изменяться настолько, что она становится непригодной (т. е. сточной водой) для дальнейшего применения без специальной очистки. Современные теплостанции и атомные станции теплоснабжения являются источниками загрязнения окружающей среды в результате выбросов следующих видов сточных вод: 1) регенерационных и промывочных от систем химводоподготовки; 2) загрязненных нефтепродуктами; 3) от систем гидрозолоудаления котельных, работающих на твердом топливе; 4) от обмывок наружных поверхностен котлов; 5) от отработанных растворов после химической очистки теплового оборудования и его консервации; 6) после охлаждения подшипников движущихся механизмов; 7) коммунально-бытовых и хозяйственных; от гидравлической уборки помещений тракта топливоподачи; 9) дождевых (ливневых), идущих с территории котельных; 10) от охлаждения конденсаторов турбин промышленных ТЭЦ; 11) от атомных станций теплоснабжения, загрязненных радиоактивными примесями.
Рассмотрим кратко содержание различных вредных примесей в отдельных видах сточных вод. В настоящее время в котельных в зависимости от качества исходной и требований к качеству добавочной воды применяют различные варианты схем водоподготовительных установок, обычно Na- и Н-катионирование и Н - ионирование, иногда еще известкование, магнезиальное обескремнивание и др. Всем этим методам присущ главный недостаток — большое количество реагентов. При этом нужно отметить, что вследствие несовершенства конструкций и ведения технологических режимов очистки потребление реагентов значительно превышает стехиомет-рические количества по отношению к извлекаемым примесям. Так, при Na-катионировании превышение составляет 3—6 раз, при Н-катионировании расход H2 SO4 в 2—3 раза выше допустимого, при регенерации анионитов — в 5 раз. Это приводит к большим сбросам реагентов в водоемы. По подсчетам ученых, ежегодно с водами после регенерации фильтров сбрасывается свыше 200 тыс. т серной кислоты, свыше 100 тыс. т поваренной соли, свыше 100 тыс. т щелочи. Кроме того, в водах содержатся сернокислый алюминий, аммиак, фосфаты, углекислые соли кальция и магния, гидроокиси железа и алюминия, кремниевая кислота, органические вещества и многое другое. Таким образом, воды химводоочисток, не являясь особо значительным источником сточных вод, в то же время обладают высоким содержанием солей.
В современных теплостанциях основной преобладающей системой подготовки добавочной воды для питания котлов является глубокое химическое обессоливание. Исходную воду, обычно поверхностных водоисточников, подвергают освобождению от взвешенных и некоторой части растворенных органических веществ. Этого достигают так называемой коагуляцией, заключающейся в добавлении к воде раствора коагулянта. Когда способность загруженного в фильтр материала катионита к обмену ионов будет израсходована, т.е. весь обменный натрий будет использован, материал в фильтре подвергают регенерации, т.е. восстанавливают его способность умягчать воду — забирать из нее кальций и магний, обусловивающие жесткость воды. Регенерацию фильтров осуществляют, промывая истощенный материал 5— 7%-ным раствором поваренной соли. Регенерацию натрий-фильтров осуществляют растворами поваренной соли. В этом случае стоки содержат избыток этой соли и вытесненные из фильтра кальций и магний в виде хлористых солей этих металлов. При Н-катионировании регенерантом обычно служит раствор серной кислоты. Стоки при этом содержат избыток кислоты и сернокислые соли кальция, магния, натрия и других поглощенных катионитом катионов, в частности соли аммония. Регенерацию анионитных фильтров проводят растворами щелочей (NaOH), и поэтому стоки кроме избытка щелочи содержат натриевые соли серной, соляной, азотной, кремниевой, угольной и органических кислот. При продувке осветлителей и промывке механических фильтров возникают стоки, содержащие песок, углекислые соли кальция и магния, гидроокиси железа, алюминия, органические вещества, силикаты и т. п. Количества всех этих сточных вод зависят от применяемого способа во-дообработки и состава исходной воды.
Основное воздействие сточных вод от водоподготовительных установок на водоемы заключается в засолении последних, изменении рН, увеличении БПК, изменении солевого состава воды водоемов. Источниками появления нефтепродуктов в сточных водах теплостанций являются мазутохозяйства, электротехническое оборудование, вспомогательные службы. Сточные воды мазутохозяйств складываются: из охлаждающей воды насосов и других движущихся механизмов; грунтовых вод, загрязненых мазутом; стоков при промывке нефтехранилищ и при ремонтных работах; из аварийных утечек мазута в конденсат из теплообменников. Нефтепродукты попадают в водоемы в эмульгированном, коллоидном и растворенном состояниях и наносят серьезный вред водоемам, образуя пленки на поверхности воды и уменьшая аэрацию, или образуют донные отложения, отсекая фауну и флору дна от остальной части водоема. При концентрации нефтепродуктов всего 0,05—0,1 мг/кг гибнет в водоемах икра ценных рыб. Необходимо также отметить, что воздействие нефтепродуктов на водоемы имеет длительный характер, так как они относятся к числу слабоокисляющихся веществ. Обычно содержание нефтепродуктов при правильной эксплуатации и хорошей наладке оборудования составляет 2—5 мг/л, в старых котельных — до 100 мг/л. В среднем по стране концентрация в сбросных водах нефтепродуктов оценивается величиной 20—30 мг/л. Ориентировочно можно предполагать, что в среднем по стране сбрасывается в водоемы до 4000 т ежегодно.
Чаще всего возникновение сточных вод связано с недостатками аппаратуры или упущениями в эксплуатации. При устранении этих причин количество нефтезагрязненных сточных вод может быть сведено к минимуму или даже полностью ликвидировано. К упущениям в эксплуатации, вызывающим появление нефтезагрязненных вод, следует отнести: гидроуборку проливов масел в помещениях, течи арматуры, небрежный слив нефтепродуктов, очистку маслосистем со сбросом масляных загрязнений на почву и т. д. К недостаткам аппаратуры относятся: течи в нефтехранилищах; отсутствие приспособлений для качественного слива нефтепродуктов из цистерн, в частности отсутствие ограждающих щитков и площадок; непродуманность смазочных устройств; течи в маслоохладителях и многое другое.
Количество сбрасываемых нефтезагрязненных вод и степень их загрязнения мазутом и маслами за последние годы существенно снизились в связи с соблюдением эксплуатационным персоналом теплостанции требований, направленных на снижение загрязнений окружающей среды. Источниками наибольшего количества сточных вод являются системы гидрозолоудаления котельных, работающих на твердом топливе, причем с увеличением доли сжигаемого твердого топлива в общем балансе возрастают объемы сбрасываемых вод, выходящих из систем гидрозолоудаления. После сжигания твердого топлива остается зола, как в виде тонкой пыли, так и в форме сплавленных кусков — шлака. Зольность твердых топлив весьма различна, она колеблется от нескольких процентов (для высококачественных углей Кузнецкого и Донецкого бассейнов) до 40—50 % (для экибастузско-го угля и горючих сланцев). Заметим, что высококачественные угли используют для получения кокса и других целей и на теплостанции их обычно не поставляют.
При сжигании твердого топлива для эвакуации очаговых остатков (т. е. золы и шлака) применяют гидравлический способ, состоящий в смывании их потоком воды. Золошлаковая пульпа по трубопроводам направляется на специально выделенные отвалы — так называемые золошлаковые поля, где зола и шлак оседают, а освободившаяся от них вода (осветленная вода) или стекает в природные водоемы, или возвращается для повторного выполнения той же функции (оборотное гидрозолоудаление). Однако в настоящее время большинство систем гидрозолоудаления (ГЗУ) не имеет оборота воды, и осветленные воды обычно сбрасывают в природные водоемы.
Химический состав вод ГЗУ определяется природой минеральной части топлива и режимом горения, главным образом температурой в факеле. Все топлива можно разделить на четыре типа: щелочные, сульфатные, сульфатно-щелочные и силикатные. К щелочным принадлежат торфы, сланцы и многие каменные угли, содержащие в золе значительное количество свободной окиси кальция. Воды ГЗУ от таких топлив обладают высокой щелочностью, достигающей 40—45 мг-экв/л, т. е. представляют собой насыщенный раствор гидроокиси кальция. Значение рН таких вод 12—13, общее содержание растворенных веществ 2,5—3 г/л.
Сульфатные воды являются насыщенным раствором сернокислого кальция, содержащим до 2,2—2,3 г/л этого вещества. Общее содержание растворенных веществ в этих водах порядка 2,5—2,8 г/л; щелочность обычно не велика и не превышает 10 мг-экв/л. Источниками таких вод являются теплостанций, сжигающие угли Донецкого бассейна и некоторые угли Кузбасса. Сульфатно-щелочные воды характерны для теплостанций, работающих на многих восточных углях (назаровских, азейских, ирша-бородинских и т.д.). Эти воды имеют высокую концентрацию сернокислого кальция и одновременно насыщены гидроокисью кальция; значение их рН = = 11 — 12, а общее содержание растворенных веществ достигает 4—5 г/л. Наконец, некоторые топлива, например угли Экибастузского месторождения, дают золу, состоящую главным образом из алюмо- и ферросиликатов и свободной кремнекислоты (кварциты, полевошпатовые породы и пр.). Воды котельных, работающих на таких углях, имеют невысокий солевой состав, обусловленный главным образом солями исходной воды, применяемой для гидрозолоудаления. Часто эти воды характеризуются пониженными значениями рН (порядка 4—5). Эта слабая кислотность возникает вследствие поглощения окислов серы и азота, присутствующих в продуктах сгорания, работающих на таких топливах.
Следует отметить, что сернистый газ, а также оксид и диоксид азота являются обычными примесями отходящих газов почти при любом топливе. Но для малощелочных или нещелочных зол кислотность, обусловленная этими газами, не «погашается» щелочами золы, так как их просто не хватает для этого. Кроме Са(ОН)2 и CaS04, являющихся определяющими компонентами вод ГЗУ, в них почти всегда присутствуют фториды в концентрациях от 1—2 до 20—30 мг/л. Часто в водах ГЗУ обнаруживают соединения ванадия, обычно от 0,1 до 1 мг/л, мышьяка, хрома, марганца, никеля и меди. Концентрации этих элементов обычно не превышают 0,1 мг/л, а чаще еще меньше. В золах донецких углей обнаружены ртуть, германий; в некоторых топливах отмечалось присутствие бериллия, лития, следов тория и урана. Концентрация этих элементов обычно очень мала. Итак, состав вод ГЗУ довольно разнообразен и большинство примесей токсично, для них имеются определенные предельно допустимые значения ПДК. Все это показывает, что сброс вод из систем гидрозолоудаления в природные водоемы совершенно недопустим.
В котельных, отдающих пар производственным его потребителям, существенной составляющей питательной воды котлов является так называемый производственный конденсат, т.е. конденсат отработавшего на производстве пара. Обычно конденсат этого пара приходится очищать на специальных конденсатоочистках от тех примесей, которыми он неминуемо загрязняется в процессе транспортирования и эксплуатации. Этими неизбежными примесями являются окислы железа и вообще продукты коррозии тех конструкционных материалов, с которыми пар и конденсат контактируют на производстве. Часто этот конденсат загрязнен кремниевой кислотой, нефтепродуктами и соединениями кальция и магния, а также натрия за счет попадания сырой воды и по другим причинам. От всех этих примесей конденсат может быть освобожден на конденсатоочистке.
Однако практически далеко не всегда удается полностью изолировать пар и образующийся из него конденсат от различных веществ, участвующих в технологических процесах тех производств, куда подается пар. Если эти вещества являются солями, щелочами или кислотами (т.е. электролитами), то они могут быть задержаны фильтрами конденсатоочистки. Различные же органические вещества, не являющиеся электролитами, не только не могут быть задержаны из производственных конденсатов на конденсатоочистке, но и присутствие их не фиксируется обычными методами оперативного химического контроля. В то же время попадание этих веществ в котлы часто вызывает серьезные осложнения в эксплуатации, а иногда приводит к авариям. Так, иногда в возвращающиеся с химических предприятий конденсаты попадают из производственной аппаратуры хлорированные углеводороды — дихлорэтан, хлороформ, четыреххлористый углерод и т.д. Присутствие этих веществ в конденсатах обычными методами контроля не обнаруживается; они не изменяют величины рН, не повышают электропроводности жидкости, их присутствие не отражается на величине жесткости, щелочности и концентрации хлоридов. Фильтры конденсатоочистки не задерживают эти вещества; для угольных фильтров они обладают слишком малым молекулярным весом и поэтому ими не задерживаются, а ионитные фильтры не задерживают их, поскольку эти соединения не являются ионами и на них не диссоциируют.
На некоторых ТЭЦ и в котельных были случаи аварий, вызванных попаданием подобных веществ в котлы. Столь же тяжелые последствия могут возникнуть и при попадании органических соединений, содержащих серу, фосфор, мышьяк и другие кислотообразующие элементы. Опасаясь подобных осложнений, многие теплостанции, отдающие пар производственным потребителям, часто воздерживаются от использования таких «подозрительных» конденсатов, предпочитая сливать их в дренаж, я нехватку воды восполняют умягченной или обессоленной водой природных водоисточников. Все это и приводит к появлению еще одного вида сточных вод—неиспользуемых производственных конденсатов. Эти стоки, пока не фиксируемые органами надзора за состоянием природных водоисточников, имеют повышенную температуру порядка 80—90 °С и могут содержать самые различные примеси в зависимости от технологии предприятий.
В настоящее время перечень возможных загрязнений таких конденсатов содержит несколько десятков наименований. Здесь и различные спирты (метиловый, этиловый, пропиловый, бутиловый и др.), альдегиды, ке-тоны, амино- н нитросоединения, красители и полупродукты, хлор, бром, сера-, фосфор- и мышьяксодержащие органические вещества, гетероциклические соединения — пиридин, пепиридин, хинолин и их дериваты, эфиры простые и сложные. Очевидно, что сброс таких конденсатов в природные водоемы недопустим даже по причине их высокой температуры, не говоря уже о загрязнении. При промывках (химических очистках) теплосилового оборудования образуются стоки, представляющие собой отработавшие промывочные растворы.
Следует различать промывки предпусковые и эксплуатационные. Предпусковые проводят 1 раз после окончания монтажа оборудования и преследуют цель — удаление монтажного шлама и очистку всех поверхностей перед включением установки в эксплуатацию. Эксплуатационные промывки осуществляют регулярно через известные интервалы; назначение их — удаление отложений, образовавшихся в процессе работы оборудования. Поскольку эти отложения содержат не только окислы железа, но и соединения других элементов — меди, алюминия, кальция, магния, марганца, реже хрома и никеля, то в отработавших растворах после эксплуатационных промывок содержатся также и эти элементы. Обычно в их концентрации существенно меньше содержания железа, являющегося основным компонентом как монтажного шлама, так и эксплуатационных отложений. Очень часто в промывочных и консерванионных водах содержится соляная, лимонная, фторфталиевая кислоты, аммиак, фториды, нитриты, уротропин, гидразин и другие химические соединения.
На атомных станциях теплоснабжения, ТЭЦ и особенно конденсационных электростанциях огромное количество тепловой энергии уходит с охлаждающей водой в водоемы. Тепловые сбросы по санитарным нормам не должны вызывать повышения собственной температуры водоема более чем на 5°С в зимнее время и на 3°С в летнее время. Эти нормы могут быть выдержаны лишь в том случае, если удельная тепловая нагрузка на водоем не превышает 12—17 кДж/м3. Одним из наиболее важных вопросов при сбросе теплых вод в водоемы является организация процесса перемешивания этих вод с водами водоема. При неправильно организованном выпуске теплых вод зона с повышенной температурой может иметь значительное протяжение.
Источники и виды загрязнения атмосферного воздуха
Предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосфере.
Наиболее опасными по степени воздействия на организм человека и выбрасываемыми в значительных количествах с продуктами сгорания являются: 1) оксид углерода СО; 2) оксиды серы S02 и S03 и 3) оксиды азота N0. При вдыхании воздуха с содержанием в нем 0,04 % оксида углерода в крови человека в соединение с ним вступает до 30 % гемоглобина крови, а при содержании 0,1 % СО в соединение с ним вступает до 50 % гемоглобина, что очень вредно сказывается на здоровье человека. При содержании в воздухе СО до 0,4—0,5 % вдыхание воздуха опасно для жизни уже в течение нескольких минут. Опасность усугубляется тем, что оксид углерода не обладает ни запахом, ни цветом. Очень вредно воздействует оксид углерода уже при небольших содержаниях на физиологические центры человека, что сказывается, в частности, на способности человека управлять автомашиной.
В результате медико-биологических исследований установлено, что при кратковременном воздействии на человека диоксида серы с концентрацией 130—650 мг/м3 наступают сильное раздражение голосовых связок и последующее удушье. При концентрациях, превышающих 26 мг/м3, наблюдается раздражение глаз и дыхательных путей. Меньшая концентрация S02 для людей, по-видимому, безвредна. Это подтверждается состоянием здоровья людей, работающих на производстве, где концентрация S02 составляет1 6,5 мг/нм3.
В продуктах горения любых топлив, содержащих углеродистые соединения, в случае недостатка воздуха для полного сгорания и нарушениях условий правильного сжигания появляется оксид углерода. Оксид углерода — чрезвычайно сильный отравляющий газ. Поэтому продукты сгорания газового топлива как твердого, так и жидкого могут быть токсически весьма опасными. При сжигании углеводородных топлив при температуре свыше 1500°С образуются весьма вредные для человека окислы азота. Их содержание в воздухе из-за большой ядовитости должно быть предельно ограничено.
У нас в стране приняты три вида норм, которые носят название предельно допустимые концентрации (ПДК): ПДКрз — в рабочей зоне; ПДКмр — максимальные разовые; ПДКсс — среднесуточные; ПДКрз — касаются рабочей зоны помещений — цехов предприятий, производящих, перерабатывающих или имеющих по технологии необходимость использовать вредные химические соединения; ПДКмр—касается возможного повышенного кратковременного выброса вредных веществ (в котельной установке это обычно период пуска или резкого изменения нагрузки); ПДКсс — являются основными; их назначение— не допустить неблагоприятного влияния в результате длительного воздействия.
На стадии проектирования нового предприятия рассчитывают количество вредных выбросов с учетом уже существующего фона загрязнений. Суммарная концентрация вредных примесей после строительства и пуска в эксплуатацию предприятия не должна превышать допустимую.
Суммарный выброс окислов серы (S02+S03) определяется содержанием серы в топливе, поступившем в топку, и практически не может быть изменен применением различных способов и режимов его сжигания. Учитывая, что с каждым годом среднее содержание серы в топливе растет (что связано с переходом на сжигание низкосортных топлив), возрастает и количество выбрасываемых в атмосферу сернистых соединений.
Принципиально можно рассматривать три направления в снижении выбросов соединений серы: 1) удаление серы из топлива до его сжигания; 2) новые методы и режимы сжигания; 3) очистка от соединений серы продуктов сгорания. Простейшим обогащением подмосковного бурого угля-дробленки удается удалить 25— 30 % серы. Для отделения от угля колчеданной и органической серы может быть применено гидротермическое обессериваиие углей, заключающееся в обработке измельченного топлива в автоклавах при давлении 1,75 МПа и температуре ~300°С щелочными растворами, содержащими гидраты окисей натрия и калия. При этом получается уголь с весьма малым содержанием серы, который отделяется от жидкости центрифугированием и затем сушится.
Сернистость сжигаемого топлива снижают, подвергая его воздействию высоких температур с использованием окислителей (газификация) или без них (пиролиз). Процесс газификации протекает в условиях высоких температур (900—1300 °С) при ограниченном доступе кислорода. При комплексном энерготехнологическом использовании топлива возникает задача получения из топлива химического сырья и чисто энергетического топлива; для термического разложения мазута можно использовать высокотемпературный пиролиз (700—1000 °С без доступа окислителя) с последующей газификацией твердого продукта (нефтяного кокса).
Наиболее распространенным является сжигание мазута с низкими избытками воздуха (а= 1,01). Так, при снижении избытков воздуха в топке с а = 1,05 до а=1,01 снижается выход окислов серы на ~30%. Все известные способы улавливания SO2 из продуктов сгорания (дымовых газов) можно разделить на два класса: сухие и мокрые. Сухой способ получил широкое распространение. В этом случае продукты сгорания контактируют с магнезитом, известняком, активированным углем или окислами марганца. В результате этих реакций получается сульфит кальция, частично окисляющийся в сульфат. В большинстве случаев продукты нейтрализации не используются и направляются в отвал.
При мокром способе предварительно готовят суспензию известняка (т. е. смешивают его с водой). Продукты сгорания, проходя через мокрый скруббер (очиститель), контактируют с известняком.
Выбор метода и конструкции сероулавливающей установки следует проводить на основании технико-экономического расчета.
Выбор высоты труб
Основным назначением дымовой трубы при искусственной тяге является вывод продуктов сгорания в более высокие слои атмосферы, чтобы улучшить условия рассеивания их в воздухе до уровня концентраций, когда они становятся безопасными для окружающей среды.
Основным назначением дымовой трубы при искусственной тяге является вывод продуктов сгорания в более высокие слои атмосферы, чтобы улучшить условия рассеивания их в воздухе до уровня концентраций, когда они становятся безопасными для окружающей среды. Окончательно минимально допустимую расчетную высоту дымовой трубы принимают из условий: 1) труба должна быть выше конька кровель зданий, расположенных в радиусе 25 м от здания котельной не менее чем на 5 м и при наличии зданий высотой более 15 м в радиусе 200 м; 2) не ниже 35 м; 3) высота трубы должна обеспечивать условия рассеивания вредных выбросов дымовых газов.
При определении максимальной приземной концентрации расчет ведут при неблагоприятных метеорологических условиях, когда скорость ветра достигает опасного значения и наблюдается интенсивный вертикальный турбулентный обмен в атмосфере. Опасная скорость ветра — это такая скорость, при которой для заданного состояния атмосферы концентрации вредных примесей на уровне дыхания достигают своей максимальной величины. С повышением скорости ветра максимальная наземная концентрация от точечного источника, расположенного на высоте Н над землей, падает. С другой стороны, с увеличением скорости ветра уменьшается эффективная высота Н вследствие снижения гидродинамической и тепловой составляющих подъема факела. Наличие единой методики позволяет упорядочить расчеты загазованности атмосферы выбросами различных отраслей промышленности и дать общий подход для сравнения различных методов ее уменьшения.
Тканевые фильтры
Рукавные фильтры из фильтровальной ткани в настоящее время применяют в котлоагрегатах относительно небольшой производительности (от 23 до 90 т/ч). Рукавные тканевые фильтры различают между собой по следующим признакам: по форме фильтров (плоские, рукавные); наличию опорных устройств (каркасные, рамные); месту расположения вентилятора или дымососа (всасывающие, работающие под разрежением, и нагнетательные, работающие под давлением); способу регенерации тканей (встряхивание, обратная продувка, вибровстряхивание, импульсная продувка); числу секций в установке (односекционные и многосекционные); виду используемой ткани.
Плоские каркасные фильтры могут иметь следующие размеры: высота от 600 до 1200 мм, глубина от 300 до 500 мм, толщина от 25 до 50 мм. Если тканевые фильтры правильно сконструированы и обоснованно выбрана ткань (пористый материал), то эффективность улавливания пыли может составлять 99,999 %.При очистке (регенерации) рукавных фильтров производится механическое встряхивание закрепленных на общей жесткой раме рукавов. При продольном встряхивании происходит быстрое изнашивание рукавов, особенно в их нижней части. Колебательные перемещения вызывают меньший износ, но менее эффективны с точки зрения очистки, так как колебания плохо распространяются по длине рукава. Применяется очистка подачей воздуха с пульсирующим давлением со стороны, противоположной потоку газов. Обычно расход воздуха на очистку поверхности рукава принимается 1,37 м3 при давлении воздуха 0,6 МПа. Рукавные фильтры из стекловолокнистой ткани с тефлоновым покрытием надежно выдерживают температуру 130 -220°С; сопротивление фильтров между циклами обратной продувки меняется от 0,5 до 1,5 кПа; эффективность составляет 99,7—99,9 %.
Электрофильтры
На мощных современных тепловых электростанциях и крупных теплоцентралях для улавливания золы и очистки продуктов сгорания в основном используют электрофильтры. Этот способ очистки основан на том, что при пропуске через электрическое поле высокого напряжения, создаваемого между отрицательным и положительным полюсом, происходит ионизация газового потока. При этом частицы уноса, содержащиеся в продуктах сгорания, получают электрический заряд. Основная масса частиц заряжается отрицательными ионами, переносится к положительному полюсу и оседает на нем. Электрофильтры изготовляют вертикальными и горизонтальными.
В настоящее время выпускают следующие марки электрофильтров: ДВП, ДГП, ДГПИ, ПГЗ, ПГДС, УГ (обозначения фильтров: Д — дымовой, П — пластинчатый, В — вертикальный, Г — горизонтальный, 3 — золоуловитель, У — унифицированный, С — С-образный электрод). .Коэффициент обеспыливания в электрофильтрах лежит в пределах от 88,5 до 98 % (в зависимости от качества его наладки и эксплуатации), причем электрофильтры могут улавливать частицы менее 10 мкм. Скорость газов в электрофильтрах обычно 1,3—2 м/с, гидравлическое сопротивление невелико и составляет 50—200 Па. Расход электроэнергии на очистку газов 0,10— 0,15 кВт-ч на 1000 м3 газа.
Электрофильтры устанавливают в помещении котельной или на открытом воздухе. Наружные поверхности электрофильтра покрывают тепловой изоляцией. Достоинствами электрофильтров являются: высокий коэффициент очистки газов и малое гидравлическое сопротивление; недостатками — большие габариты, высокая стоимость в связи с применением устройства для получения постоянного тока высокого напряжения.
Мокрые золоуловители
К мокрым золоуловителям относятся центробежные скрубберы, представляющие собой вертикальные цилиндрические аппараты высотой до 12 м и более и диаметром до 5,6 м, футерованные внутри метлахскими или кислотоупорными плитками. Продукты сгорания подаются во входной короб, присоединенный по касательной к цилиндрическому скрубберу. Перед входом в скруббер расположена решетка из металлических с резиновым покрытием (деревянных, керамических или капроновых) прутков, орошаемая водой через сопла. При прохождении газов через увлажняемую решетку происходит первичное улавливание золы пленкой воды. В нижней части скруббера капли воды вместе с золой под действием центробежной силы отжимаются к внутренней поверхности скруббера, омываемой тонкой пленкой воды через сопла. Далее по трубе через гидравлический затвор смесь воды с золой уносится в канал гидрозолоудаления. Основным достоинством центробежных скрубберов является высокая степень очистки уходящих газов (до 97%), а недостатками — высокое сопротивление (до 0,08 МПа), износ прутков, засорение оросительных сопл и др.
Одновременно с улавливанием частиц золы в скруббере происходит охлаждение продуктов сгорания.
Максимальная скорость газов в скруббере во избежание срыва водяной пленки и образования брызг не должна превышать 6 м/с, а скорость газов во входном патрубке—23 м/с. Расход воды на очистку продуктов сгорания 0,15—0,2 л/м3, что составит для котла ДЕ-20-13 примерно около 4,6 т/ч.
Лекция 15
Основы проектирования и эксплуатации теплогенерирующих установок– 2 часа
Основы проектирования ТГУ
Современные теплогенерирующие установки должны удовлетворять следующим требованиям:
1) иметь простую и экономичную транспортировку теплоты к потребителю;
2) позволять размещение вблизи источников теплоснабжения складов для топлива и шлака;
3) иметь наиболее рациональную схему топливоподачи и шлако-золоудаления;
4) затраты на сооружение здания для источников теплоснабжения должны быть минимальными;
5) иметь наилучшие условия труда эксплуатационного персонала;
6) быть высокоэкономичными и безопасными при эксплуатации;
7) удовлетворять требованиям охраны труда.
Проектирование теплогенерирующих установок состоит из трех стадий:
а) составления проектного задания с определением ориентировочной стоимости строительства и стоимости единицы тепловой энергии;
6) выполнения технического проекта со сметами;
в) изготовления рабочих чертежей.
Проектное задание должно выявить техническую и экономическую целесообразность сооружения или реконструкции источников теплоты в намеченные сроки и дать ясные указания по выбору площадки для постройки здания, источника и системы водоснабжения, рода топлива и системы топливоподачи и золоудаления, а также по определению типа мощности, числа агрегатов и по наиболее целесообразной компоновке основных сооружений и размещению в них оборудования. Кроме того, в проектном задании определяют ориентировочную стоимость сооружения источников теплоснабжения и стоимость единицы вырабатываемой энергии (1 кВт-ч, 1 т пара или 1 кДж).
Технический проект выполняют только на основе утвержденного проектного задания и действующих правил и норм исходя из выделенного основного оборудования и уточненных данных, полученных в результате дополнительных изысканий и обследования. В техническом проекте решают основные вопросы, связанные: с разработкой рабочих чертежей, выдачей заводам заказа на поставку основного и вспомогательного оборудования и материалов; с составлением технической сметы и определением технико-экономических показателей теплогенерирующих установок.
Рабочие чертежи выполняют только согласно утвержденному техническому проекту и техническим данным (чертежам, техническим условиям и характеристикам) на выделенное оборудование в объеме, достаточном для производства строительных и монтажных работ. При проектировании во всех стадиях должны быть максимально использованы типовые проекты как теплогенерирующих установок в целом, так и отдельных их элементов.
Проекты должны быть разработаны комплексно и содержать следующие разделы:
1) общую часть и генплан;
2) тепломеханическую часть, включая топливный склад и топливоподачу;
3) электрическую часть;
4) водоснабжение;
5) химводоочистку;
6) строительную часть;
7) сантехническую часть;
8) организацию строительства;
9) сметы и сметно-финансовые расчеты;
10) организацию эксплуатации.
Проектирование на всех стадиях обычно поручают одной проектной организации, которая в случае необходимости может привлекать специализированные организации по отдельным элементам проектирования (например, по изысканиям).
Компоновкой котельной называется взаимное расположение основного и вспомогательного оборудования, установленного в здании. Типы компоновки различаются между собой и зависят от назначения котельной, от параметров воды и пара, рода топлива, способа его сжигания, конструкции котлов, их производительности и т, д. В соответствии с принятым типом компоновки котельная может состоять из следующих помещений: помещения для установки котла, насосной, химводоочистки, эконо-майзерно-дымососной, склада топлива, служебно-бытовых помещений. В зависимости от тепловой производительности котельного агрегата вспомогательное оборудование, хвостовые поверхности нагрева (экономайзеры или воздухоподогреватели), тягодутьевые установки и оборудование для очистки продуктов сгорания могут быть групповыми или индивидуальными.
Групповое вспомогательное оборудование устанавливают, как правило, вместе с котельными агрегатами производительностью менее 8 ГДж/ч в небольших отопительных котельных, а индивидуальное — во всех остальных случаях. Котлы устанавливают на первом этаже. При наличии золового этажа фронт котлов должен находиться на втором этаже. Фронт всех котельных установок должен находиться на одном уровне. Расстояние от стены до фронта котла или до выступающих частей топок должно быть не менее 3 м. Для котлоагрегатов, оборудованных механическими топками, и котельных установок, работающих на газе или мазуте, это расстояние должно быть не менее 2 м. Расстояние между газогорелочными устройствами и выступающими частями стены должно быть не менее 2 м. Перед фронтом котельных установок разрешается устанавливать дутьевые вентиляторы, насосы и тепловые щиты с обеспечением свободных проходов шириной 1,5 м.
Расстояние между котлами производительностью до 4 т/ч принимают равным 1—1,5 м, а производительностью свыше 4 т/ч—2 м. Между крайним котельным агрегатом и стеной разрешается уменьшать расстояние до 1,3 м. Чугунные секционные котлы в целях сокращения длины котельного зала разрешается устанавливать попарно. Ширина прохода между отдельными выступающими частями, расстояние между котлами и задней стеной, а также проходы между оборудованием должны быть 1 м. Высоту котельного зала определяют исходя из обеспечения удобства работы. Она должна быть на 2 м выше самой верхней площадки. Площадки для обслуживания арматуры и контрольно-измерительных приборов должны иметь ширину не менее 600—800 мм, а ширина лестннц должна составлять 600 мм. На первом этаже котельной размещают также экономайзеры, воздухоподогреватели, питательные, подпиточные, рециркуляционные и сетевые насосы, оборудование для химической обработки воды. При наличии свободного места это оборудование располагают в общем зале и не предусматривают для него специального помещения.
Питательные баки устанавливают на уровне, превышающем на 6—8 м уровень установки питательных насосов, с таким расчетом, чтобы последние всегда находились под заливом. Такое расположение питательных баков особенно необходимо при наличии термической деаэрации питательной воды, а также во избежание явления кавитации в питательных насосах (вскипания воды во всасывающем патрубке насоса при возможном разряжении) под необходимым давлением. В ряде случаев деаэраторные питательные баки устанавливают вне помещения котельных (на крыше).
Для снижения высоты установки питательных баков температуру воды после деаэратора снижают до 70 °С подогревом воды в нагревателе. Конденсатные баки при самотечном возврате конденсата устанавливают в приямках котельной ниже уровня пола на 3,5—4 м. Если конденсат возвращается но напорным конденсатопроводам, то конденсатные баки можно не устанавливать, а подавать его непосредственно в бак-деаэратор. Водоподогреватели сетевой воды и конденсатоохладители размещают, как правило, на площадках, расположенных на уровне второго этажа или на первом этаже. Административные и бытовые помещения располагают на втором-третьем этаже.
Архитектурная компоновка котельных
Для защиты от воздействия атмосферных осадков и замерзания воды котлы и вспомогательное оборудование располагают в специальных помещениях, в отдельных зданиях или в помещениях, непосредственно примыкающих к отапливаемым зданиям. Расположение оборудования в котельной должно быть удобным и безопасным при эксплуатации, иметь простую схему коммуникаций трубопроводов и минимальную площадь. Котельные, сооружаемые на территории промышленных объектов, в зависимости от климатических условий могут быть закрытыми, полуоткрытыми и открытыми. Котельные, где все основное и вспомогательное оборудование размещено в помещениях, называются закрытыми. Такие котельные сооружают на территориях жилых массивов, а также на промышленных предприятиях при расчетной температуре наружного воздуха —30°С и ниже. Полуоткрытые котельные, в которых оборудование установлено на открытом воздухе, не требуют постоянного надзора (например, дымососы) и применяются в районах с расчетной температурой наружного воздуха, колеблющейся в пределах от -20 до -30 °С. В открытых котельных защищены только котлы и имеются закрытые служебно-бытовые помещения. Такие котельные сооружают в районах, где расчетная температура наружного воздуха составляет —20 °С и выше. Однако в этих случаях котлы должны быть защищены от атмосферных осадков и приняты меры против замерзания воды в трубопроводах, арматуре и других элементах.
Здания котельных включают следующие помещения: котельный и машинный (при выделении насосов в специальное помещение) залы, мастерские, служебные, бытовые и при необходимости зольные. Котельная также имеет помещения для трансформаторных подстанций и газораспределительного пункта. Размещение оборудования, а, следовательно, и отдельных помещений в котельной должно учитывать возможность ее расширения без прекращения работы. Для этой цели в зданиях котельных одну из торцовых стен оставляют свободной. В котельных не разрешается устраивать подвальных этажей.
Все оборудование (за исключением конденсатного и частично золоудаления) должно устанавливаться на уровне прилегающей территории или несколько выше. При высоком уровне стояния грунтовых вод предусматривают надежные мероприятия против проникания воды в заглубленные помещения. Основания полузаглубленных дымовых боровов каналов и подсобных сооружений должны находиться на 300 мм выше уровня стояния грунтовых вод.
Котельные, как правило, размещаются в отдельно стоящих зданиях. Блокирование котельной с другими производственными зданиями разрешается только в тех случаях, когда это допускается технологией основного производства, санитарно-гигиеническими требованиями и целесообразностью планировки участка. Для встроенных котельных разрешается установка паровых котлов с давлением пара до 0,7-105 Па и водогрейных котлов с температурой нагрева воды до 115 °С.
Невозможность блокирования котельных с другими зданиями объясняется следующими основными санитарно-гигиеническими и техническими факторами. В соответствии с санитарными нормами проектирования промышленных предприятий котельные, работающие на местном топливе при максимальном расходе до 3,5 и 10 т/ч, должны иметь санитарно-защитные зоны шириной соответственно 75, 100 и 125 м. Соблюдение требуемой санитарно-защитной зоны влечет за собой необходимость отделения здания котельных от других сооружений. Отделение котельной от других зданий диктуется также и техническими соображениями: ее расширением, размещением оборудования для улавливания золы из продуктов сгорания, расположением оборудования для топливоподачи, шлако- и золоудаления и обеспечением фронта котлоагрегата естественным освещением.
В соответствии с правилами искусственное освещение котельных должно быть выполнено в двух вариантах: рабочее - от общей электросети и резервное - с самостоятельным источником питания. В котельных с производственной площадью менее 250 м2 в качестве аварийного освещения разрешается применять переносные электрические фонари. Минимальная освещенность отдельных рабочих мест должна быть: для контрольно-измерительных приборов и пультов управления—50; для фронта котлов, помещения химической водоочистки, приборов автоматики и управления оборудования — 20; для площадок обслуживания котлов— 10лк.
Здания котельных должны иметь отопление и естественную вентиляцию, обеспечивающие удаление загрязненного воздуха и поддержание необходимой температуры в производственных помещениях: зимой не ниже 12 °С, а летом не выше чем на 5°С по сравнению с температурой наружного воздуха. Вентиляция должна обеспечивать трехкратный обмен воздуха в основных помещениях. Механическая вентиляция в котельном зале не допускается во избежание создания разряжения. Объемно-планировочные решения котельных выполняют из унифицированных конструктивных элементов, их основные размеры в плане и по высоте должны быть кратны строительным модулям. В котельных с производственной площадью более 200 м2 или при длине помещения по фронту более 12 м устраивают два выхода. Все двери должны открываться только наружу.
Основы эксплуатации котельных установок
Эксплуатация котельного агрегата заключается в следующем:
Современный котельный агрегат требует самого тщательного контроля и безошибочного управления. Задачей контроля и управления является обеспечение в каждый момент требуемой паропроизводительности или теплопроизводительности и заданных параметров пара и воды при надежной и экономичной работе агрегата. Производительность является основным показателем работы котельной установки.
Подготовка котла к работе. Перед растопкой проверяют исправность котла и готовность его к пуску, для чего производят тщательный внутренний (если котел открыт) и наружный осмотр агрегата. Проверяют исправность всей арматуры и арматуры топки и газоходов котла, взрывных клапанов, плотность закрытия лазов и люков, готовность к пуску дымососов и вентиляторов опробованием их работы и пр. После этого открывают воздушные краны (если они имеются) на котле и экономайзере или приподнимают предохранительный клапан для выпуска воздуха. Далее открывают питательный клапан, и котел заполняют водой. Заполнение котла водой производится через экономайзер (если он имеется), при этом воздушный кран или предохранительный клапан на экономайзере должны быть открыты; при появлении в них воды их закрывают.
Одновременно производят заполнение водогрейных котлов и всей системы отопления. Котел заполняют водой надлежащего качества при температуре ее в пределах 50—90°С. Неравномерное прогревание или охлаждение котла может вызвать термические деформации. Заполняют котел медленно (1—2 ч) до наинизшей отметки водоуказательного стекла с учетом того, что уровень воды при нагреве ее повысится. Затем начинают растопку котла: зажигают слой топлива на решетке, растопочные мазутные форсунки или газовые горелки. Одновременно ведут наблюдение за плотностью котла и отсутствием утечек по уровню воды в водоуказательном стекле. Растопку котла вначале производят при слегка приоткрытом шибере за котлом (без дымососа) без вентиляторного дутья, затем включают вентилятор и увеличивают тягу. Перед растопкой газоходы котла необходимо провентилировать естественной тягой или включением дымососа в течение 5—15 мин, более длительно — при газообразном топливе и мазуте.
При установке некипящего и группового экономайзера газы пропускают помимо него через обводной дымоход; при отсутствии последнего через экономайзер непрерывно прокачивают воду; температура воды по выходе из экономайзера не должна превышать 60 °С. Для предотвращения коррозии воздухоподогревателя вентиляторы включают при достижении температуры газов за воздухоподогревателем не менее 120°С или воздух пропускают помимо него. Растопку котла производят по графику, согласно которому первую половину всего нагрева воды в котле до начала образования пара Быстрый нагрев котла при растопке вызывает неравномерное расширение поверхностей нагрева, что часто является основной причиной разрушения вальцовочных и других соединений, Поэтому растопку производят в течение 2—4 ч.
При повышении давления в котле выше атмосферного предохранительные клапаны закрывают и приводят в рабочее состояние. Проверку и продувку водомерных стекол, пробных кранов и манометров производят при достижении давления в котле 0,05—0,15 МПа (манометрических) и вторично перед включением котла в магистраль. Проверяют также состояние продувочных (спускных) вентилей котла (на ощупь по нагреву труб). При давлении 0,3—0,4 МПа продувают барабан котла и нижние коллекторы экранов (при наличии их). При растопке заливка пароперегревателя водой для охлаждения не допускается.
Пароперегреватель охлаждают продувкой его образующимся в котле паром через выходные коллекторы. Продувку пароперегревателя прекращают только после включения котла в магистраль. Одновременно с растопкой котла при достижении давления пара в барабане до 0,2—0,3 МПа прогревают соединительный паропровод от котла к магистрали. Через 25—30 мин после начала прогрева медленно и осторожно открывают вентиль или задвижку на соединительном паропроведе у магистрали. При этом котел остается отключенным от магистрали только с помощью одной задвижки на барабане или за пароперегревателем (главной паровой задвижки). Перед подключением котла к магистрали при давлении в барабане на 0,05—1 МПа ниже давления в магистрали проверяют действие предохранительных клапанов осторожным их подъемом и опусканием. По мере повышения давления в котле постепенно прикрывают продувочный вентиль пароперегревателя во избежание излишней потери пара.
При давлении в котле на 0,02—0,05 МПа ниже давления в общем паропроводе (магистрали) медленно и осторожно открывают паровой вентиль (задвижку) на барабане котла или на пароперегревателе (при наличии его) и соединяют котел с паропроводом. После включения котла в паропровод снова тщательно проверяют состояние всего агрегата и его арматуры. Затем закрывают дренажный вентиль пароперегревателя. При снижении уровня воды в котле начинают питать его водой. Закрывают обводной дымоход и направляют газы через экономайзер или воздухоподогреватель. Таким образом, котлоагрегат переводят на рабочий режим.
Обслуживание котла во время работы сводится к поддержанию нормального режима, который обеспечивает наибольшую выработку пара заданных параметров при наименьших затратах топлива в условиях безопасной и надежной работы котельного агрегата. Технологические и экономические показатели, характеризующие режим работы котла при разных нагрузках, указываются в режимной карте, в соответствии с которой персонал и осуществляет ведение технологического процесса.
Основными из этих показателей являются: давление и температура отпускаемого пара; температура питательной воды; водный режим котла и режим продувок; содержание кислорода в дымовых газах, температуры последних по газовому тракту и т. п. Все отклонения режимов от рекомендуемых устраняются системой автоматического регулирования или с помощью персонала, воздействуя на регулирующие и запорные органы дистанционна или вручную на месте их установки.
В задачу персонала при обслуживании котельного агрегата входит поддержание паропроизводительности котла в соответствии с его нагрузкой. Несоответствие между ними приводит к изменению давления пара в барабане котла. Паропроизводительность котла необходимо регулировать таким образом, чтобы обеспечивался нормальный режим работы топки (тепловой и воздушный), исключающий ее шлакование. Персонал должен следить за питанием котла и уровнем воды в барабане, поддерживая его примерно на середине водоуказательного стекла. Следует правильно вести процесс горения в топке, не допуская отклонения содержания С02 или 02 в отходящих газах от установленных норм; необходимо поддерживать минимально допустимое разрежение в топке, нельзя допускать потерь топлива со шлаком, провалом и уносом, а также резкого повышения температуры уходящих газов. Присосы воздуха в газоходы котельного агрегата не должны превосходить установленных норм. Все неплотности обмуровки и гарнитуры следует устранять в процессе работы, не дожидаясь очередной остановки котла.
Обслуживающий персонал следит за температурой перегрева пара и температурой воды на выходе из экономайзера, не допуская повышения ее выше установленной величины, а также следит за состоянием поверхностей нагрева и при необходимости периодическими обдувками устраняет наружные загрязнения их шлаком и уносом. О необходимости обдувки судят по повышению температуры уходящих газов и сопротивлению газового тракта. Не реже 1 раза в смену проверяют исправность действия манометра, предохранительных клапанов и водоуказательных приборов. Регулярно по нагреву труб (на ощупь) проверяют плотность спускных и дренажных вентилей. Все записи о работе оборудования, замеченных его дефектах и проведенных мероприятиях по их устранению дежурный персонал заносит в оперативный журнал и ремонтную книгу. Кроме того, записывают показания приборов (показывающих и регистрирующих). На основании этих записей и анализа суточных ведомостей по работе котельных агрегатов составляют первичную отчетность. Во вторичную отчетность входят обобщенные данные по котельной за определенный период, по которым судят о работе котельной установки.
Остановка котла может быть плановой, кратковременной и аварийной. Плановую (полную) остановку котла производят по графику в определенной последовательности. Прекращается подача топлива, в слоевой топке дожигаются его остатки на решетке, прекращается подача воздуха (останавливается вентилятор), в течение 10 мин вентилируются газоходы; затем останавливаются дымососы и закрывается шибер за котлом. После прекращения горения в топке и выработки пара котел отключают от паровой магистрали и открывают продувку пароперегревателя на 30—50 мин для его охлаждения. Затем очищают топку от остатков топлива, золы и шлака, разгружают золовые бункера. Во время остановки котла непрерывно наблюдают за уровнем воды в котле и его питанием. После отключения котла от паровой магистрали его подпитывают до допустимого верхнего предела. В течение 4—6 ч котел медленно остывает, при этом топочные дверцы и шибер за котлом должны быть закрыты. Через 4—6 ч после остановки проветривают газоходы с помощью естественной тяги и продувки котла. Спустя 8—10 ч после остановки для ускорения охлаждения открывают шибер за котлом и включают дымосос, продувку повторяют. Воду полностью удаляют из котла только после охлаждения ее до 70—80°С. Воду спускают медленно, открывая при этом воздушные краны или предохранительные клапаны. Затем котел отсоединяют от других котлов установкой металлических заглушек между фланцами на паровых, питательных, спускных и продувочных линиях. После этого осматривают топку, котел, вспомогательное оборудование; о всех замеченных неисправностях делают записи в журнале; во время остановки котла эти неисправности устраняют.
При остановке котла на длительный срок (более 10 сут) принимают меры по защите котла от коррозии, возникающей вследствие действия влаги и кислорода. Для этой цели используют различные способы защиты, выбор которых определяется местными условиями. Наиболее часто применяют следующие:
Кратковременная остановка котельного агрегата может быть вызвана нарушением его нормальной работы вследствие неисправности оборудования или по другим причинам, которые могут вызвать аварию. Последовательность операций в этих случаях такая же, как и при плановой остановке котла. После отключения котла от паровой магистрали и открытия продувки пароперегревателя ведут наблюдения за манометром, водоуказательным прибором и общим состоянием топки и котла.
Аварийная остановка котлоагрегата может быть в следующих случаях:
При аварийной остановке котел немедленно отключают от главной паровой магистрали, прекращают подачу топлива и воздуха, резко снижают тягу; горящее топливо в слоевых топках немедленно удаляют или осторожно заливают водой.
Ремонт оборудования котельных
В процессе работы котельной установки наблюдается естественный износ основного и вспомогательного оборудования; кроме того, оно подвергается различным повреждениям и загрязнению. В связи с этим возникает необходимость в восстановлении изношенных элементов. В зависимости от назначения ремонтные операции разделяются на межремонтное обслуживание и планово-предупредительные (профилактические). К последним относятся текущие и капитальные ремонты. Межремонтное обслуживание включает уход и надзор за оборудованием котельной и различных трубопроводов, а также мелкий ремонт оборудования. В результате этого удлиняются сроки службы оборудования без снижения его качественного состояния, ускоряются и удешевляются ремонты. Межремонтное обслуживание не планируют, его выполняют персонал вахты и дежурный слесарь во время работы котельного оборудования.
Планово-предупредительные (профилактические) ремонты котельного оборудования производят согласно плану: текущий ремонт 2—3 раза в год, капитальный — 1 раз в год. Объем работ зависит от типа оборудования и его состояния. В состав текущего ремонта входят следующие операции: частичная разборка оборудования; разборка и проверка отдельных узлов; ремонт или замена изношенных деталей; осмотр и выявление состояния отдельных элементов оборудования; проверка и опробование отремонтированного оборудования. В зависимости от технологии операций текущий ремонт производит бригада с участием эксплуатационного персонала на месте установки оборудования или в мастерской. В задачу капитального ремонта входят восстановление первоначального состояния оборудования и улучшение его технических характеристик путем проведения во всех возможных случаях модернизации.
При капитальном ремонте выполняют следующие операции:
Капитальный ремонт проводит бригада или специализированная организация на месте установки оборудования или в мастерской.
Время, затрачиваемое на ремонты, зависит от характеристик оборудования, объема выполняемых работ и устанавливается в соответствии с нормами длительности простоя котлов в ремонте. Уменьшения времени ремонта при одновременном обеспечении хорошего качества работ достигают своевременной и тщательной подготовкой и улучшением технологии их проведения.
К подготовительным ремонтным работам относятся:
После окончания ремонта производят сдачу-приемку оборудования. Сдачу производит ремонтный персонал или руководитель работ ремонтного цеха, а принимает руководство котельной в процессе выполнения работ по узлам при холодном состоянии оборудования, а также по окончании ремонта после длительной проверки и испытания оборудования. Приемку оборудования оформляют соответствующими документами, после чего котлоагрегат считают принятым и вводят в эксплуатацию. Возникающие в процессе эксплуатации внезапные нарушения в работе оборудования (аварии) приводят к внеплановым, аварийным ремонтам. В зависимости от объема аварийный ремонт может быть отнесен к текущему или капитальному. Правильно организованная система планово-предупредительных ремонтов сокращает до минимума возможность аварийного ремонта. Для предотвращения аварий в установленные сроки производит наружный и внутренний осмотр котлов и их гидравлические испытания.
Наружным осмотром обследуют общее состояние котла, топки, обмуровки, паропроводов, арматуры; проверяют правильность действия последней, а также знание персоналом эксплуатационных правил и инструкций. Наружный осмотр осуществляет инспектор без остановки котлоагрегата не реже 1 раза в год. При внутреннем осмотре кроме общего состояния оборудования и его эксплуатации обследуют стенки барабанов котла, кипятильных труб, плотность газоходов. Внутренний осмотр производят не реже 1 раза в 3 года.
Гидравлическое испытание производят 1 раз в 6 лет, а внеочередное- после реконструкции котлоагрегата. Перед гидравлическим испытанием производят внутренний осмотр котла, при этом освобождают от изоляции все швы барабанов, коллекторов, штуцеров и т. п. Затем котел заполняют водой и ручным насосом давление в нем поднимают до пробного; последнее устанавливают для барабанных водотрубных котлов на 25 % выше рабочего. Под пробным давлением котел выдерживают в течение 5 мин. Если не обнаруживают признаков разрывов и изменений формы, то считают, что он выдержал испытание. Результаты освидетельствований и испытаний записывают в котельный журнал. При неудовлетворительном состоянии котельного агрегата инспектор имеет право запретить его дальнейшую эксплуатацию или допустить к работе при пониженном давлении.
125