Текст
♦ S
1 х
^.Г. Волковыский А.Г. Шустер
кономия ТОПЛИВА
ОТЕЛЬНЫХ СТАНОВКАХ
13-2. Экономическая эффективность устройств возврата конденсата......................................271
13-3. Экономическая эффективность использования тепла продувочной воды............................ 274
13-4. Выбор варианта модернизации котлоагрегата . . 275
13-5. Экономическая эффективность автоматизации регулирования горения и других тепловых процессов в котельных установках..........................2'6
13-6. Экономическая эффективность снижения тепловых
потерь нагретыми поверхностями ..... 279
Приложения............................................... 281
Список литературы.........................................298
ЕФИМ ГРИГОРЬЕВИЧ волковыский АЛЕКСАНДР ГРИГОРЬЕВИЧ ШУСТЕР Экономия топлива в котельных установках Редактор А. А. Русанов Редактор издательства А. А. Кузнецов Технический редактор Н. А. Галанчева Корректор В. С. Антипова
Сдано в набор 29/XII 1972 г.
Подписано к печати 10/Х 1973 г. Т-16911
Формат вТХЮЗ'/за Бумага типографская № 3
Усл. печ. л. 15.96 Уч.-изд. л. 16.96
Тираж 14 00Э экз. Зак. 1 Цена 97 коп.
Издательство «Энергия». Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государственном комитете Совета Министров СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
ПРЕДИСЛОВИЕ
Ускоренные темпы электрификации страны, увеличение объема промышленного производства, развитие транспорта, рост городов, предусматриваемые в планах развития народного хозяйства Советского Союза, предъявляют все большие требования к увеличению добычи топлива. Суммарная годовая добыча топлива в стране выросла с 693 млн. т условного топлива в I960 г. до 1 260 млн. т в 1970 г. К 1975 г. предусматривается дальнейшее увеличение добычи до 1 630—1 690 млн. т в год. Для сравнения укажем, что в 1940 г. в стране было добыто 237,7 млн. т условного топлива.
При напряженном топливном балансе, связанном с быстрым ростом потребления, проблема экономии топлива приобретает все большее народнохозяйственное значение. В Директивах XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. дано задание по снижению норм расхода топлива в промышленности за пятилетие на 7—10% и по более полному использованию вторичных энергетических ресурсов. Экономия только 1% топлива обеспечит в 1975 г. в масштабах страны сбережение около 17 млн. т условного топлива и не менее 700 млн. руб. капитальных вложений.
Крупным и быстрорастущим потребителем топлива на нужды централизованного теплоснабжения являются промышленность и жилищно-коммунальный сектор городов; теплопотребление их возросло с 853 млн. Гкал в 1965 г. до 1296 млн. Гкал в 1970 г., т. е. более чем в 1,5 раза. К 1975 г. намечается рост теплопотребления от централизованных источников до 1 820 млн. Гкал в год, т. е. в 2,1 раза по сравнению с 1965 г. Доля котельных установок в производстве тепла для централизованного теплоснабжения составила в 1970 г. 547 млн. Гкал. К 1975 г. предусматривается
6П2.22
В 67
УДК 697.326:662.621.76.004.18
Волковыский Е. Г. и Шустер А. Г.
В 67 Экономия топлива в котельных установках. М., «Энергия», 1973.
304 с. с ил.
В книге рассмотрены вопросы улучшения использования топлива в котельных установках небольшой производительности, даны практические рекомендации по повышению к. п. д. котлоагрегатов, оптимальному режиму эксплуатации оборудования, использованию вторичных энергетических ресурсов, по реконструктивным мероприятиям и автоматизации для экономии топлива, по сокращению потерь конденсата, рациональному устройству и эксплуатации складов топлива и др. Уделено внимание вопросам обоснования мероприятий по экономии топлива, приведена методика и примеры соответствующих технико-экономических расчетов.
Книга предназначена для инженеров, техников и мастеров, занятых эксплуатацией котельных установок, и может служить практическим пособием для разработки и осуществления мероприятий по экономии топлива.
„ 0333-227
В 051(01)-73 26’73 6П2.22
(с) Издательство «Энергия», 1973 г.
ГЛАВА ПЕРВАЯ
НАРОДНОХОЗЯЙСТВЕННАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА
За годы Советской власти в СССР создана мощная топливная промышленность, полностью обеспечивающая развитие народного хозяйства. Добыча угля возросла за этот период в 20 раз, нефти почти в 35 раз, добыча газа только за последние 15 лет более чем в 21 раз.
Наряду с огромным ростом добычи топлива за минувшие 10—15 лет коренные изменения произошли в структуре топливного баланса страны. Резко возросла доля добычи нефти и природного газа (табл. 1-1). Экономический эффект этих изменений весьма велик. Все капиталовложения в газовое хозяйство страны за последние 10 лет полностью окупились, и сверх этого получена прибыл около 15 млрд. руб. Помимо снижения затрат общественного труда на производство топлива широкое применение природного газа и нефти создало благоприятные предпосылки для ускорения научно-технического прогресса во многих отраслях народного хозяйства.
Структура топливного баланса СССР
(приходная часть, в млн. т усгювного”тогг;щва)
Таблица 1-1
Вид топлива 1955 г. i960 г. 1965 г. 1970 г. 1975 г. 1ВЗ г.
Уголь 310,8 373,1 412,5 452 495—505 825—840
Нефть 101,2 211,4 346,4 505 685—715 985—1 030
Природный газ . . 11,4 54,4 149,8 244 365—390 830—880
Примечание. Данные за 1955, 1960 и 1980 гг. приведены по [Л. 46\ за 1965 и 1970 гг.—по сообщениям ЦСУ СССР, за 1975 г.— по Директивам XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1971—1975 гг. с пересчетом в условное топливо. Прочие виды топлива (торф, сланцы, дрова) и децентрализованные заготовки топлива населением опушены.
увеличение производства тепла этими установками до 720 млн. Гкал [Л. 68].
Развитие народного хозяйства предъявляет все растущие требования к увеличению тепловой мощности, надежности и экономичности источников тепла. И хотя основное направление развития теплоснабжения — рост централизованного производства тепла на ТЭЦ и в крупных промышленных и районных котельных, однако для экономичного 'обеспечения теплом разнообразных по величине, концентрации и географическому размещению потребителей на огромной территории страны неизбежна эксплуатация котельных средней и небольшой мощности.
В стране ежегодно строится свыше 1 000 котельных только с паровыми котлами ДКВР. Ожидаемый значительный прирост потребления топлива котельными установками средней и небольшой мощности вызывает необходимость пристального внимания к вопросам экономии топлива на этих установках.
В книге рассмотрен широкий круг вопросов повышения эффективности использования топлива применительно к котельным установкам с паровыми котлами паро-производительностью от 2 до 35 т/ч на давление до 13 кгс)см2 и водогрейными котлами теплопроизводитель-ностью от 1 до 20 Гкал/ч, за исключением котлоагрегатов с камерным сжиганием твердого топлива. Анализ работы действующих котельных установок показывает, что для большинства из них имеются возможности значительной экономии топлива.
Основная цель книги — оказать практическую помощь инженерно-техническому персоналу, занятому эксплуатацией котельных установок, в выборе, обосновании и осуществлении оптимальных мер по экономии топлива. В связи с этим значительное внимание уделено техникоэкономическим расчетам эффективности намечаемых мероприятий. Глава 7 и § 3-2, 13-1 и 13-4 написаны М. С. Левиным, гл. 11 —Г. Л. Вайнштейном. Авторы выражают признательность доктору экон. наукЕ. О. Штейн-гаузу за ценные замечания при просмотре рукописи и инж. М. С. Левину за полезные советы при составлении^ книги.
Замечания и пожелания по книге авторы просят направлять в издательство «Энергия», Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Авторы
В Директивах XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану на 1971—1975 годы предусмотрено дальнейшее повышение доли добычи нефти и газа в общем балансе топлива (в 1975 г. не менее чем до 67%).
Котельные установки израсходовали в 1970 г. около 9% общей добычи топливных ресурсов страны и почти 35% топлива, израсходованного всеми тепловыми электростанциями.
Общее потребление тепла в стране должно возрасти в 1,6—1,7 раза по сравнению с уровнем потребления 1970 г. Выработка тепла котельными установками должна увеличиться за этот период по ориентировочной оценке не менее чем в 1,8—2 раза. Таким образом, общий расход условного топлива котельными установками при сохранении удельных расходов топлива на выработку тепла на уровне 1970 г. может достигнуть 190—210 млн. т, т. е. приблизиться к уровню всей добычи топлива в стране в 1940 г.
Снижение норм расхода- топлива на 7—10%, предусмотренное на 1971—1975 гг., применительно к котельным установкам представляет собой задачу обеспечения по стране годовой экономии в размере не менее 10— 13 млн. т условного топлива.
Основным показателем экономичности использования топлива в котельных установках является удельный расход условного топлива на 1 Гкал отпущенного тепла. «Нормальными» для рассматриваемых котельных являются удельные расходы условного топлива (табл. 1-2).
Данные о работе промышленных и районных котельных, например, на Украине показывают, что средний
Таблица 1-2
Примерные величины „нормальных" удельных расходов условного топлива котельными установками на отпущенное тепло
Наименование котельных Удельный расход условного топлива, кг!Гкал, прн работе
установок на газе на мазуте на твердом топливе
Крупные и средние промышленные и районные Малые (до 5 Гкал/ч) .... 162—165 170—175 170—175 180—185 170—175 185—195
удельный расход условного топлива в 1970 г. составил 185,9 кг!Гкал, что соответствует среднему значению к. п. д. 77%. В передовых по техническому уровню промышленных и районных котельных достигнут удельный расход условного топлива 160—175 кг/Гкал, что соответствует к. п. д. 90—82%. Однако нередки случаи работы ’котельных установок с превышением фактических удельных расходов условного топлива -против «нормальных» на 25—30% для малых и на 15—20% для средних и крупных установок.
По приближенному подсчету при увеличении годовой выработки тепла котельными установками за десятилетие (1971—1980 гг.) в 2 раза и среднем снижении удельных расходов за этот период на 15% общий годовой расход топлива возрастет к 1980 г. только в 1,7 раза, что равнозначно годовой экономии около 30 млн. т условного топлива. Для этого необходимо осуществление большого комплекса технических, экономических и организационных мероприятий, направленных на сокращение потерь топлива в процессе использования его в котельных установках.
За последнее десятилетие в стране проведена большая работа по подъему технического уровня котельных установок средней и малой мощности. Котельные, построенные за этот период по унифицированным типовым проектам, резко отличаются от котельных старой постройки. При хорошем качестве монтажа и грамотной эксплуатации таких котельных может быть достигнут достаточно высокий уровень использования топлива. Однако п в новых котельных необходим систематический анализ источников потерь тепла и топлива и проведение с учетом результатов эксплуатации мероприятий по экономии топлива.
Одним из примеров осуществления технического прогресса в малой энергетике может служить сахарная промышленность Украинской ССР.
До 1958 г. котельные 150 заводов республики работали на угле (в основном на донецком, частично на львовско-волынском). Котлы старых конструкций были оборудованы, за небольшим исключением, топками с ручным обслуживанием. Реконструкция и модернизация котельных с переводом на прогрессивные виды топлива была начата с 1958 г. К началу 1970 г. более 80% (всего числа) котельных переведены на мазут и газ, в том числе около 70% на мазут. В числе остальных 20% котельных, продолжающих работать на угле, слоевое сжигание применяется только в */з котельных с котлами паропроизводительностью до 10 т/ч. Котлы производи-
тельностыо 35 и 50 т!ч оборудованы камерными топками, в которых сжигается пыль донецких тощих углей или антрацитовых штыбов. На всех котлах, работающих на мазуте и газе, автоматизировано регулирование процесса горения. Удельный расход топлива на сахарных заводах Украины за период с 1958 г. по 1969 г. снижен в среднем на 25%.
Немаловажную роль здесь сыграла автоматизация процесса регулирования горения, благодаря которой существенно повысилась производительность технологических установок, что дало дополнительный экономический эффект.
Таблица 1-3
Расчетные коэффициенты полезного действия котлоагрегатов с котлами ДКВР и хвостовыми поверхностями нагрева, %
Номинальная паропроизводитель-нссть котлоагрегата, т/ч (Prs6 = 13 KzclciP) Твердые топлива Газ и мазут
2,5 80,7—83,7 88,8—90,2
4 80,4—84,3 88,5—90,6
6,5 81,5—85,2 89—91,2
10 83—86,8 88,8—91,3
20 84,4—86,4 89,5—91,8
35 82—86,1 86,7—90,3
Примечание. Паропрэизводигельность котлоагрегатов при работе на газе и мазуте принята в расчетах в 1,5 раза большей, чем при работе на твердых топливах.
Таблица 1-4
Коэффициент полезного действия котлоагрегатов с котлами ДКВР по испытаниям ИДТИ им. И. И. Ползунова, % (/W= 13 кгс/см*)
Номинальная паропрсизводи-тельнссть котлоагрегата, т/ч Твердые топлива Газ и мазут Примечания
ДКВ-2 и ДКВР-2,5 67—75 82—86 Без хвостовых по-
ДКВ-4 и ДКВР-4 ДКВ-6,5 и ДКВР-6,5 62—74 72—84 84—85 92—93 верхностей нагрева
ДКВ-10 и ДКВР-10 70—88 91—93 Высокая компоновка
ДКВР-20 72—84 81—84 (газ) 76—78 (мазут) Без хвостовых поверхностей нагрева
Представляет интерес уровень экономичности наиболее распространенных паровых котлов ДКВ и ДКВР. В народном хозяйстве страны эксплуатируется свыше 50000 таких котлов.
В табл. 1-3 приведены расчетные значения к. п. д. котлоагрегатов с котлами ДКВР, а в табл. 1-4 — к. п. д. таких агрегатов по испытаниям ЦКТИ
Фактические значения к. п. д., полученные при испытаниях этих котлов (табл. 1-4) в сопоставимых условиях (наличие хвостовых поверхностей нагрева), близки к расчетным. В отдельных случаях к. п. д. котлоагрегатов по результатам испытания получился выше расчетного, что объясняется запасами в нормах теплового расчета. Вместе с тем ЦКТИ отмечает худшие, чем расчетные, условия проведения испытаний из-за больших присосов воздуха, вызванных низким качеством монтажа. При устранении дефектов монтажа и поддержании оборудования в нормальном состоянии возможно дополнительное повышение к. п. д. котлоагрегатов.
В табл. 1-5 приведены расчетные к. п. д. водогрейных котлов унифицированной серии КВ Дорогобужского котельного завода.
Таблица 1-5
Расчетные коэффициенты полезного действия водогрейных котлов унифицированной серии КВ Дорогобужского котельного завода, %
Тип котла Тепло* производительность, Гкал1ч Вид топлива
Газ Мазут Канский бурый уголь марки Б Минусинский каменный уголь
КВ-ГМ-4 4 90,5 86,3
КВ-ГМ-6,5 6,5 91,1 87,0 — —
КВ-ГМ-10 10 89,8 88,9 — —
КВ-ГМ-20 20 89,9 87,5 — —
КВ-ТС-4 4 — __ —. 81,9
КВ-ТС-6,5 6,5 — — — 82,2
КВ-ТС-10 10 —- — 80,1 —.
КВ-ТС-20 20 — — 79,1 —
Испытание реконструированного водогрейного котла ТВГ-8, проведенное в районной котельной № 2 Московского района г. Киева в 1968 г. (Институт газа АН Украинской ССР), показало, что при теплопроизводительности 8,38 Гкал!ч к. п. д. котла брутто составил 90,64%. При этом потеря тепла с уходящими газами была равна 9% (7'Ух=199°С), а потеря в окружающую среду — 0,36%. При увеличении теплопроизводительности котла до 10,2 Гкал!ч (это было основной задачей испытания) к. п. д. составил 90,38%, температура уходящих газов за котлом повысилась до 210 °C, потеря с уходящими газами до 9,40%.
1 Данные заимствованы из работы ЦКТИ «Руководящие указания по проектированию установок, монтажу и эксплуатации котлов ДКВР», 1969 (2-я редакция).
Однако во многих случаях в котельных небольшой производительности, построенных по современным типовым проектам и оснащенных новым оборудованием, допускаются большие потери топлива, причинами чего чаще всего являются:
неудовлетворительное ведение топочного процесса;
недопустимо большие присосы холодного воздуха по газовому тракту;
загрязнение поверхностей нагрева из-за несоблюдения установленного режима обдувок, чисток и нарушения водно-химического режима;
неисправность или отсутствие приборов теплотехнического контроля и устройств автоматики;
неудовлетворительное состояние тепловой изоляции оборудования и трубопроводов;
неисправность или отсутствие устройств для возврата уноса и острого дутья;
большие потери конденсата;
'несоблюдение' оптимальных режимов работы котлоагрегатов;
применение топлива, не соответствующего по фракционному составу, зольности и влажности конструктивным особенностям топок (например, сжигание заштыб-ленных многозольных антрацитов марок АРШ и АСШ, рядовых тощих углей, отсева, промпродукта и шламов углей в существующих слоевых механических топках);
неправильная организация хранения топлива на складе;
неудовлетворительная постановка учета выработки тепла и расхода топлива;
отсутствие систематического контроля за соблюдением норм расхода и анализа потерь топлива;
низкая квалификация обслуживающего персонала;
нерациональный режим теплоснабжения потребителей («перетоп» отапливаемых зданий, отсутствие регулирования расхода тепла в нерабочие дни и часы и т. п.);
недостаточная работа на предприятиях по стимулированию персонала за экономию топлива и др.
Согласно существующей классификации [Л. 46] потери топлива могут быть подразделены на возвратные, условно-возвратные и невозвратные.
К возвратным для данного типа котельной установки относят потери, которые могут быть устранены за
счет улучшения использования существующего оборудования или путем экономически оправданной его модернизации: потери от несовершенства режимов эксплуатации оборудования; потери в окружающую среду из-за неудовлетворительного состояния или плохого качества тепловой изоляции; часть потерь с уходящими газами, с охлаждающей водой и др.
К у с л о в н о-в озвратным потерям для данного типа котельной установки относят потери, вызванные эксплуатацией морально устаревшего оборудования, применением нерационального для данного оборудования вида или марки топлива, т. е. те потери, которые могут быть устранены только путем замены устаревшего оборудования на технически более совершенное пли переходом на сжигание с одного вида (или марки) топлива на другое.
К невозвратным потерям могут быть отнесены потери в котельных установках, у которых достигнут к. п. д. 90—92%.
Определение возвратных и условно-возвратных потерь для каждой конкретной котельной установки должно предшествовать разработке мероприятий по экономии топлива. При этом должны подвергаться анализу и пересмотру в сторону снижения нормы удельных расходов, установленные по действующей методике для каждой установки на данный период времени. При разработке мероприятий по экономии топлива в котельных установках в первую очередь должно быть обращено внимание на упразднение или снижение возвратных потерь.
Снижение возвратных и условно-возвратных потерь в данной котельной установке должно быть экономически оправдано — обосновано расчетами, если необходимо— по вариантам. Например, при дешевом топливе и низком годовом числе часов использования установки снижение условно-возвратных потерь, требующее значительных капиталовложений, может оказаться на современном этапе развития техники неоправданным. Согласно принятой методике (см. гл. 13) экономически оптимальным является вариант с минимальными приведенными затратами или с наиболее близким сроком окупаемости дополнительных капитальных вложений.
Годовая экономия натурального топлива, получаемая за счет повышения к. п. д. котельной установки,
подсчитывается в общем случае по формуле
1 OOOQt: (тда — тдО т
(Ы)
Здесь Q — установленная теплопроизводительность котельной, Гкал1ч', т —годовое число часов использования установленной теплопроизводительности, ч; тщ т]г — к. п. д. котельной установки до и после осуществления мероприятий по его повышению, в долях единицы; QpH — низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг.
Для определения годовой экономии в условном топливе в формулу подставляется значение Q^ = = 7 000 ккал/кг. Методы определения tji и т)2 в условиях эксплуатируемой котельной приведены в гл. 2.
В тех случаях, когда в числе мероприятий предусматривается уменьшение потерь топлива на складе котельной или в системе топливоподачи, ожидаемая экономия подсчитывается по приведенной выше формуле отдельно. При этом вместо гц и подставляются значения т)]КЛ и if™—условные к. п. д. склада топлива, определяемые по рекомендациям, приведенным в гл. 10.
Пример 1-1. Рассчитать годовую экономию топлива, которая может быть достигнута в промышленной котельной установленной теплопроизводительностью Q=30 Гкал)ч при следующих условиях: годовое число часов использования т=4 300 ч, топливо — каменный уголь марки Г Ново-Волынского месторождения (бф =4 950 ккал 1кг). Среднегодовой к. п. д. котельной установки Д1=0.75.
В результате осуществления ряда мероприятий — уменьшения присоса холодного воздуха уплотнением обмуровки и газоходов, автоматизации регулирования горения и сокращения потерь конденсата— среднегодовой к. и. д. котельной установки т]2=0,82.
Годовая экономия топлива
ДВ
1 000-30.4 300(6,82 — 0,75)
= 4950-0,75-0,82
= 2 970 т.
Экономия топлива решающим образом влияет на снижение себестоимости тепла, вырабатываемого котельными установками, так как в структуре затрат на выработку тепла основной является топливная составляющая. Так, доля этой составляющей в общей себестоимости тепла при годовом числе часов использования установленной теплопроизводительности котельных около 4 000 в среднем равна 0,55—0,80. Меньшая величина относится к котельным теплопроизводительностью 4—6 Гкал/ч, 12
большая к котельным 30—50 Гкал/ч. Для котельной с тремя паровыми котлами ДКВР-20-13 и двумя водогрейными котлами ТВГМ-30, работающими на мазуте, доля топливной составляющей при годовом числе часов использования около 4 000 оказалась равной 0,85.
Наряду с задачами сокращения явных потерь топ-'лива и тепла в котельных экономия топлива может быть достигнута за счет устранения причин, сдерживающих развитие централизованных систем теплоснабжения, повышения их технического уровня и улучшения качества топлива, для чего необходимо:
проводить рациональную концентрацию и централизацию производства пара и горячей воды для технологических и отопительных нужд, постепенную ликвидацию мелких котельных;
предельно сократить строительство маломощных ин-' дивидуальных котельных для отдельных предприятий или зданий, часто возникающее из-за организационных затруднений в сооружении центральных котельных для промышленных узлов и жилых районов;
ускорить разработку конструкций и производство промышленностью нового, более экономичного оборудования для котельных установок и, в частности, газоплотных котлов для работы на газообразном и жидком топливах под наддувом, полностью механизированных топок для слоевого сжигания взамен выпускаемых полу-механических;
все паровые и водогрейные котлы поставлять, как правило, в укрупненных блоках и стальной обшивке с высокой степенью заводской готовности, что существенно снижает потери тепла с уходящими газами за счет уменьшения присоса воздуха в газовый тракт;
не допускать поставки котельным топлива, не соответствующего государственным стандартам и классификационной группе, зависящей от условий использования углей; промышленные и районные котельные, оборудованные слоевыми топками, должны снабжаться углями группы «для слоевого сжигания» [Л. 71];
повысить качество топлива, предназначенного для слоевого сжигания, в части снижения максимально допустимого содержания мелочи;
максимально использовать побочные (вторичные) ресурсы тепла, имеющиеся на предприятиях, для нужд теплоснабжения, а также ресурсы тепла в самой котель
ной; использовать метан, выделяющийся при дегазации угольных пластов с высоким содержанием газа (Донецкий и Карагандинский бассейны), в качестве топлива для шахтных котельных установок;
улучшить нормирование и учет расхода топлива и отпуска тепла котельными установками;
ввести статистическую отчетность по эксплуатации котельных установок; установить основные производственные и технические показатели их работы: количество отпущенной тепловой энергии, Гкал]мес (квартал, год); удельный расход условного топлива, кг/Гкал-, себестоимость отпущенной тепловой энергии, руб!Гкал\
разработать и внедрить экономичные режимы отопления производственных и общественных зданий, предусматривающие снижение внутренней температуры помещений на 6—8 °C в выходные дни и, где это допустимо, в ночные часы, с последующим восстановлением расчетной температуры до нормы;
улучшить теплозащиту вновь строящихся жилых, общественных и производственных зданий с экономически оптимальными термическими сопротивлениями наружных ограждений;
повысить технический уровень эксплуатации котельных с использованием имеющегося опыта специализированных организаций, обслуживающих на договорных началах группу котельных наладочными работами и осуществляющих технический надзор за эксплуатацией, и опыта предприятий объединенных котельных с тепловыми сетями;
улучшить материальное стимулирование персонала котельных за экономию топлива;
расширить обмен опытом работы по экономии топлива в котельных установках путем проведения общественных смотров, организации социалистического соревнования за экономию топлива, улучшения информации и наглядной пропаганды.
При необходимости капитальных вложений для осуществления мероприятий по экономии топлива финансирование таких мероприятий может производиться по централизованному плану или за счет средств фонда развития производства. Если размеры этого фонда недостаточны, предприятиям предоставляется кредит банка на условиях, предусмотренных в соответствующих инструкциях [Л. 69, 70].
ГЛАВА ВТОРАЯ
КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ КОТЛОАГРЕГАТА
2-1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ КОТЛОАГРЕГАТА И РАСХОДА ТОПЛИВА
Коэффициент полезного действия (к. п. д.) котлоагрегата характеризует степень совершенства процесса превращения химической энергии топлива в тепловую энергию вырабатываемых пара или горячей воды. Поскольку к., п. д. котлоагрегата непосредственно влияет на удельный расход условного топлива для выработки 1 Гкал тепла, отпускаемого котельной, то он является одним из основных технико-экономических показателей работы котельной установки.
Правильное определение к. п. д. котлоагрегата "в условиях эксплуатации необходимо для оценки эффективности использования топлива, составления научно обоснованных норм расхода топлива на 1 Гкал отпускаемого котельной тепла, для выявления источников потерь топлива и разработки мероприятий по их устранению, для материального стимулирования работников за экономию топлива.
При определении понятия «к. п. д. котлоагрегата» исходят из того, что все тепло, воспринятое в котлоагрегате поверхностями нагрева и расходуемое на подогрев воды до температуры..кипения, ее испарения и перегрев пара, является полезно использованным теплом топлива. Тепло топлива, переданное продувочной воде, также считается полезно выработанным независимо от того, используется оно в тепловом балансе котельной или нет.
Коэффициент полезного действия брутто учитывает степень использования тепла топлива в котлоагрегате и представляет собой отношение количества полезно выработанного тепла фПол к затраченному Сзатр^
бр Qnon 1НО о / ^.a-Qsaip-1UU’ /О’
ИЛИ
дбр ---Дд.д (гп.п гд.в) 4~ Д (*д гд.в) 4~ Qgp (гк.в — *д.в) 1 ППо /
олР '°’
(2-1)
15
где £>п.п — расход выработанного котлоагрегатом перегретого пара, т/ч; D — расход насыщенного пара непосредственно из барабана, т]ч (при выработке только насыщенного пара величина D определяет паропроиз-водительность котлоагрегата); Gnp— расход продувочной воды, т/ч, учитываемый при величине продувки более 2% от паропроизводительности котлоагрегата; /п.п— энтальпия (теплосодержание) перегретого пара, ккал/кг ia — энтальпия насыщенного пара, ккал/кг-, ia.v.— энтальпия питательной воды, являющейся смесью возвращаемого от потребителей конденсата и химически очищенной воды, ккал/кг-, для упрощения расчета принимается, что энтальпия и температура питательной воды численно равны между собой; гк.в — энтальпия котловой воды, ккал/кг\ В — расход топлива на котлоагрегат, т/ч или тыс. м3/ч\ Qph — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, ккал/кг или ккал/м3.
При сжигании топлива, которое предварительно подогрето за счет постороннего источника тепла, Q’ пересчитывается на располагаемое тепло топлива :
Q’ =QP + 1тл, ккал!кг. (2-2)
Физическое тепло топлива
Цл— Стл’^тл ккал!кг,
(2-3)
стл — теплоемкость топлива, равная, например, для мазута при температуре 80 °C — 0,46 ккал!(кг • °C); /т— температура топлива, °C.
В тех случаях, когда применяется паровое распыление мазута, в выражение (2-2) добавляется слагаемое
Фф=с(ф(7ф—600), ккал/кг, (2-4)
где t/ф — расход пара на распыление мазута, кг/кг; — энтальпия этого пара, ккал/кг.
При отпуске из котлоагрегата тепла на сторону с горячей водой, получаемой за счет использования тепла уходящих газов в теплофикационном экономайзере, в числитель выражения (2-1) добавляется слагаемое GTA/, где GT — расход воды, подогреваемой в экономайзере уходящими газами, т/ч; А/ — приращение температуры воды, °C.
Коэффициент полезного действия, определяемый по формуле (2-1), характеризует экономичность котлоагрегата, рассматриваемого изолированно от тепловой схемы котельной.
В условиях эксплуатации следует еще учитывать тепло продувочной воды, используемое в тепловой схеме 'котельной; в этом случае эксплуатационные к. п. д. котлоагрегата (котельной) брутто определяются по следующим формулам:
при отсутствии использования тепла продувочной
воды
ЧбР'=:
*к.а
(Йх.П *п.в) В (й( йт.в)
•1ОО°/о;
(2-5)
BQ2
при использований тепла продувочной воды
бр"___ Mi.n (йг.п гп.в) + ^(гп гп.в) + Опр 1QQ3/
BQP /0’
где Q"™ — используемое тепло продувочной воды, ккал[ч‘.
C^ — ^Gav(iKB — z’u.b), где ф — коэффициент использования тепла продувочной воды, определяемый по формуле (8-12) с заменой 1и.в на /п.в.
При выработке только насыщенного лара, что является наиболее распространенным в котельных небольшой мощности, в числителе формул (2-5) и (2-6) исключается выражение Пп.п(г’п.п—Ф.в).
Коэффициент полезного действия котлоагрегата для выработки только горячей воды определяется по формуле
(2-7)
где Q—теплопроизводительности котлоагрегата, Гкал[ч:
Q = G(f2—1'0 • ЮЛ
где G — количество нагреваемой воды, т/ч; й и г2— энтальпия воды соответственно на входе и выходе из котлоагрегата, ккал!кг.
При сжигании природного газа и наличии за котлом контактного водяного экономайзера для глубокого охлаждения уходящих газов ниже точки росы к. п. д. котлоагрегата определяется по формуле
бр _ D (> д — <п.в) ~Ь Ge —~ G) t
^•а+к» ’ BQl
(2-8)
где W — количество горячей воды на выходе из контактного экономайзера, т/ч- tx и 4 — температура воды соответственно на входе в экономайзер и на выходе из него, °C; QCB — высшая теплота сгорания топлива, ккал/м3, т. е. когда при определении ее величины полностью учитывается теплота водяных паров, образующихся при сгорании топлива.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата может быть также представлен в виде разности между затраченным теплом топлива, принятым за 100%, и суммой всех потерь тепла в котлоагрегате:
о/о.
(2-9)
Сумма потерь тепла при установившемся тепловом режиме
2<7=<72+<7з+<74+<75, %, (2-Ю)
где </2 —потеря тепла с уходящими газами; q%— потеря тепла от химической неполноты сгорания; — потеря тепла от механической неполноты сгорания; q$ — потеря тепла в окружающую среду.
В эксплуатационных условиях, когда котлоагрегат имеет большое количество растолок и неучет потерь тепла, связанных с пуском и остановами, оказывает существенное влияние на общую точность определения к. п. д., в правую часть формулы (2-10) добавляется <7Раст, определяемое из отношения
9paCT = ^|E!^.lOOV0, (2-11)
общ
где ДВраст — расход топлива на одну растопку котла, устанавливаемый опытным путем в зависимости от различной продолжительности времени после остановки котла; ВОбщ — общий расход топлива на котлоагрегат за период между двумя растопками.
Пример 2-1. Вычислить к. п. д. котлоагрегата (котельной) брутто, работающего ири следующих -условиях: нагрузка котла £)бр=20 т/ч; р=13 кгс/смг-, ;ц=666,2 ккал/кг-, iK.B = 197,3 ккал!кг. Расход донецкого угля марки Г (Q” =5900 ккал/кг) В=2,6 т/ч. Температура питательной воды /п.в=86°С. Количество продувочной воды — 5% от £>еР. В тепловой схеме котельной используется 70% тепла продувочной воды.
. Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто, рассматриваемого изолированно от котельной, по формуле (2-1):
20(666,2 —86) + 20-0,05(197,3 —86)
^а=-^---------------ЙГ59ОН----------------- -100 — 76,5о/о.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто при отсутствии использования тепла продувочной воды по формуле (2-5):
„п, 20(666,2 — 86)
^к.а — 2,6-5900 -100—75,6 0/0.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто при использовании тепла продувочной воды по формуле (2-6):
.бР'' _ 20 (666,2 - 86)+0,7-20-0,05 (197,3 - 86)
^к.а — 9 А.КОПП -100 — 76,1 %.
2,6-5 900
Для оценки степени совершенства работы котельной в целом приведенные выражения для определения к. п. д. оказываются недостаточными, так как они не учитывают затрат тепла на собственные нужды. Тепло в котельной расходуется на следующие собственные нужды: обдувка паром поверхностей нагрева; распыление мазута в паровых форсунках; опробование предохранительных клапанов и утечки пара через неплотности линий коммуникаций котельной; потери тепла с продувочной водой; потери, связанные с пуском, остановкой и содержанием агрегата в резерве; подогрев питательной воды; потери тепла с выпаром деаэраторов; паровой привод питательных насосов; отопление служебных помещений и подогрев воды для душевых устройств котельной; разогрев мазута в хранилищах и разогрев цистерн при сливе мазута.
Следовательно, в котельной должно быть выработано количество пара с учетом выработки пара на собственные нужды:
Д=Дпотр+^с.н, г/ч,
где £>потр — нагрузка потребителя с учетом тепловых потерь в сетях, т/ч; £>с.н— суммарные затраты пара на собственные нужды, т/ч.
2* 19
Коэффициент полезного действия н е т-т о учитывает расход тепла на собственные нужды:
(2-12)
При определении tj" величина DC H учитывает все затраты тепла в котельной; при определении ц” учитываются затраты тепла только котлоагрегатом (обдувка, распыление мазута, потери тепла с продувочной водой и т. п.).
Зная по графику теплопотребления количество выработанного тепла и расход топлива за определенный промежуток времени, можно определить средний к. п. д. нетто котлоагрегата (или котельной) на данном участке графика нагрузки:
•к.» BQP /0
где Q^p ~ выработка тепла котлоагрегатом (или котель ной), Гкал\ Q*" — собственный расход тепла котлоагрегатом (или котельной), Гкал\ В — расход топлива, т.
Для электростанций к. п. д. нетто учитывает также затраты тепла на выработку электроэнергии, расходуемой котлоагрегатами на тягу, дутье, шлакозолоудаление и на другие нужды. Для котельной, получающей электроэнергию со стороны, определение к. п. д. нетто с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды затруднительно. Поэтому пользуются только определением теплового к. п. д., а затраты на электроэнергию учитывают при расчете себестоимости тепла и при расчете эффективности мероприятий по экономии топлива.
Следует иметь в виду, что при определении экономичности котлоагрегата всегда необходимо учитывать величину к. п. д. нетто теплового; при неучете этого и использовании только к. п. д. брутто можно сделать неправильный вывод при оценке экономичности котлоагрегатов. Так, котлоагрегат с хорошим к. п. д. брутто, но имеющий большие расходы тепла на собственные нужды, в действительности может оказаться менее экономичным, чем котлоагрегат с худшим к. п. д. брутто, но 20
с меньшим расходом тепла на собственные нужды. Эти соображения необходимо учитывать при определении правильной нагрузки котлоагрегатов или при необходимости вывода котлоагрегата в резерв.
Расходы тепла на собственные нужды неизбежны в любой котельной. Наибольшим из них является подогрев воды паром, применяемый в следующих случаях: если температура питательной воды, входящей в экономайзер, ниже или равна температуре точки росы газов, при отсутствии водяного экономайзера, при отрицательном балансе тепла деаэратора.
Для снижения затрат тепла на собственные нужды могут быть рекомендованы следующие мероприятия:
наладка режима паровой обдувки; применение сжатого воздуха взамен пара, где это экономически оправдано;
замена паровых форсунок механическими, паромеханическими, с воздушным распылением и др.;
устранение парения предохранительных клапанов, арматуры, фланцев, пропусков вентилей нижних точек котла;
выравнивание графиков тепловых нагрузок с целью снижения количества остановов и пусков котлоагрегатов; ускоренный останов и пуск котлоагрегатов;
снижение расхода тепла на подогрев питательной воды за счет максимального возврата конденсата; использование выпара деаэраторов для подогрева химически очищенной воды;
замена постоянно действующих питательных насосов с паровым приводом на электронасосы (при отсутствии использования тепла отработавшего пара); применение бессмазочных поршневых паровых питательных насосов, позволяющих использовать отработавший пар в питательном баке и теплообменных аппаратах;
проведение продувки котлов в соответствии с оптимальным водным режимом; усовершенствование схем продувки и использование тепла продувочной воды и вторичного пара сепаратора непрерывной продувки; использование продувочной воды в тепловой схеме котельной; снижение расхода тепла на мазутное хозяйство;
автоматизация вспомогательного оборудования: деаэраторов, водопитательной группы, химводоочистки;
составление и анализ балансов потоков пара и воды для выявления и сокращения потерь.
Расход топлива определяется по заданной теплопроизводительности котлоагрегата:
для выработки пара
В =DUv Кг/ч или м3]ч-, (2-13)
<2н ^к.а
для выработки горячей воды
5 = --р-бр кг[ч или лф. (2-14)
^к.а
Действительный часовой расход топлива на котлоагрегат, подсчитанный по формулам (2-13) и (2-14), будет больше на величину потерь, связанных с пуском и остановом котлоагрегата, приведенных к часовому расходу топлива, а также вследствие неравномерности нагрузки котлоагрегата, вызывающей изменение тепловых потерь в общем балансе тепла установки и ухудшающей к. п. д. Это следует учитывать при подсчете среднего за опреде-« бр
ленный промежуток времени т)к а» а также при норми-ровании удельных расходов тепла. При относительно небольшой степени неравномерности нагрузки и при неавтоматизированных процессах горения увеличение расхода топлива может быть оценено величиной 1—2%.
При оценке степени тепловой экономичности котлоагрегата пользуются удельными расходами топлива, представляющими собой расход условного топлива на единицу выработанного тепла. Благодаря своей простоте этот показатель на практике получил широкое распространение, хотя он и менее нагляден, чем к. п. д.
Удельный расход условного топлива для выработки 1 Гкал тепла
В (У
by = ppp > К2(Гкал, (2-15)
где В — расход топлива на котлоагрегат, кг/ч\ Q — количество выработанного котлоагрегатом тепла в виде пара или горячей воды, Гкал/ч; 7000 — теплота сгорания условного топлива, ккал!кг.
Если в котельной осуществлены мероприятия, в результате которых достигнуто повышение к. п. д., то экономия топлива может быть определена по формуле
- Bt= \ и/,. (2-16)
Чк.у Чк.у’/
где Bt и В2 — расход топлива до и после осуществления мероприятий, т/ч‘, и — к. п. д. котельной до и после осуществления мероприятий.
Поскольку расход топлива изменяется обратно пропорционально значениям к. п. д., то можно записать, что
т^р*
= т/ч. (2-17)
^к.у
Процентное уменьшение расхода топлива
дв = -100= ^к-у . ,^.юоо/о. (2-18)
Следует иметь в виду, что изменение расхода топлива происходит быстрее, чем изменение к. п. д. котельной. Так, цри увеличении к. п. д. котельной с т^р' = 80°/0 до =83°/0, т. е. на Дтд = 3°/0, расход топлива уменьшится на величину 3,6°/о-
В табл. 12-1 приведены значения удельных расходов
условного топлива в зависимости от величин к. п. д. кот-
лоагрегата брутто.
Удельный расход условного топлива на 1 Гкал отпущенного потребителю тепла, т. е. с учетом расхода тепла на собственные нужды котельной, определяется по формуле
Ь'у = (Q-Qc.H)-7 000“’ кг[Гкал,
где Qc.h—расход тепла на собственные нужды, Гкал/ч.
Для уменьшения удельного расхода топлива необходимо, чтобы средний
Рис. 2-1. Расчетные характеристики котла ДКВР-2,5-13 в зависимости от приведенной влажности топлива.
Рис. 2-2. Расчетные характеристики котла ДКВР-4-13 в зависимости от приведенной влажности топлива.
Рис. 2-3. Расчетные характеристики котла ДКВР-6.5-13 в зависимости от приведенной влажности топлива.
коэффициент нагрузки котлоагрегата приближался к единице, т. е.
Тср~ Qz
где SQ — выработка тепла за определенный промежуток времени; т — число часов работы котлоагрегата за
Рис. 2-4. Расчетные характеристики котла ДКВР-10-13 в зависимости от приведенной влажности топлива.
этот же промежуток времени.
В табл. 2-1. приведены расчетные расходы топлива котлами ДКВР, а на рис. 2-1—2-4 приведены кривые (по ЦКТИ) для определения расчетных характеристик котлов ДКВР в зависимости от приведенной влажности (UZ^UZP-lOOO/QPn, %х Х103 кг) ккал) для донецкого угля марки Г с li?n= =2,4% • 103 кг!ккал, хара-норского угля марки Б с №п=13,5% • 103 кг)ккал, газа с №п=0,018 °/о-1О3
Расчетный расход топлива котлами ДКВР
Наименование Единица измерения ДКВР-2,5-13
Донецкий каменный уголь . Харанорский бурый уголь 1 о Мазут Газ
Паропроизводи-тельность . . . т/ч 2,5 2,5 3,75 3,75
Давление .... кгс/см? 13
Температура питательной воды °C 100
Продувка .... О/о 5
Низшая теплота сгорания .... кк.ал[кг, ккал/м* 5 760 2 980 9 040 8 480
Коэффициент полезного действия котлоагрегата °/о 83,69 80,7 88,82 90,15
Расчетный расход топлива .... кг/ч, м*]ч 284 565 265 280
ДКВР-4-13 ДКВР-6,5-13
Донецкий каменный уголь Хара норе кий бурый уголь । Мазут Газ ! Донецкий ка< менный уголь Хараиорский бурый уголь .Мазут Газ
4 4 6 6 6,5 6,5 9,75 9,75
13 13
100 100
5 5
5 760 2 980 9 040 8 480 5 760 2 980 9 040 8 480
84,26 81,4 89,13 90,63 85,21 82,28 89,8 91,23
450 893 422 446 726 1 435 684 721
Наименование Единица измерения ДКБР-Ю-13 (высокий вариант)
Донецкий каменный уголь 1 Харанорский бурый уголь Мазут Газ
Паропроизводи-тельность . . . т/ч 10 10 15 15
Давление .... кгс/см? 13
Температура питательной воды °C 100
Продувка .... <Уо 5
Низшая теплота сгорания , . . . ккал! кг, ккал/м3 5 760 2 980 9 040 8 480
Коэффициент полезного действия котлоагрегата % 86,85 83,79 89,6 91,3
Расчетный расход топлива .... кг!ч, м3 /ч 1 100 2 190 1 045 1 105
П родолжение табл. 2-1
ДКВР-20-13 ДКВР-35-13
Донецкий каменный уголь Харанорский бурый уголь Мазут Газ Донецкий каменный уголь • Харанорский , бурый уголь Мазут Газ
20 20 1 28 13 00 5 28 35 35 1 50 13 00 5 50
5 760 2 980 9 040 8 480 5 760 2 980 9 040 8 480
86,7 85,2 90,3 92,1 86,11 82,75 88 90,33
2 230 4 360 1 960 2 060 3 860 7 670 3 550 3 720
кг/ккал и мазута с №п=0,33% • 103 кг]ккал. (Буквенные обозначения на рисунках: Кг— объем продуктов сгорания; /ух — температура уходящих газов; /к— температура газов за котлом; /т— температура в топке.) По этим кривым можно определить к. п. д. и расчетные характеристики для выбора вспомогательного оборудования котельных с котлами ДКВР при сжигании газа, мазута и любого твердого топлива, не прибегая к тепловым расчетам.
2-2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ В КОТЛОАГРЕГАТЕ
1. Определение потерь тепла с уходящими газами qz. В тепловом балансе котлоагрегата потеря 92 является наибольшей. Эта потеря, пред-* ставляющая собой физическое тепло, удаляемое из котлоагрегата с продуктами сгорания, иногда' доходит до 20% от всего тепла, выделившегося в топке при сгорании топлива.
Подсчет потерь тепла с уходящими газами удобно* производить по упрощенной методике теплотехнических расчетов проф. М. Б. Равича [Л. 54]. По этой методике ведется официальная техническая отчетность экономичности котлоагрегатов электростанций.
В основу упрощенной методики теплотехнических расчетов положена калориметрическая температура горения, которая мало меняется с изменением состава топлива и является более постоянной характеристикой, чем теплота сгорания. Калориметрическая температура горения определяется из условия, что все выделяющееся тепло топлива идет на подогрев продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха (а=1)
Qp
& —_____5____ or
макс - > '-ъ
* &ыакс
где V — объем продуктов сгорания при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого или 1 ж3 газообразного топлива или коэффициент избытка воздуха а=1; с — средняя теплоемкость продуктов сгорания в интервале температур ОТ 0 °C ДО 'б’макс-
Потеря тепла с уходящими газами по этой методике определяется по формуле [Л. 54]
= [С' + (Л-1)Ж](Ю0-94), о/о, (2-19)
‘макс
где /уХ — температура уходящих газов, °C; /в — темпера-
27
Тура окружающего воздуха, °C; /макс — жаропроизводп-тельность топлива, т. е. максимально возможная температура, развиваемая при полном сгорании топлива в теоретически необходимом для горения количестве воздуха, °C (см. табл. 2-2); С' — поправочный коэффициент, показывающий отношение средневзвешенной теплоемкости неразбавленных воздухом продуктов сгорания в температурном интервале от О °C до tyx к их средневзвешенной теплоемкости в температурном интервале от О °C до
Таблица 2-2
Некоторые теплотехнические характеристики топлива [Л. 55]
Топливо QP, н ккал! кг *маке* °C Р, КК(1Л[М3 ro2 В
Топливо высокой жаропроизводительности
Природный газ Мазут . 8 500* 9 500 2 040 2 130 1 000 970 11,8 16,5 0,8 0,88
Антрацит:
донецкий АС 6 400 2 190 910 20 0,95
„ АРШ 5 650 2 180 910 20 0,95
Каменный уголь:
донецкий длиннопламенный 4 900 2 080 940 19 0,89
„ газовый ..... 5 900 2 100 930 19 0,90
„ паровичный жирный 6 000 2 150 940 19 0,91
донецкий тощий . . . Q с 6 320 2 150 930 19 0,93
кузнецкий газовый .... 6 400 2 ПО 930 19 0,90
„ паровичный спекающийся . 6 800 2 150 930 19 0,92
карагандинский паровичный 5 930 2 130 940 19 0,91
кизеловский газовый . . . 4 970 2 ПО 930 18,5 0,91
воркутинский паровичный жирный 5 530 2 150 930 -Ш9 0,90
ткварчельский паровичный жирный ........ 4 630 2 050 920 18,5 0,90
Бурый уголь челябинский . . . 3 770 2 000 920 19,3 0,87
Торфяные брикеты 4 130 2 000 930 19,5 0,86
Топливо пониженной жаропроизводительности
Бурый уголь: .богословский подмосковный ...... 2 700 2 300 1 820 1 740 830 870 20,0 19,5 0,83 0,80
Торф: ||J кусковой 2 560 1 660 865 19,5 0,77
фрезерный 2 030 1 500 830 19,5 0,72
Дрова 2 440 1 640 875 20,5 0,75
ккал1м\
Поправочные коэффициенты G' и К в формуле (2-19) [Л. 55]
frx- °C Твердое топливо невысокой влажности (антрацит, каменные угли), жидкое топливо, газы с малым содержанием балласта N2 и СО3 (природный и др.) Твердое топливо высокой влажности (бурые угли, торф и дрова) и газы с высоким содержанием балласта N2 и СОа (доменный и др.)
с К С' К
100 0,82 0,77 1 0,83 0,79
200 0,83 0,78 0,84 0,79
300 0,84 0,79 0,86 0,80
400 0,86 0,80 0,87 0,81
500 0,87 0,81 0,88 0,82
(2-20)
iyx к их средневзвешенной теплоемкости в температурном интервале от 0° °C до tMaKC (см. табл. 2-3); h — коэффициент, больший единицы, показывающий увеличение объема продуктов сгорания от содержания в них избыточного воздуха по отношению к объему сухих продуктов сгорания в теоретических условиях, подсчитываемый по данным газового анализа из соотношения
РО)'ЖС
ROs + CO+W
где RCRfKc —максимальное содержание RO2 в продуктах сгорания при а=1; величина RO2макс является ПОСТОЯННОЙ для каждого топлива и зависит от его элетментар-ного состава (табл. 2-2); RO2— сумма CO2+SO2, %; СО и СН4 — содержание в продуктах сгорания окиси углерода и метана, %; В — коэффициент, показывающий отношение объема сухих продуктов к объему влажных продуктов сгорания в теоретических условиях (табл. 2-2); /С —поправочный коэффициент, показывающий отношение средней теплоемкости воздуха в температурном интервале от О °C до /Ух и средневзвешенной теплоемкости неразбавленных воздухом продуктов сгорания в температурном интервале от О °C до /макс (табл. 2-3).
Пример 2-2. Сжигается донецкий уголь марки Д, температура уходящих газов (по замерам) /ух=170сС, потеря <74=3%, содержание СО2 в уходящих газах — 11,3%; /в=30сС.
По табл. 2-2 RO2MaKC = 19%; /макс =2 080 °C; 5=0,89. По табл. 2-3 С'=0,83; /<=0,78.
, 19,0
h~ 11,3~1,68'
Потеря тепла с уходящими газами
170 — 30
</2 = -208Q— [0,83 + (i.ee — 1)0,89-0,78] (100 — 3) = 8,5 %-
Для проектируемых котлоагрегатов с хвостовыми поверхностями нагрева в настоящее время рекомендуется принимать следующие температуры уходящих газов [Л. 4]:
Для сухих углей (lFn < 3°/оХ
XI О3 кг/ккал) и газа............
Для углей с 117п = 4—20% X
ХЮ3 кг!ккал......................
Для мазута.........................
Для торфа и древесных отходов (при установке воздухоподогревателя)
От 120 до 130 °C
От 140 до-150 °C
От 150 до 160 °C
От 170 до 190 °C
(Верхние пределы указанных температур относятся к котлам меньшей теплопроизводительности и к более высоким температурам питательной воды.)
Потери тепла с уходящими газами во многих котельных все еще недопустимо велики. Снижение температуры уходящих газов развитием хвостовых поверхностей нагрева в экономически оправданных размерах в сочетании с оптимальным режимом эксплуатации является актуальной задачей. Достаточно указать, что увеличение температуры уходящих газов на 12—15°С .приводит к возрастанию потерь тепла примерно на 1%.
Основными направлениями уменьшения потерь тепла с уходящими газами являются:
соблюдение оптимального коэффициента избытка воздуха; с уменьшением его уменьшается предел допустимого охлаждения газов; контроль за оптимальной величиной избытка воздуха должен выполняться по анализу химического состава продуктов сгорания с помощью газоанализатора;
снижение присосов холодного воздуха в котлоагрегате;
предотвращение шлакования экранных и радиационных поверхностей нагрева (шлакование может быть результатом неудовлетворительного воздушного режима, тепловых перекосов, отсутствия регулярной обдувки золы и обивки шлака, сжигания топлива, имеющего пониженную против расчетной температуру плавления золы, работы топочного объема с чрезмерными тепловыми напряжениями) ;
предотвращение заноса золой газоходов котлоагрегата (занос золой является результатом недостаточного осаждения золы в пределах топочной камеры по причине чрезмерно больших избытков воздуха, большого разрежения в топке, перегрузки топки, образования кратерного горения в слоевых топках, пониженных скоростей газов — менее 4 м]сек, неравномерного распределения газового потока по сечению газохода);
поддержание чистоты наружных поверхностей нагрева от загрязнения их золой и сажей путем регулярной обдувки; применение жидких присадок (например, ВНЙИНП) при сжигании сернистого мазута (Sn> >0,5% 103 кг/ккал), делающих отложения на поверхности нагрева более сыпучими;
поддержание чистоты внутренних стенок поверхности нагрева от отложений на них накипи и шлама (отложения накипи и шлама являются результатом неудовлетворительной работы докотловой водоподготовки, не-налаженности водного химического режима котлоагрегата, отсутствия строгого выполнения правильного режима продувок для своевременного отвода шлама, отсутствия химического контроля за качеством исходной, химически очищенной, питательной, котловой и продувочной воды, а также за конденсатом, возвращаемым потребителем) ;
поддержание в барабане котла номинального давления (номинальное давление допускает получение расчетной степени охлаждения газов в экономайзере);
поддержание расчетной температуры питательной воды из условия полноты использования теплового потока газов, приходящегося на водяной экономайзер;
поддержание оптимального режима нагрузки котлоагрегата (для котлов с возвратом уноса при уменьшении нагрузки увеличивается доля вторичного дутья и, следовательно, увеличивается избыток воздуха в топке; при повышении нагрузки температура уходящих газов повышается) ;
улучшение работы конвективных поверхностей нагрева, заключающееся в правильном устройстве перегородок, направляющих газы;
обеспечение плотности и непроницаемости газовых перегородок и их сопряжения с обмуровкой без протекания газов мимо конвективных пучков котла;
обеспечение марки и качества сжигаемого топлива, на которое было выбрано и рассчитано топочное устройство (изменение марки или качества топлива вызывает перераспределение тепловой нагрузки радиационных и конвективных поверхностей нагрева; в частности, при повышении влажности топлива температура в топке падает; это вызывает снижение доли лучистой теплопередачи и увеличение тепловосприятия конвективными поверхностями нагрева; в результате этого температура уходящих газов повышается); расчетные приближенные зависимости к. и. д. котлов ДКВР от приведенной влажности твердого топлива, составленные по данным ЦКТИ, приведены в табл. 2-4;
Таблица 2-4
Расчетные приближенные зависимости к. п. д. котлов ДКВР %, от приведенной влажности топлива
Производительность, tn[ti Приведенная влажность топлива, Wn, %-10s кг]ккал
От 0 до 6 от 6 до 14 от 14 до 24
2,5 84,5—0,5 П?" 82,0—0,15 Гп 80,0
4 84,0—С ,22 II-711 83,0—0,121ТП
6,5 85,5—0,181ТП
10 87,0—0,33 1ГП
20 86,5—0,18 Г"
35 85,6—0,29 1ГП
применение острого дутья, позволяющее сжигать твердое топливо с меньшим избытком воздуха;
перевод котлоагрегатов с твердого топлива на природный газ (сжигание газа обеспечивает снижение температуры уходящих газов по сравнению с температурой, получаемой при сжигании твердых топлив, за счет уменьшения избытка воздуха, улучшения теплообмена вследствие отсутствия загрязнения поверхностей нагрева, значительного уменьшения скорости газов в котельном пучке вследствие меньших избытков воздуха в топке и меньших приведенных объемов продуктов сгорания; снижение скоростей газов и сопротивления котлоагрегата уменьшает в свою очередь присосы воздуха, дополнительно снижающие к. п. д.);
установка хвостовых поверхностей нагрева за котлами паропроизводительностью 2,5 т)ч и более при температуре уходящих газов выше 250°C (эксплуатация котлов без хвостовых поверхностей нагрева может быть 32
оправдана, если произведение стоимости 1 т условного топлива в рублях на годовое число часов использования установленной мощности котельной менее 10000); для газифицированных котельных при наличии потребителей горячей воды весьма целесообразна установка за котлами или за экономайзерами контактных водяных экономайзеров; применение теплофикационных экономайзеров, где имеется круглогодовой потребитель больших количеств горячей воды (при установке теплофикационного экономайзера теплопроизводительность котлоагрегата возрастает на величину произведения расхода воды на температурный перепад, а паропроизводи-дельность его принимается такой же, как 'без экономайзера); .применение топлофикационных экономайзеров для отопительных газифицированных котельных (из-за более глубокого использования тепла уходящих газов к. п. д. котлоагрегатов с теплофикационными экономайзерами возрастает в среднем на 2,5%);
применение для котельных, сжигающих природный газ, вакуумных деаэраторов, позволяющих снизить температуру питательной воды до 65—70 °C по сравнению с температурой 104 °C .при атмосферных деаэраторах, что обеспечивает более глубокое охлаждение уходящих газов.
2. Определение потерь тепла от химической неполноты сгорания #з- Потеря q% возникает при наличии в уходящих газах продуктов неполного сгорания: окиси углерода СО, водорода Н2, метана СН4 и др. Причиной неполного сгорания топлива может быть недостаток воздуха в топке, низкая температура в ней, неудовлетворительное смешение частиц топлива с воздухом, неустойчивость процесса горения, малый объем топки. Расчетные величины потерь q?. принимаются для камерных топок при сжигании мазута и газа от 0,5 до 1%; для слоевых механизированных топок 0,5%; для слоевых топок с неподвижной решеткой и ручным забросом топлива от 1 до 2%.
По упрощенной методике теплотехнических расчетов [Л. 54] потеря тепла от химической неполноты сгорания определяется:
^=^^.1ОО7о, (2-21)
где Qnp.crop — низшая теплота сгорания 1 м3 сухих продуктов сгорания, подсчитывается по данным анализа 3-1 33
продуктов сгорания, по содержанию в них окиси углерода, водорода и метана; Р — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, отнесенная к объему сухих продуктов сгорания, образующихся при сжигании топлива в теоретических условиях, ккал'м3 (см. табл. 2-2).
Значение Qnp.crop подсчитывается по формуле
Qnp.crop=30,2CO+25,8H2+85,5CH4, ккал/м3. (2-22)
Потеря тепла #з при сжигании топочного мазута может быть подсчитана по формуле [Л. 54]
52СО + 45Н2 + п ,
<73-—ro;+co+ch4~’ /о’
Если содержание Н2 и СН4 не определено, то суммарные потери тепла из-за химической неполноты сгорания мазута можно приближенно оценить по формуле
Пример 2-3. Состав продуктов сгорания природного газа Ше-белинского месторождения С02=7,4°/о; СН4=0,03°/о; СО=0,04%; Н2=0,03%; RO2MaKC==ll,8%; Р=1 000 ккал/м3. Величина /г по формуле (2-20) равна:
11,8
7,4 4-0,04 4-0,03 — *>58-
Теплота сгорания уходящих газов по формуле (2-22)
0пр.сгоР=30,2 • 0,04+25,8 • 0,03 + 85,5 • 0,03=4,54 ккал]м3.
Потеря ?з по формуле (2-21):
4,54-1,58.100
= 1 000 — 0,72о/о.
Для снижения потерь тепла от химической неполноты сгорания могут быть рекомендованы следующие мероприятия:
обеспечение достаточного количества воздуха для горения с устройством хорошего смешения его с топливом;
применение острого дутья, особо рекомендуемое при сжигании каменных углей с большим выходом летучих и при недостаточном топочном объеме (эффект острого 34
дутья достигается за счет увеличения турбулентности потока и связанного с этим улучшения сгорания;
механизированный непрерывный заброс топлива на решетку;
обеспечение подвода всего воздуха, необходимого для горения мазута, к корню факела; частицы мазута, не получившие в начале факела необходимого количества воздуха, образуют сажистые частицы, которые трудно воспламеняются при любых количествах вторичного воздуха;
применение мазутных форсунок, обеспечивающих тонкий распыл топлива и активное перемешивание его с воздухом;
снижение вязкости мазута путем подогрева до необходимой температуры и фильтрации его;
модернизация газогорелочных устройств; правильно выбранные и установленные газовые горелки практически могут обеспечить полное отсутствие потерь тепла от химической неполноты сгорания;
поддержание оптимального теплового напряжения топочного объема Q/VT (повышенное против оптимального значения Q/lzT может привести к увеличению потерь #3);
забор воздуха на горение из наиболее горячих зон котельного зала;
перевод котлоагрегатов на автоматическое регулирование процесса горения для поддержания в заданных пределах соотношения «топливо—воздух».
3. Определение потерь тепла от механической неполноты сгорания^ Потери #4 обусловлены наличием несгоревших частиц топлива в шлаке, провале и уносе. В зависимости от характеристик топлива и топочного устройства потери #4 колеблются в широких пределах. Так, для механизированных топок нормативные потери q^ принимаются:
3*
При сжигании: антрацита AC, AM........................
каменных углей.............-... От
бурых углей .....................От
Для слоевых топок с неподвижной решеткой и ручным забросом топлива: донецкого антрацита марок AC, AM
АК.........................
каменных углей.................
бурых углей....................
13,5%
5,5 до 12%
5,5 до 10%
11%
От 4 до 6%
От 6 до 8%
35
Для слоевых топок величина <у4 рассчитывается по формуле
=(«шл100-Гад + йунТоо^Т^г) Х
Х—'-ЮО’/с, (2-23)
где аШл, Яир, Сун — процент золы топлива в шлаке, провале и уносе; эти величины определяются по эксплуатационным или экспериментальным данным; Гшд, Гпр, Гун — содержание горючих в шлаке, провале и уносе, %; Др — зольность рабочей массы топлива, %; 78 — средняя теплота сгорания 1 % горючего, содержащегося в шлаке, провале и уносе, ккал.
Содержание горючих в шлаке Гшл 32ВИСИТ ОТ ВЫХОДИ летучих 1/г; чем больше 1/г, тем меньше Гшл. Так, при сжигании в топках с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой донецких антрацитов AM и АС, содержащих Тг=4%, потеря тепла со шлаком составляет #шл4=5%, а для донецких каменных углей Д и Г, имеющих Vr=43°/o и Vr=39%, дшл4=3%. Меньшая величина во втором случае объясняется тем, что при значительном выходе летучих более полно протекает процесс горения топлива в слое и во взвешенном состоянии; горючие элементы, оставшиеся в пористом коксе после быстрого выгорания летучих, сгорают быстрее, чем в плотном коксе топлива, имеющего малый выход летучих. Горение топлива с малым выходом летучих протекает при высокой температуре в слое с интенсивным плавлением золы, вследствие этого ухудшаются условия выгорания горючих остатков. Большое влияние на величину Гдм оказывает фракционный состав топлива. Неоднородность по размерам кусков ухудшает условия сжигания, так как скорость горения крупных и мелких кусков топлива неодинакова. При чистке топки или в конце движущейся решетки остаются куски топлива, которые сбрасываются в шлаковый бункер. Опытное сжигание подмосковного бурого угля на решетке нормальной длины с видимым тепловым напряжением в пределах 700—900 тыс. ккал!м2 • ч показало содержание горючих в шлаке Гшл: без предварительного дробления от 9 до 12%; при установке маломощной дробилки от 6 до 8%; для дробленного угля до размера кусков 50 мм от 5 до 7%. [Л. 62].
Величина провала Гпр сильно зависит от конструкции колосниковой решетки: при беспровальных колосниках она будет меньше, чем при колосниках обычного типа. Большое влияние на величину провала оказывает нагрузка решетки: при тепловом напряжении решетки сверх оптимальных величин провал увеличивается вследствие того, что более часто производится чистка решетки или увеличивается скорость полотна.
Величина уноса Гун зависит от содержания в топливе мелочи: чем ее больше, тем больше унос в камеру топки. Процесс выноса из слоя мелких частиц протекает следующим образом. Мелкие частицы топлива в слое располагаются в свободных промежутках между крупными частицами, которые образуют защитный и фильтрующий слой. Защитное действие этого слоя изменяет'фактическое начало уноса более мелких частиц. При чрезмерном динамическом напоре воздуха устойчивое залегание мелких частиц нарушается, и они приходят в движение, увлекаются газовоздушным потоком и могут быть вынесены через защитный слой. Это явление особенно интенсивно протекает при сжигании слабоспе-кающихся углей. Если при этом и избыток воздуха будет больше необходимого для завершенности процесса горения, то скорость газовоздушного потока в слое еще более возрастет и вынос частиц усилится. Форсирование толки также нарушает стабильность процесса горения и приводит к бесконтрольному распределению воздуха в слое с усиленным выносом мелких частиц. Для удержания мелких частиц в слое необходимо, чтобы динамический напор воздуха был меньше их веса, т. е. вес частиц угля должен быть больше подъемной силы воздушного потока. Таким образом, важность обеспечения налаженного воздушного режима топки и оптимального режима загрузки очевидна.
Мероприятия для снижения потерь тепла от механической неполноты сгорания:
предвгчрительная подготовка топлива — дробление крупных кусков угля и отсев мелочи (режим горения неотсортированного угля в слое протекает с повышенными тепловыми потерями и трудно поддается регулированию);
сжигание топлива с ограничениями по зольности и содержанию мелочи при стабильном гранулометрическом составе; недопустимость сжигания в слоевых топ-
кал существующих конструкций заштыбленных многозольных антрацитов марок АРШ и АСШ, рядовых тощих углей, отсева промпродукта и шламов;
устройство возврата в топку провала и уноса для дожигания при наличии в них значительного содержания горючих (большое влияние на дожигание уноса оказывают температурные условия: при низкой температуре не обеспечивается достаточное выгорание частиц);
применение острого дутья; при наличии его максимальный размер частиц уноса уменьшается примерно в 2,5 раза (происходит это за счет увеличения времени пребывания частиц топлива в топочной камере вследствие удлинения траектории потока и сепарации взвешенных частиц);
обеспечение правильного распределения воздуха и равномерного горения топлива по площади решетки; поддержание достаточной высоты шлакового слоя;
поддержание оптимального теплового напряжения зеркала горения Q/R (повышение против оптимального значения Q/R может привести к увеличению потерь qt);
замена топок устаревших конструкций на более экономичные; в первую очередь замена ручных топок механическими (топки с ручной загрузкой являются малоэкономичными, так как периодичность загрузки нарушает стабильность процесса горения; согласно [Л. 1] все котлы паропроизводительностью 2 _т/ч и более должны иметь механизированные топки; в дальнейшем необходима механизация топочных устройств и для котлов меньшей мощности) ;
применение для сжигания древесных отходов топок скоростного горения ЦКТИ системы Померанцева и для сжигания фрезерного торфа пневматических топок ЦКТП системы Шершнева.
4. Определение потерь тепла в окружающую среду qs- Потери уз являются следствием теплопроводности ограждающих конструкций — обмуровки и металлических частей.
Ввиду крайне неравномерного распределения температур окружающего воздуха в различных частях обмуровки определение потерь у$ экспериментальным путем представляет значительные трудности. Кроме того, определение потерь уз измерительными приборами (тепломер системы ОРГРЭС и др.) или по данным измерений температур поверхности ограждения и окружающего 38
воздуха не обеспечивает достаточной точности; ошибка при этом может равняться ±15—20%. Поэтому потери определяются расчетом или принимаются по нормативным данным.
Потери <у5 зависят от размера и температуры наружной поверхности котлоагрегата, а также от температуры окружающего воздуха. Исходя из этого потери <7в могут определяться по формуле
QrF + Q, ’=+у-,00,/-
где Qf— потеря тепла с 1 м2 поверхности котлоагрегата, величина ее обычно находится в пределах от 300 до 400 ккалЦм2 • ч); Qi— потеря тепла трубопроводами, барабаном *и т. п.; величина ее составляет для котлоагрегатов небольшой мощности 30 000 ккал/ч; F— поверхность охлаждения по общему габариту котлоагрегата, м2.
Величина Qf более точно может быть определена по формуле
= —Лз), ккалЦм2- ч),
где «в — суммарный коэффициент теплоотдачи конвекцией и излучением в окружающую среду при свободном движении воздуха:
ав = 2,2^ tF—/в + .
+ 4,5
’ ( + 273V_ / + 273 А4
\ юс 7 V юо )
tp — t*
ккал](л?-ч-° С),
где tp — средняя температура поверхности ограждающих конструкций:
, f'rfi + ••• + tpfn
Здесь Ff, —-температура поверхности в цен-
тре площадки по замерам, °C; flt fa...— поверхность охлаждения участка ограждения, мг.
Средняя температура окружающего воздуха
t = Л ± ^2 ± • + О (2
В табл. 2-5 приведены нормативные потери тепла в окружающую среду в зависимости от паропроизводи-тельности котлоагрегата и его конструкции. Из таблицы следует, что относительная потеря т. е. отнесенная к 1 кг топлива, уменьшается с ростом нагрузки котлоагрегата.
Таблица 2-5 Потери тепла в окружающую среду (<д), %
Котлоагрегат Номинальная паропр^изводительность, т[ч
2 3 4 5 6 8 ю 20 30
Без хвостовых поверхностей нагрева .... С хвостовыми поверхностями нагрева . . . 3,6 2,6 3,4 ’2,1 2,9 1,8 2,5 1,5 2,3 ;1,з 2,0 1,7? 11,3 1,1
При паропроизводительности котлоагрегата Dx, отличной от номинальной DHOM, величина q$ пересчитывается по формуле
пх __Атом НОМ 0 ,
Чъ---~D~4s ’ /о’
где q^, q™M — потери тепла в окружающую среду при фактической и номинальной нагрузках, %•
Если на горение поступает нагретый воздух из помещения котельной, то часть потерь 9-, возвращается обратно в котлоагрегат с воздухом, поступающим на всас дутьевого вентилятора. Совместно с присосами тепло этого воздуха составит:
Qb= С'вЧ- <2прис = VbCe(^b tii) + +AaTV0(/'B—/н), ккал/кг,
где VE— количество воздуха, засасываемого вентилятором, м3]кг сожженного топлива:
]7в = У°(ат—ДсЬг), м?1кг,
где V0 — теоретическое количество воздуха, необходимое для полного сгорания I кг топлива, мя/кг\ ах — коэффициент избытка воздуха в топке: Аат— присосы воздуха в топке; сЕ — теплоемкость воздуха, ккал/(кг-°C); tB — температура воздуха на всасе вентилятора, °C; /н —тем’ 40
йература наружного воздуха, °C; Гв— температура воздуха в котельной вблизи обмуровки, °C; для упрощения расчетов можно принять, что t'B = tB.
Составляющая Qnpnc незначительна, поэтому погрешность ее измерения не приводит к заметным ошибкам. Исходя из этого, можно принять, что
Q в "Ь Qnpnc ~ Qb ~ И^ПдСв (^в 6i), ККал/кг,
где ад — коэффициент избытка воздуха перед дымососом.
Таким образом, величина QB является частичной компенсацией потерь и с этой точки зрения абсолютная . величина <75 еще не является прямой потерей. Нормативные зцачения <75 (табл. 2-5) следовало бы уменьшить на величину возвращаемого в котлоагрегат тепла с нагретым в помещении котельной воздухом, если эта величина существенно влияет на точность определения q$.
Мероприятия для снижения потерь тепла в окружающую среду:
тщательная тепловая изоляция котла и его вспомогательного оборудования; для новых котлоагрегатов потеря тепла с 1 м2 поверхности котлоагрегата не должна превышать 300 ккал/(м2 • ч); температура на поверхности обмуровки не должна превышать 55°C при температуре окружающего .воздуха 25°C;
обеспечение разрежения в топке в пределах 1—2 мм вод. ст. (при положительном давлении потеря <75 увеличивается из-за выбивания пламени и газов через неплотности топочной гарнитуры);
использование тепловыделения от оборудования путем забора теплого воздуха из верхней зоны котельного зала и подача его на всас дутьевого вентилятора.
Приведенная методика теплотехнических расчетов позволяет достаточно быстро и с необходимой степенью точности подсчитать потери в котлоагрегате, не прибегая к громоздким расчетам и лабораторным определениям состава и теплоты сгорания топлива. При сжигании газообразного и жидкого топлива, а также твердого топлива с низкой потерей тепла от механической неполноты сгорания (до 1%) данные анализа уходящих газов и их температуры могут заменить проведение балансовых испытаний. При сжигании твердого топлива с qt> > 1 % определение величин <72, <?з и <?4 также облегчает
выполнение подсчета для оценки экономичности работы котлоагрегата.
На основании расчетов потерь тепла дз, qt и ?з устанавливаются зависимости отдельных потерь и их суммы, а также к. и. д. котлоагрегата от нагрузки. По этим зависимостям составляют режимные карты с указанием оптимальных значений а или RO2 и других параметров (см. § 3-1).
Ниже приводятся примеры расчета к. п. д. котлоагрегата и расхода топлива.
Пример 2-4. Определить к. п. д. котлоагрегата брутто и расход топлива при следующих условиях: нагрузка котлоагрегата L)— = 10 т1ч, давление в барабане р=13 кгс/сл2; энтальпия пара =666,2 ккал!кг-, энтальпия котловой воды тк.в = 197,3 ккал/кг-, энтальпия питательной воды tn.B=86 ккал/кг; продувка котла — 2,5%; теплота сгорания природного газа Q=8 500 ккал/м3; температура уходящих газов /ух=180°С; состав уходящих газов: СОа= =95%; СО = 0,5; 7В = 30 °C.
По упрощенной методике Б. М. Равича:
Коэффициент h по формуле (2-20):
11,8
Л__9,5 + 0,5— 1>18'
По табл. 2-2 ?макс=2 040 °C; В=0,8; по табл. 2-3 С'=0,830; К ==0,78.
Потеря тепла с уходящими газами по формуле (2-19)
180 — 30
Яг=~ 2q4q— [0,830 + (1,18 — 1)-0,8-0,78]-100 = 6,9 %.
Потеря тепла от химической неполноты сгорания [по формуле (2-21)]
Qnp.crop“30,2 * 0,5= 15,1 ккал]м3\
15,1-1,18 — 1000 -100= 1,78%.
Потеря тепла в окружающую среду <75=1,7% (табл. 2-5).
Коэффициент полезного действия котлоагрегата по формуле (2-9)
т;®ра = 100 — (6,9 + 1,78 + 1,7) = 89,62 %.
Расход тьтллза по формуле (2-13)
10-Ю3 (666,2 —86)+ 0,025-10-103 (197,3 — 86)
В= 8 500-0,896 ~765 Л1^'
Пример 2-а. Определить к. п. д. котлоагрегата брутто и расход топлива для условий примера 2-4 при сжигании топочного мазута ^=9 500 ккал1кг\ температура уходящих газов fyx=200°C; в ре-42
зультате анализа продуктов сгорания получены следующие данные: RO2=11,6%.
Коэффициент h по формуле (2-20) равен:
16,5
/1== 11,6= 1'42'
По табл. 2-2 /макс—2 130 °C; В=0,88; по табл. 2-3 С'=0,83; /(=0,78.
Потеря тепла с уходящими газами
200 _30
?2= 913о—[0,83 + (1,42— 1)-0,88-0,78]-100 = 8,9 %.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата по формуле (2-9) 4^= 100—(8,9+ 1,78+ 1,7) = 87,6 »/0.
Расход топлива по формуле (2-13)
10-103(666,2 — 86) + 0,025-10• 10э (197,3 — 86)
В = 9 500-0,876 " /0U Кг/Ч‘
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
ТОПОЧНЫХ УСТРОЙСТВ
3-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Влияние топочного процесса на экономичность работы котельного агрегата весьма велико. Потери тепла от химической неполноты сгорания с/з и от механического недожога Qi при данных топливе и конструкции топки зависят целиком от правильности ведения топочного процесса.
Прирост потери тепла с уходящими газами Д<?2 при чистых поверхностях нагрева и плотных газоходах зависит от увеличения коэффициента избытка воздуха ат сверх оптимального, что также определяется правильностью соблюдения наивыгоднейшего топочного режима. Известны случаи, когда только за счет регулировки газогорелочных устройств и снижения избытка воздуха удавалось повысить к. п. д. котлоагрегатов минимум на 5—6%. Часто имеют место значительные потери топлива из-за химической неполноты сгорания, вызванные недостатком воздуха или неудовлетворительным смесеобразованием.
Рекомендуешь е типы слоевых механизированных топок (по СН 350-66 Госстроя СССР)
Таблица 3-1
Вид топлива Паропроизводительыость котла, т/ч
2,5—4 | 6,5 10 | 15—20 >20
Антрацит АС и AM Топки с пневмомеханическими забрасывателями' и неподвижной решеткой Топки с цепной решеткой прямого хода —
Каменные угли Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода
Каменные угли Vr 20% Лп 5,7%. 103 1сг]ккал Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой1 2 Топки с пневматическими забрасыва _ телями и цепной репегкой пртмого хода2
Бурые угли Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой1 Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода1
Топки с шурующей планкой2 Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной ре леткой2 При №р 30% топки 'С пневматическими забрасывателями и цепной решеткой прямого хода2
Торф кусковой Шахтные топки Шахтно-цепные топки
Сланцы Топки с наклонно переталкивающей решеткой
Древесные отхчды 117Р е: 50—55% Скоростная топка ЦКГИ системы Померанцева1 Шахтная топка с наклонной решеткой2
1 Рекомендуемый тип типичного устройства.
2 Заменяющий тип топочного устройства.
Как показали испытания котла ДКВ-4-13. работавшего на природном газе, после наладки процесса горения [Л. 66] удалось устранить потерю тепла от химической неполноты сгорания, составлявшую весьма большую величину — 27,5%. В результате наладки за ;чет регулирования работы инжекционных горелок, установки сопл меньшего диаметра и полного открытия воздушно-регулировочных шайб к. п. д. брутто котлоагрегата был увеличен с 66.6 до 88%. Оказалось, что до наладки топка работала с значительным недостатком воздуха.
На котле СУ-20 с топкой ПМЗ-ЛЦР при сжигании каменных углей марки Г было выявлено, что включение устройств возврата уноса и острого дутья повышает к. п. д. котла на 3,9—5,2% [Л. 48].
Таблица 3-2
Рекомендуемые типы горелок для сжигания природного газа и мазута (по СН 350-66 Госстроя СССР)
Топливо Производительность, котла, т/ч Типы горелочных устройств
Рекомендуемые Заменяющие
природный газ 2,5—10 >ю Смесительные низкого давления Смесительные низкого давления Подовые низкого и среднего давления с принудительной подачей воздуха; вертикально-щелевые1 Вертикально-щелевые1
Мазут 2,5—10 >ю Горелки с паромеханическими или с ротационными форсунками3 Горелки с паромеханическими или ротационными форсунками Горелки с низконапорными форсунками воздушного распы-ливания* Горелки с механическими форсунками2
1 Применяются .при необходимости сохранения работы котла на твердом топливе.
2 При небольшом диапазоне изменения нагрузок котла пли при возможности выключения части горелок.
3 При попеременном сжигании газа и мазута применяются комбинированные газома еутные горелки.
При изучении возможностей и условий повышения экономичности эксплуатируемого топочного устройства необходимо принимать во внимание рекомендации, выработанные практикой проектирования и эксплуатации котельных за последние годы (табл. 3-1 и 3-2).
Различают следующие основные характеристики топочного процесса, сильно влияющие на экономичность использования топлива.
А. Количественные характеристики:
1) видимое теплонапряжение зеркала горения, т. е. удельный часовой съем тепла с I м2 площади горящего слоя IR, ккал/(м2-ч)-,
2) видимое теплонапряжение топочного объема, т. е. форсировка топочного пространства BQP/Ут, ккалЦм5-ч).
Видимые теплонапряжения в отличие от действительных подсчитывают без учета неполноты сгорания.
Б. Качественные характеристики:
1) сумма потерь от неполноты сгорания, отнесенная к 1 кг введенного в топку топлива ^(аз + qt)- Эта величина непосредственно влияет на основную качественную характеристику топочного процесса — коэффициент полноты тепловыделения ф в следующей зависимости:
где Свыд — тепло, выделенное 1 кг топлива.
Коэффициент полноты тепловыделения ф больше к. п. д. топочного устройства цт на сумму потерь тепла топкой за счет наружного охлаждения и тепла горячих очаговых остатков, т. е. рт = Ф—2<7пот;
2) коэффициент избытка воздуха.
Рекомендуемые нормативные значения расчетных величин BQ® /R, BQ /¥\, qs, qi и ат для характерных топлив и распространенных топочных устройств приведены в табл. 3-3 и приложении 6.
Таблица 3-3 Расчетные характеристики камерных топок [Л. 5]
Тиа топки Гопливо а т Л<?Р/Гг. тыс. ккал/(м3-ч) Яг. %
Экранированные Неэкранированные Мазут, природный газ Мазут, природный газ 1,15* 250** 200 0,5—1*** •••* 1***
* Для автоматизированных котлов при наличии регулятора давления газа перед каждым котлом допустимо понижение а до 1,1.
т
** При повышенных напорах дутья и применении специальных регистров тепло-напряжения топок могут быть увеличены в несколько раз без снижения экономичности топочного процесса.
•** Для природного газа с QP^9 000 ккал!м* значения q3 принимаются на 0,5% выше.
•••* В неэкранированных топках допустимо для защиты обмуровки повышение a^t
Оптимальные значения указанных величин в условиях эксплуатируемой котельной должны уточняться при наладочных испытаниях с учетом особенностей топлива (выход летучих, приведенные зольность и влажность, гранулометрический состав, спекаемость и т. п.) и характера нагрузки. По результатам испытаний составляют режимные карты и инструкции. При этом должно быть учтено, что топочное устройство, спроектированное с оптимальным к. п. д. для номинальной нагрузки котлоагрегата, работает при низкой нагрузке с перерасходом топлива из-за чрезмерно больших избытков воздуха. Для котлоагрегатов небольшой производительности это
обстоятельство особенно важно потому, что эти агрегаты часто и длительно эксплуатируются с низким коэффициентом' использования. Однако не должна допускаться длительная чрезмерная форсировка топочного устройства, вызывающая перерасход топлива из-за роста потерь.
Правильность ведения процесса горения необходимо 'контролировать по содержанию О2 или RO2 в дымовых газах. На рис. 3-1 приведена зависимость содержания в газах О2 и RO2 от коэффициента избытка воздуха а для некоторых топлив. Содержание RO2 находится в определенной зависимости от а только для топлива постоянного сост
Рис. 3-1. Содержание О2 и RO2 в продуктах сгорания разных топлив в зависимости от коэффициента избытка воздуха а.
/ — фрезерный торф (RO2); 2 — подмосковный уголь (RO2); 3 — тощий уголь (RO2); 4 — мазут (RO2); 5 — природный газ (RO2); 6 — все топлива (О2).
. Поэтому для топлив е пере-
менным составом или при сжигании смеси топлив расчет коэффициента избытка воздуха следует вести по содержанию О2. Температура газов в месте отбора проб для анализа не должна превышать 600°C. Рекомендуемые значения содержания RO2 или Ог, зависящие от особенностей топлива и оптимальной величины коэффициента
избытка воздуха, должны быть указаны в режимной карте на основании результатов наладочных испытаний. (Примерную форму режимной карты см. приложение 7).
Ориентировочная величина коэффициента избытка воздуха при полном сгорании топлива может быть определена по «углекислотной» формуле
RO™KC
Т'}/"\М8КС
где КО2 — максимально возможное содержание в продуктах сгорания СОг и SO2 при а=1 (см. табл. 2-2); RO2 — действительное содержание в продуктах сгорания суммы СО2 и SO2 по данным анализа.
Если продукты сгорания содержат даже небольшое количество СО, СН4 и Н2, то определение коэффициента избытка воздуха по «углекислотной» формуле дает большую ошибку. Поэтому при полном сгорании топлива всегда рекомендуется контролировать величину избытка воздуха по «кислородной» формуле
21
21 — О2 ’
где О2 — содержание кислорода в продуктах сгорания.
При неполном сгорании топлива коэффициент избытка воздуха подсчитывается по более точной формуле, основанной на полном анализе продуктов сгорания:
21
Я 21 — О2 — О,Ь (СО + Н2) — 2 СН4 — 3С„Н,„ ’
Ввиду незначительного содержания тяжелых углеводородов в продуктах сгорания величиной ЗСПН?П на практике пренебрегают. Из формулы следует, что наличие даже небольшой доли СО, Н2 и особенно СН4 значительно влияет на точность определения коэффициента избытка воздуха. Особенно это относится к природным газам, состоящим в основном из СН4.
Если в продуктах сгорания из числа горючих компонентов содержится только СО, то количество окиси углерода может быть определено по формуле
100 (RO"'a,;c — RO2) — 4,76 RO’,aKC-O2 о
“ 150 — 4,76-0,4 RO™™ ’ °^’’
Количество кислорода, содержащегося в продуктах сгорания, подсчитывается по следующей формуле:
О'2 =
100 (RO”a,c - RO2)
, /о-
4,76RO"aKC
Если полученная по газовому анализу величина Ог значительно больше 0'2, то такое несоответствие предполагает неточность анализа, а если 02<0'2, то это свидетельствует о наличии химической неполноты сгорания.
3-2. ВЛИЯНИЕ СВОЙСТВ ТОПЛИВА НА ЭКОНОМИЧНОСТЬ' РАБОТЫ ТОПОК
Каждый вид и марка топлива обладают теми или иными свойствами и характеристиками, влияющими' на экономичность процесса горения; разное топливо требует создания в топке различных условий, благоприятствующих его сжиганию с минимальными потерями. Довольно часто причиной неэкономичного сжигания, а также недостаточной производительности котла является несоответствие типа и конструкции топки особенностям используемого топлива. Для каждого вида топлива следует применять топку специальной конструкции, учитывающей все его характерные свойства.
К основным характеристикам и свойствам твердого топлива, определяющим условия экономичного горения и конструктивное оформление топочных устройств, относятся влажность, зольность, плавкость золы, размеры кусков, спекаемость, выход летучих, содержание серы и теплота сгорания. Краткая характеристика некоторых углей приведена в табл. 3-4, классификация каменных углей по маркам в табл. 3-5, по размеру кусков в табл. 3-6.
Влажность сильно колеблется даже для одного и того же вида топлива; она влияет на экономичность процесса горения. С увеличением влажности уменьшается теплота сгорания рабочего топлива. Изменение низшей теплоты сгорания топлива при увеличении содержания влаги на 1 % приведено в табл. 3-7.
С увеличением влажности топлива объем водяных паров возрастает, а следовательно, возрастает и объем газов, приходящихся на 1 000 ккал низшей теплоты сгора-4—1 49
краткая характеристика некоторых углей
Бассейн, . месторождение Марка Приведенные Низшая теплота сгорания QP, ккал} кг Калорийный эквивалент Э. т
Влажность Wn, %-10а кг/ккал Зольность Дп, %«103 кг}ккал
Донецкий АС, AM 1,15 1,90 6 535 0,933
АРШ 1,15 2,10 6 450 0,921
др 2,5 3,50 5 135 0,733
ГР 1,20 3,20 5 700 0,814
Кузнецкий ГС 1,20 1,70 6 290 0,898
ГР 1,20 1,60 6 445 0,920
Подмосковный БР 12,0 10,9 2'755 0,393
Печорский ДР 2,5 6,3 4’420 0,631
Киз еловское ГР 1,0 4,5 5 445 0,777
Егоршинское гр 1,0 3,8 5.265 0,752
Богословское БР 7,0 4,9 3-715 0,530
Челябинское БР 4,2 6,8 4 090 0,584
Ткварчельское пг 2,46 6,0 4;470 0,640
Экибастузское сс 1,98 9,1 4 050 0,578
Среднеазиатское др 2,8 3,4 5:350 0,765
БР 7,0 5,1 3.600 0,514
Канское Б 9,0 2,85 3 570 0,510
Черемховское ДР 2,2 4,1 5'185 0,740
Черновское БР 8,8 3,2 3 780 0,540
Райчихинское БР 12,0 2,8 3 210 0,458
Артемовское БР 7,2 5,8 3 785 0,533
ния топлива. Увеличенный объем продуктов сгорания, проходящих по газоходам, вызывает увеличение температуры уходящих газов, а следовательно, и большие потери с ними. Одновременно повышается и расход электроэнергии на тягу как в связи с возросшим объемом газов, так и в связи с ростом сопротивлений из-за увеличения скоростей в газоходах.
Кроме того, затрата тепла на испарение влаги топлива, а также увеличенный объем продуктов сгорания при повышенной его влажности являются причиной снижения температуры в топке, замедленного выделения летучих; весь топочный процесс ухудшается, и поэтому увеличиваются потери от химической неполноты сгорания.
Марки каменных углей
Наименование марок Обозначение Выход летучих веществ на горючую массу Vr* % Характеристика нелетучего остатка
Длиннопламенный д 36 и более От порошкообразного
Г азовы й г 35 и более до слабоспекшегося Спекшийся
Газовый жирный гж Более 31 »
Жирный ж до 37 24—37 п
Коксовый жирный кж 25—33 уу
Коксовый к 17—33
Отощенный спекаю- ОС 14—27 yj
щийся Тощий т 9—17* От порошкообразного
Слабоспе кающийся сс 17—37 до слабоспекшегося То же
* Для дальневосточных углей марки Т Г’г =8—20%.
Классификация углей по размеру кусков
Таблица 3-6
Наименование класса крупности Обозначение Размеры кусков, мм
Плита п Более 100
Крупный к 50—100
Орех о 25—50
Мелкий м 13—25
Семечко с 6—13
Штыб ш Менее 6
Рядовой р Не ограничены
Прим е ча ние к табл. 3-5 и 3-6. К условным обозначениям марки угля приписывают условное обозначение класса, например газовый орех—ГО, бурый (Б) крупный—БК; смесь различных по крупности классов обозначают следующим способом: БОМ—бурый, орех с мелочью; АСШ—антрацит (А), семечко со штыбом и т. д.
Изменение низшей теплоты сгорания топлива при увеличении содержания влаги на 1% [Л. 55]
Топливо Содержание влаги, % Низшая теплота сгорания Qy, ккал/кг Снижение ккал! кг на каждый процент влаги вследствие увеличения
балласта расхода тепла на испарение влаги
Уголь каменный . . . 10 6 000 60 6
Торф фрезерный . . . 50 2 000 20 6
Дрова 40 2 400 24 6
Мазут 2 9 500 95 6
Зависимость к. п. д. котлоагрегата от приведенной влажности топлива может быть выражена приближенной формулой
г]/,к.а=т],к.а—alVn;
здесь т]"к.а — к. п. д. котлоагрегата при данной влажности топлива, %; ’/к.а — к. п. д. котлоагрегата при условной расчетной влажности, % (табл. 2-4); IV711 — приведенная влажность рабочего топлива, % • 103 кг!ккал (см. § 2-1 и табл.'3-4); а — коэффициент, зависящий от типа и конструктивных особенностей котлоагрегата (см. табл. 2-4).
Например, для котлоагрегата ДКВР-10-13 при работе на твердом топливе (§ 2-2) указанная выше зависимость может быть представлена (по ЦКТИ):
1]"к.а=87—0,ЗЗИ7п, о/о.
При влажности твердого топлива выше 60% сжигание его в большинстве случаев становится невозможным, так как количество выделенного топливом тепла не может нагреть продукты горения даже до температуры 900°C, при которой еще возможен устойчивый топочный процесс.
Повышенная влажность топлива приводит к коррозии водяных экономайзеров и воздухоподогревателей и к их засорению из-за прилипания к этим поверхностям нагрева влажной золы, что увеличивает потери с уходящими газами,
Зимой высоковлажное топливо смерзается, причем из сравнительно небольших кусков и мелочи образуются глыбы. Смерзание топлива усложняет эксплуатацию.
Приведенные недостатки использования влажного топлива относятся в первую очередь к твердому топливу, однако опыты подтвердили [Л. 33], что при сжигании обводненных мазутов также увеличиваются потери тепла с уходящими газами, расход электроэнергии на собственные нужды и коррозионная активность продуктов сгорания; возрастают и отложения золы на поверхностях нагрева. При умеренном повышении влажности мазута несколько уменьшается температура горения, что, однако, не отражается в такой степени на топочном процессе, как при сжигании влажных твердых топлив.
Зольность топлива также оказывает влияние на экономичность процесса горения. При удалении из топки и газоходов шлаков и золы безвозвратно теряются и недогоревшие частицы топлива. При этом чем больше зольность топлива, тем значительней и эта потеря от механической неполноты сгорания. С увеличением количества золы в топливе повышается и потеря с физическим теплом очаговых остатков.
Золовые отложения засоряют и загрязняют поверхности пагрева, что приводит к худшему охлаждению газов, повышению их температуры и в связи с этим к увеличению потери с уходящими газами. Зольность топлива мало влияет на температуру горения, так как наличие ее уменьшает как содержание горючей части, так и соответственно объем продуктов сгорания 1 кг топлива. Количество золы колеблется даже для одного и того же вида топлива.
Значения приведенной зольности
Л|Г = - °/0-1(Р кг!ккал,
Q|i
т„ е. зольности рабочей массы топлива Ар, отнесенной к 1 000 ккал теплоты сгорания, для некоторых углей даны в табл. 3-4.
Плавкость золы, зависящая в основном от ее состава, является важной характеристикой топлива. Различают следующие температуры плавления золы: t\— начало деформации, ?2— начало размягчения и t3 — начало жидкоплавкого состояния. <
Плавкость золы имеет большое значение для экономичного сжигания топлива. Так, жидкий шлак заливает колосники и тем самым затрудняет или вовсе прекращает доступ воздуха в слой топлива, что ухудшает или приостанавливает процесс горения.
Мелкие расплавленные частицы шлака и золы налипают на трубы и, накапливаясь на них, уменьшают сечение газохода, нарушают теплообмен, приводят к ограничению мощности агрегата, повышенным потере топлива и расходу электроэнергии на тягу. Во избежание шлакования поверхностей нагрева температура газов на выходе из топки не должна превышать температуры начала деформации золы. Тепловое напряжение топочного объема должно быть не выше нормативных значений, рекомендуемых для данных топлива и топочного устройства. Сильное шлакование поверхностей нагрева котлов снижает экономичность и весьма усложняет эксплуатацию котлоагрегатов.
Размер кусков топлива оказывает большое влияние на процесс горения; чем крупнее куски, тем легче и с меньшим сопротивлением воздух проходит через слой, однако при больших кусках топлива уменьшается активная поверхность горения и часть воздуха, проходя через слой, не принимает участия в этом процессе. Для ослабления такого явления необходимо в топочных устройствах при сжигании крупных кусков топлива поддерживать несколько большую толщину слоя. Мелкое топливо создает большое сопротивление проходу воздуха через слой, кроме того, частицы такого топлива легко поднимаются из слоя воздушно-газовыми струями, увеличивая потерю от механической неполноты сгорания. Большое сопротивление слоя и унос из него частиц топлива обусловливают неравномерность горения мелкого топлива; в отдельных местах наблюдаются очаги с интенсивным горением и выносом газовоздушным потоком 'большого количества мелочи. При разрастании таких очагов в этих местах выносится все топливо до самой решетки и через образовавшийся прогар (кратер) устремляется струя воздуха, не участвующего в горении; в то же время в остальной части решетки процесс горения будет происходить с недостатком воздуха. Такое горение носит название кратерного. Оно особенно развивается при совместном сжигании крупных кусков топлива с мелочью. Кратерное горение характеризуется увеличением уноса 54
топлива, большими потерями с механической и химической неполнотой сгорания.
При слоевом сжигании газовых, пламенных и бурых углей максимальный размер кусков топлива не должен превышать 40—-50 мм, наиболее благоприятный минимальный—10 мм. Нормально количество мелочи размером до 10 мм не должно превышать 15—20%, из которых кусочков величиной от 0 до 5 мм должно быть не больше половины.
Для антрацита при сжигании в слое максимальный размер кусков должен составлять 30—35 мм, а минимальный— 5 мм. Нормально количество мелочи от 0 до 5 мм не должно превышать 10—15%.
При использовании топочных устройств с пневмомеханическими забрасывателями (топки ПМЗ-РПК, ПМЗ-ЛЦР и ПМЗ-ЧЦР), в которых сжигание топлива происходит как в слое, так и во взвешенном состоянии, содержание в угле мелочи 0—6 мм допускается до 60% и 0—3 мм — № 25% [Л. 48].
Как правило, в слоевых топках следует сжигать сортированный уголь, особенно это важно для механических топок, где затруднено даже частичное устранение неравномерности распределения топлива и кратерного горения, приводящих к значительным потерям.
Летучие. При нагревании и в результате возгонки из топлива выделяются летучие, на решетке остается нелетучий остаток — кокс, а также шлак и зола.
Выход летучих Vr определяется в процентах на горючую -(т. е. безводную и беззольную) массу топлива; у каменных углей выход летучих от 9 до 45—50%, в том числе у тощих — до 20%, У бурых углей — больше 40%, у антрацитов — менее 9%.
При прочих равных условиях чем больше выход летучих, тем меньше потери от механической неполноты сгорания и тем меньшими могут быть выбраны коэффициенты избытка воздуха в топке, что положительно сказывается на экономичности котла.
Спек а ем ость кокса топлива значительно влияет на процесс горения в слоевых топках, на его экономичность. Различают неспекающийся, слабоспекающийся и сильноспекающийся нелетучий остаток топлива (кокс).
Неспекаемость, равно как и сильную спекаемость кокса, можно рассматривать при слоевом сжигании как отрицательный фактор по следующим причинам.
1) Сжигание неспекающихся углей, образующих порошкообразный кокс, ограничивает форсировку топки, особенно при большом содержании мелочи в топливе, вследствие неизбежного роста потерь от механической неполноты сгорания с уносом;
2) Сжигание сильноспекающихся углей, создающих большое сопротивление проходу воздуха через слой, увеличивает недожог топлива и обусловливает кратерное горение. Для разрушения сплавленных между собой частиц угля и кокса и ликвидации кратерного горения требуется частая шуровка слоя. Обслуживание топок, не имеющих механических шуровочных устройств, значительно усложняется.
При умеренно спекающемся топливе с образованием пористого и легко проницаемого для воздуха слоя процесс горения протекает благоприятно, парализуется вредное влияние мелочи с уменьшением уноса из слоя несгоревших частиц.
Содержание серы снижает теплоту сгорания топлив, особенно высококалорийных, так как при сгорании 1 кг серы выделяется в среднем только 2 600 ккал. Высокое содержание серы приводит к сильному загрязнению продуктов сгорания топлива сернистым ангидридом SO2. При наличии избыточного воздуха происходит частичное окисление SO2 до SO3 с образованием в соединении с водяными парами серной кислоты H2SO4. Последняя вызывает коррозию поверхностей нагрева. Содержание окис-лов серы в продуктах сгорания значительно, повышает температуру точки росы (иногда до 140—150°C), что ограничивает возможную глубину их охлаждения по условиям коррозии и тем самым снижает экономичность котлоагрегатов. Наличие этих окислов в продуктах сгорания ухудшает санитарные условия окружающей местности и в котельной.
Низшая теплота сгорания топлива QP,ккал'кг, ккал!м3 представляет собой количество тепла, выделяющегося при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого или 1 м3 (при нормальных условиях) газообразного топлива за вычетом теплоты, идущей на испарение влаги топлива и образующейся при сжигании водорода.
Чтобы сравнивать разные виды натуральных топлив по отношению к условному, имеющему теплоту сгорания
Q’’=7 000 ккал!кг, вводят калорийный эквивалент = =Q°/7 000. Зная этот эквивалент, можно опоеделить низшую теплоту сгорания натурального топлива из выражения QpH = 7 000 • Эт. Значения низшей теплоты сгорания и калорийного эквивалента для некоторых углей даны в табл. 3-4.
Сама по себе теплота сгорания топлива не влияет на экономичность процесса горения, однако величина теплоты сгорания в значительной степени зависит от содержания в топливе балласта (влаги, золы), влияние которого на экономичность топочного процесса было рассмотрено выше. По этим причинам теплота сгорания топлива и рассматривается как один из факторов, определяющих экономичность горения.
Некоторые виды углей при использовании их в отдельности не обеспечивают достаточно экономичной работы котлов. Поэтому в тех случаях, когда это возможно по условиям снабжения, рекомендуется смешивать угли разных марок, с тем чтобы недостатки одного компонента компенсировались положительными свойствами другого. Так, нежелательные свойства слабого и сильного спекания кокса удается ослабить смешением соответствующих топлив. Путем смешения топлив разных марок можно значительно повысить экономичность топочного процесса.
Правильно подобранная смесь топлив должна обладать необходимой спекаемостью, иметь достаточный выход летучих (18—26 %)
тощие угли и антрациты, особенно с большим содержанием мелочи, целесообразно смешивать со спекающимися каменными углями, имеющими большой выход летучих, в примерной пропорции: 75—60% тощих углей или антрацитов и 25—40% спекающихся углей;
неспекающиеся каменные и бурые угли, особенно несортированные, рекомендуется смешивать с 15—20% спекающихся углей, что заметно уменьшает потери с провалом и уносом;
антрациты целесообразно смешивать с бурыми углями; при этом получается рыхлый и пористый шлак, улучшающий процесс горения; не следует смешивать мелкий антрацит с бурым углем такого же размера кусков; неплохие результаты получаются при смешении мелкого антрацита с крупным бурым углем.
Для экономичного сжигания топочных мазутов важным является их вязкость, от величины которой зависит качество распыления форсунками и связанная с ним полнота сгорания топлива. Существенное влияние на экономичное сжигание мазутов имеет содержание механических примесей. Хорошая фильтрация мазута предотвращает быстрый абразивный износ проточной части форсунок и связанное с этим ухудшение распыления.
3 3. ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ топочных УСТРОЙСТВ ДЛЯ СЛОЕВОГО СЖИГАНИЯ
К настоящему времени у большинства котельных агрегатов рассматриваемой производительности и работающих на твердом топливе со слоевым сжиганием топочные процессы механизированы; освоено сжигание различных топлив при удовлетворительных экономических показателях.
Новые топочные устройства, заменившие топки с ручным обслуживанием и во многих установках топки с цепными решетками старых конструкций, облегчили труд обслуживающего персонала, сберегли немало топлива, повысили общий технический уровень котельных установок небольшой производительности.
Однако нередки случаи, когда из-за недостаточных производственно-технической дисциплины и квалифика-' ции персонала, отсутствия наладки и систематического инструктажа, контрольно-измерительных приборов, своевременного ремонта, а иногда и несоответствия топлива имеющимся топочным устройствам последние эксплуатируются неудовлетворительно и с большими потерями топлива.
Преимущественное распространение в котельных установках небольшой производительности получили такие - топочные устройства для слоевого сжигания:
с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой из поворотных колосников — ПМЗ-РПК;
с цепной решеткой прямого хода — БЦР, БЦРм, ЧЦР;
с пневмомеханическими забрасывателями и ленточной решеткой обратного хода — ПМЗ—ЛЦР;
с пневмомеханическими забрасывателями и чешуйчатой цепной решеткой обратного хода — ПМЗ—ЧЦР;
с пневматическими забрасывателями и цепной решеткой прямого хода, системы ВТИ — Комега;
шахтные и шахтно-цепные топки для кускового торфа; топки с шурующей планкой;
топки ЦКТИ системы Померанцева (скоростного горения, для древесных отходов);
с наклонной переталкивающей решеткой (для сланцев).
Рекомендуемые в настоящее время [Л. 4] типы слоевых механизированных топок к котлам небольшой производительности для разных топлив приведены в табл. 3-1.
Ниже приведены рекомендации по экономичной эксплуатации наиболее распространенных топочных устройств для слоевого сжигания: ПМЗ-РПК, БЦРм (ЧЦР) и ПМЗ-ЛЦР (ПМЗ-ЧЦР).
Топки с пневмомеханическим забросом на неподвижный слой получили наибольшее распространение. Область применения их — котлы паропро-изводительностью 2; 4; 6,5 т/ч.
В топках с пневмомеханическим забросом на неподвижный слой успешно сжигают разнообразные каменные и бурые угли. Наилучшие результаты получают при сжигании каменных углей с выходом, летучих Рг\>25% марок Г, Д, Ж и бурых углей с теплотой сгорания Qps&3000 ккал)кг
Рекомендуемые значения основных параметров топочного процесса — BQph//?, BQP/V’T, ат, qz и (см. приложение 6). Потери <?3 и для этих топлив при правильной эксплуатации топочных устройств невелики.
При работе на грохоченых антрацитах марок AM и АС, имеющих зольность АС=£Д4%, также достигаются относительно приемлемые результаты: коэффициент избытка воздуха в конце топки ат=1,6—1,7, потеря тепла <74=8—11% при возврате уноса и 12—16% при его отсутствии. Теплонапряжение зеркала горения BQvK/R = =800—1 000 тыс. ккал/(м2 • ч), теплонапряжение топочного объема BQP/Ут = 200 — 300 тыс. ккалЦм?-ч).
Сжигание многозольных негрохоченых антрацитов марок АРШ и АСШ (Ас= 18—27%) и тощих углей с Кг=9—17% в топках ПМЗ-РПК не должно допускаться, так как оно приводит к весьма значительным потерям топлива. Потеря <?4 при отсутствии эффективных средств уменьшения уноса может достигнуть 20—25% для тощих углей и 25—30% для АРШ и АСШ. Во избе-
Жанне шлакования слоя и угасания факела вынужденно работают с весьма высоким «1=1,8—2,2, что приводит к большим потерям тепла с уходящими газами.
В отдельных случаях при умеренной зольности угля топки ПМЗ-РПК могут работать и с более высокими тепловыми напряжениями зеркала горения — до 1 2С0 тыс. ккал) (я?- ч). Допустимое тепловое напряжение решетки проверяют по формуле [Л. 48]
В Qp 7ГЧ|
-f--ккал':(м?-ч),
где /гШл — максимально допустимая толщина шлака на решетке, мм; Ап — приведенная зольность топлива, %Х-ХЮ3 кг/ккал; тч.рещ— интервал между чистками неподвижной решетки от шлака, ч.
Высота слоя шлака при сжигании каменных углей допускается до 150 мм, для бурых углей до 200 мм. Нормальные интервалы между чистками для каменных углей и антрацитов — 4 ч, для бурых углей —2—3 ч.
Для полной механизации сжигания угля под котлами паропроизводительностью до 10 т/ч в дальнейшем будут применяться топки с пневмомеханическими забрасывателями и плоской переталкивающей решеткой ПМЗ-ППР, которые проходят эксплуатационную проверку. Эти топки рекомендуется применять в первую очередь для бурых углей.
Основные требования экономичной эксплуатации топок ПМЗ-РПК сводятся к следующему:
применение подготовленного — сортированного или дробленого топлива с размером кусков 20—30 мм (но не более 40 мм); содержание мелочи 0—6 мм допустимо до 60% и 0—3 мм — до 25%; при большем содержании мелочи возможно резкое ухудшение экономичности топочного процесса; зольность каменных углей Ас не должна превышать 20%, бурых углей Дп=6,6% • 103 кг/ккал;
поддержание тонкого слоя горящего угля, в среднем не более 25—50 мм над шлаковой подушкой, для чего необходима непрерывная подача топлива;
регулирование подачи топлива путем изменения скорости вращения ротора, расхода вторичного воздуха и положения регулирующей плиты;
равномерное распределение топлива по решетка путем регулирования дальности заброса;
поддержание разрежения в топке в пределах 2—* 3 мм вод. ст.;
поддержание давления воздуха под решеткой в зависимости от особенностей топлива и толщины шлаковой подушки примерно в указанных ниже пределах с уточнением, которое должно быть отражено в режимной карте, мм вод. ст.
Период работы
После чистки топки . .
Перед чисткой топки . .
Каменные и бурые угли
5—10
30—40
Антрациты
20—25
50—60
В период чистки одной из секций давление воздуха под другими секциями повышают до 80—100 мм вод. ст.; регулирование подачи воздуха под решетку необходимо вести, пользуясь показаниями газоанализатора; при временном отсутствии газоанализатора, когда качество горения оценивают визуально по цвету пламени, необходимо учитывать особенность топки с пневмомеханическим забросом при сжигании углей, богатых летучими. Над передней частью решетки наблюдается в этом случае красноватое мутное пламя, возникающее из-за быстрого сгорания оседающей здесь мелочи, что, однако, не является признаком недостатка воздуха в топке в целом;
обязательное использование устройств возврата уноса и острого дутья, обеспечивающих при тщательном монтаже и правильном обслуживании повышение к. п. д. котлоагрегата на 2—5% и более;
наладка и периодический регулярный контроль за правильностью действия устройств автоматики горения;
рациональное смешение топлив разных марок (см. § 3-2), способствующее повышению экономичности топочного процесса.
Топки с цепной решеткой прямого хода ранее применялись на котлах паропроизводительностью 10, 20, 35 т!ч (в отдельных случаях к котлам 6,5 и 50 т/ч) для сжигания широкой гаммы неспекающихся или слабоспекающихся каменных углей, антрацитов и умеренно влажных бурых углей. В настоящее время эти топки рекомендуются к котлам паропроизводительностью 10—20 т/ч (табл. 3-1) только для сжигания грохоченых антрацитов марок AM, АС (классы 13—25 и 6—13 мм, приведенная зольность Ап=2% • 103 кг/ккал).
Для этих топлив топка с Цепной решеткой прямого хода является пока единственным полностью механизированным топочным устройством. Нормативные тепловые напряжения для грохоченых антрацитов марок ДМ, АС: зеркала горения BQ? /7? = 800 — 1 000 тыс. ккалЦм^-ч), топочного объема BQ'. /Ут = 250 — 400 тыс. ккал '(лт3- </), ат= = 1,5—1,6. Суммарная потеря от механической неполноты сгорания <74=10—13,5%.
При сжигании негрохоченых многозольных антрацитов марок АРШ и АСШ, применение которых для котлов со слоевым сжиганием не рекомендуется, потери от механической неполноты сгорания могут дойти до </4= = 20% (при отсутствии возврата уноса). При этом тепловые напряжения топки намного ограничиваются (см. ниже), значительно увеличивается затрата труда на ручные шуровки слоя. Добавка 20—30% высокореакционных каменных углей к негрохоченым антрацитам при хорошем предварительном смешении этих топлив дает существенное улучшение работы топок. Не рекомендуется сжигание тощих углей из-за весьма больших потерь с уносом.
По сравнению с применявшимися цепными решетками системы ЦККБ, ТИ, БЦР решетки новых конструкций БЦРм и ЧЦР усовершенствованы и более надежны.
Наиболее существенные требования к экономичной эксплуатации цепных решеток прямого хода:
применение подготовленного дробленого топлива б размером кусков 30—40 мм и содержанием мелочи размером 0—6 мм не более 50%; весьма целесообразно использование сортированного топлива; высокая влажность топлива (lFn>_6,5) нежелательна из-за снижения производительности котлоагрегата;
равномерное поступление топлива по всей ширине решетки без завалов и прогаров во избежание увеличения потерь; начальная высота слоя, устанавливаемая величиной подъема регулятора слоя, должна быть выбрана в соответствии с особенностями топлива;
поддержание слоя топлива на решетке примерно 100—150 мм для каменных углей, 150—350 мм для бурых углей, 150—200 мм для антрацитов; большие значения относятся к топливу с более крупными кусками, с меньшим содержанием мелочи; оптимальная толщина слоя
топлива должна быть уточнена при выполнении наладочных работ и указана в режимной карте (см. прилож. 8);
регулярная проверка состояния слоя и решетки, устранение прогаров и завалов ручной шуровкой, подрезка участков, заплавленных шлаком;
назначение режимов нагрузки котлоагрегатов, при которых средние тепловые напряжения решетки и топочного объема близки к рекомендуемым нормативным. Превышение BQp IR >800 — 1 000 тыс. ккал ! (м~ ч) и BQPU/VT > 250 — 400 тыс. ккал^лд-ч) для антрацитов марок AM, АС вызывает значительный рост потерь. Для антрацитов АСШ и АРШ эти границы соответственно равны 600—800 и 150—250 тыс. ккал!(л/3-ч);
особенно важно для сокращения потерь топлива правильное распределение дутьевого воздуха по зонам решетки (число их 4—5). Основное количество воздуха подается в средние зоны активного горения; в первую— подготовительную зону и в последнюю зону дожигания должно подаваться лишь небольшое количество воздуха. Наибольшее давление воздуха под решеткой около 80 мм вод. ст. для углей, 100 мм вод. ст. для антрацитов, разрежение в верху топки 2—3 мм вод. ст. Весьма целесообразна подача подогретого воздуха — до 200 °C для каменных и до 250 °C для бурых углей; правильное, оптимальное распределение воздуха по зонам устанавливается при наладке и вносится в режимную карту; обязательно проверяется плотность междузонных перегородок;
регулирование теплопроизводительности котлоагрегата производится изменением тяги, подачи воздуха и скорости движения решетки; при небольших по величине и недлительных по времени изменениях нагрузки котлоагрегата регулирование может быть осуществлено изменением только тяги и подачи воздуха. При стабильном качестве топлива и нормальном горении регулируется подача общего количества воздуха на агрегат; изменение позонной подачи воздуха производится только для корректировки режима горения и при изменении качества топлива. Горение должно начинаться примерно на расстоянии 0,3 м от регулятора слоя и заканчиваться на расстоянии 0,5—0,8 м от шлакоснимателя или шлакового подпора; хвостовая часть решетки должна быть покрыта прогоревшим шлаком;
контроль режима горения должен осуществляться по ’показаниям газоанализатора и дополнительно по цвету пламени и продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы. При правильном режиме горения цвет продуктов 'сгорания должен быть светло-серым. Увеличение содержания RO2 в продуктах сгорания сверх нормы, установленной в режимной карте для данного агрегата, топлива и величины нагрузки, указывает на недостаточную подачу воздуха. Это контролируется наблюдением за пламенем, которое при указанных условиях темнеет, появляются коптящие участки, а продукты сгорания чернеют; при этом следует уменьшить скорость решетки и толщину слоя. Снижение содержания RO2, ослепительно белый цвет пламени и прозрачные продукты сгорания указывают на чрезмерную подачу воздуха. Нормальный режим горения устанавливают при этом увеличением скорости решетки со смещением горения к концу ее, но не ближе указанного выше расстояния. При необходимости увеличивают слой топлива на , решетке;
обязательное использование устройств возврата уноса и острого дутья, учитывая высокое содержание горючих в уносе и шлаке при сжигании даже сортированных антрацитов марок AM, АС (Гун~75%, ГШл~25%).
Повышению экономичности работы топок с цепными решетками прямого хода могут способствовать такие реконструктивные мероприятия, как частичная автоматизация горения (автоматическое регулирование подачи воздуха и тяги), увеличение количества возвращаемых в топку несгоревших частиц путем устройства двухступенчатых золоуловителей, установка пневмомеханических забрасывателей ПМЗ или пневматических забрасывателей ВТИ-Комега, удлинение заднего свода в тех случаях, когда он меньше 0,6—0,65 активной длины решетки, включение охлаждающих топочных панелей в циркуляционную систему котла и др.
Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хо-д а. Особенностью топок с пневмомеханическим забросом топлива на цепную решетку, движущуюся в сторону фронта, ПМЗ-ЛЦР, ПМЗ-ЧЦР является распределение топлива на решетке по размеру кусков, при котором самые крупные из них, попадая к началу решетки имеют наибольшее время для лучшего выгорания. Сочетание механического и пневмозаброса с движением колоснико-64
вого полотна в сторону фронта создает весьма благоприятные условия для экономичного сжигания топлива.
Топки ПМЗ-ЛЦР с ленточной решеткой обратного хода, разработанные ЦКТИ первоначально для котлоагрегатов энергопоездов, хорошо себя зарекомендовали.
В настоящее время эти топки рекомендуются для сжигания различных каменных и бурых углей к стационарным котлам паропроизводительностью 10 т/ч, а в отдельных случаях при высокой зольности каменных углей (Лс>20%) или низкой теплоте сгорания бурых углей (Qph<3 000 ккал/кг)—и к котлам паропроизводитель-ностыо 6,5 т/ч.
Для котлов паропроизводительностью 20 и 35 т/ч при сжигании каменных и бурых углей должны применяться топки более тяжелой конструкции — ПМЗ-ЧЦР. Зольность каменных углей не должна превышать Дс = 30%, бурых углей Лп=9,4% • 103 кг/ккал. Влажность бурых углей для топок с пневмомеханическими забрасывателями должна быть не выше 1К₽=45%. В топках ПМЗ-ЛЦР и ПМЗ-ЧЦР может удовлетворительно сжигаться также сланец (включая III сорт) [Л. 48].
Нормативные тепловые напряжения зеркала горения для этих решеток при сжигании каменных и бурых углей BQP^ !R = 1 200 — 1 500 тыс. ккал/(м2-ч), за исключением подмосковного угля, для которого BQ*/R = 1 000 — — 1200 тыс. ккал'(м2-ч). Высоковлажные, но малозольные бурые угли типа райчихинского (Ц7р=37—45%, Лс = 15%) или многозольные, но умеренно влажные типа челябинского (ИЛ>=17—24%, Лс = 30%) сжигаются при тех же тепловых напряжениях решетки, что и каменные угли. Для влажных бурых углей (Wn^8,5% • 103 кг/ккал) рекомендуется подогрев воздуха до 150—250 °C.
Тепловые напряжения топочного объема BQP /Ут — =250—400 тыс. ккал/(м3-ч), коэффициент избытка воздуха в конце топки ат=1,3—1,4. Потеря от механической неполноты сгорания ^4=3—5,5% при наличии возврата уноса и острого дутья.
В отдельных случаях топки с пневмомеханическими -забрасывателями и цепными решетками обратного хода могут работать с более высокими тепловыми напряжениями зеркала горения, до BQvs/R=1600—1 800 тыс.
ккал/(м2-ч). Допустимое теплонапряжение решетки должно быть проверено по формуле [Л. 48]
ккал/(м2-ч),
К -A1 L&
где Уреш — скорость цепной решетки, м/ч; La — активная длина решетки, м (остальные обозначения см. выше).
Допускается высота слоя шлака на решетке до 100 мм при сжигании каменных углей и до 120 мм при сжигании бурых углей. При легкоплавкой золе (температура плавления ниже 1050—1 070 °C) толщина шлаковой подушки должна составлять 50—75 мм. Скорость движения колосникового полотна решеток обратного хода (нормально 2—5 м/ч) устанавливается в зависимости от зольности топлива и нагрузки котлоагрегата. Максимальная скорость решетки 7 м/ч. Условия горения топлива в слое в топках ПМЗ-ЛЦР и ПМЗ-ЧЦР при относительно небольшой скорости движения колосникового полотна приближается к условиям горения при забросе на неподвижную решетку.
Тонкий слой горящего топлива обусловливает относительно малую тепловую инерцию топки. В связи с этим в отличие от топок с цепными решетками прямого хода требуется изменение подачи топлива даже при небольших и кратковременных изменениях нагрузки котла.
Экономичность работы топки в значительной степени зависит от правильности распределения подачи дутьевого воздуха по зонам решетки. В зоны активного горения должно поступать 70—80% общей подачи воздуха. Потери от механической неполноты сгорания (более всего со шлаком) возрастают при недостаточной подаче воздуха в эти зоны и при излишне большой скорости движения решетки. Оптимальное распределение воздуха необходимо установить при наладке и указать в режимной карте. При сжигании каменных углей целесообразна подача подогретого воздуха с температурой 150 — 200 °C, при сжигании бурых углей под котлами паропро-изводительностью более 10 т/ч необходима подача под решетки воздуха, подогретого до 150—250 °C.
Весьма сказывается на экономичности работы топки использование устройств возврата уноса и острого дутья.
Опытами, проведенными ЦКТИ на котле СУ-20, оборудованном топкой ПМЗ-ЛЦР, при сжигании каменного угля марки Г [Л. 48] выявлено, что при отсутствии средств уменьшения укоса потери с уносом составляли 5,9—7,5%. Введение острого дутья снизило эти потери до 3,8—4,8% и увеличило к. п. Д- котла на 2,1—2,7%. Включение возврата уноса и острого дутья снизило потери с уносом до 1,8—2,3% и повысило к. п. д. котла на 3,9—5,2% (рис. 3-2).
Рис. 3-2. Зависимость потери с уносом от теплового напряжения решетки ккал/(м2 • ч); котел СУ-20, топка ПМЗ-ЛЦР, топливо каменный уголь марки Г (данные ЦКТИ им. Ползунова).
1 — без острого дутья и возврата уноса; 2— с острым дутьем; 3 — с острым дутьем и возвратом уноса.
По опытам США на котле паропроизРОДТлетгьтгостъю 11 ifa с забрасывателями и цепной решеткой обратного хода оказалось, что включение средств уменьшения уноса прй тепловом напряжении зеркала горения 1 500 тыс. ккал/(м2-ч) снизило потери с уносом от 11 до 2%.
Из этого следует, как важно использование устройств возврата уноса и острого дутья.
3-4. ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТОПОЧНЫХ УСТРОЙСТВ ДЛЯ СЖИГАНИЯ ГАЗА И МАЗУТА
Для экономичного сжигания газа и мазута необходимо соблюдение оптимальных условий работы всего комплекса топочного устройства, т. е. горелок и топочной камеры при разных нагрузках котлоагрегата.
Не только мазут, но и газообразные топлива в исходном состоянии по существу не являются «истинным» топливом. Они становятся им только после прохождения подготовительных стадий — преобразования до простейших составляющих в виде смеси молекул, атомов и уцелевших или образовавшихся молекул окиси углерода и водорода. Это объясняется тем, что химической реакции горения должны предшествовать непосредственные контакты молекул топлива и окислителя.
Правильная организация подготовительных стадий диктуется тем, что скорость протекания этих стадий, предшествующих процессу горения, несравненно ниже скорости химической реакции горения.
5* 67
При неполном сгорании природного газа с высоким содержанием метана в большинстве случаев не наблюдается сажеобразования, однако, как показали испытания [Л. 55], значительные потери тепла от химической неполноты сгорания могут быть и при прозрачных продуктах горения. Содержание в продуктах горения 1% метана обусловливает поте-
распыления и испарения.
Рис. 3-3. Типичные кривые за- Неудовлетворит е л ь н а я висимости потерь тепла q2, q-i, организация подготовитель-qt и к. п. д. котлоагрегата от1 „
коэффициента избытка возду- НЫХ стадии при сжигании маха в топке ат, топливо — ма- зута приводит к выделению
зут.
тяжелых высокомолекуляр-
ных углеводородов и сажистого углерода, вызывающих увеличенные потери от химической и отчасти механической неполноты сгорания. В нор-
мальных условиях ведения топочного процесса потери от механической неполноты сгорания мазута, т_, е. потери тепла с твердыми горючими остатками и жидкими частицами, не прошедшими газификацию и не вступившими в процесс горения, невелики — около 0,2%.
Наряду с этим решающим для экономичного сжигания газа и мазута фактором является количество воздуха, вводимого через амбразуры горелок в топочную камеру, характеризуемое оптимальным избытком воздуха — а°пт-
Как известно, избыток воздуха необходим из-за несовершенства смесеобразовательных процессов. Чем совершеннее перемешивание подготовленного топлива с воздухом, тем меньше может быть ат. Оптимальным в отношении экономичности будет такое ведение топочного процесса, при котором избыток воздуха в топке
минимален, но достаточен для полного сгорания. Потери тепла и </4 должны практически отсутствовать (укладываться в пределах от 0 до 0,5—1%). Характер зависимости потерь тепла и к. п. д. котлоагрегата от избытка воздуха на выходе из топки ит представлен типичными кривыми на рис. 3-3.
Характерными точками на кривых являются а°"т, соответствующие оптимальному значению Избытка воздуха, при котором сумма потерь <?2 + <73 + минимальна, а к. п. д. котла максимален и а*₽ — точки, соответствующие четко выраженному перегибу кривых q3 — f(a^) и <74 = f(aT). Оптимальный и критический избытки воздуха а°пт и а*р отличаются незначительно и могут считаться практически равными. Кривая g4 = f(a>)i относящаяся только к мазуту, показана условно, так как при aTSs 2®a“'r и хорошем смесеобразовании потеря q4 незначительна (см. выше), величина ее лежит в пределах точности подсчета к. и. д. и при выполнении этих подсчетов не учитывается. Как видно из рис. 3-3, крутизна кривых, характеризующих зависимость q3 и дь от aT на участке между ат=1 и аоптт, значительно превышает крутизну линии, отражающей зависимость потери тепла с уходящими газами </2 от ciT. Это значит, что при уменьшении избытка воздуха ниже аоптт потери qs и возрастают гораздо быстрее, чем снижается потеря q2.
Рекомендуемые расчетные величины основных параметров топочного процесса при сжигании газа и мазута aT, q3 и BQP/VT (см. табл. 3-3). Выбор оптимальной по экономичности величины BQph /Vt в пределах рекомендуемых значений зависит от годового числа использования установки и конструктивных особенностей топки.
Топки для газа. Природные газы важнейших месторождений состоят в основном из метана (93—98%) и содержат небольшое количество тяжелых углеводородов, преимущественно этана, и небольшое количество балласта, главным образом азота.
Процесс полного сгорания метана Характеризуется следующей реакцией: CH4 + 2O2+7,52N2=2H2O + CO2+ + 7,52N2 с образованием 10,52 м3 продуктов сгорания на 1 м3 сгоревшего метана. Эта реакция сопровождается выделением 8 558 ккал/м3 тепла.
Природный газ подготовлен к образованию смеси с воздухом для горения; однако при сжигании и такого топлива должна произойти предварительная высокотемпературная обработка сложных углеводородных молекул, приводящая к их разложению. Так, молекулы метана начинают разрушаться при температуре, превышающей 600 °C, распадаясь на углерод и водород по схеме: СН^С-^Нг.
Для полного сгорания газа необходимо:
обеспечить тщательное смешение газа с воздухом;
осуществлять процесс горения с коэффициентом избытка воздуха ат =1,10—1,15;
поддерживать в зоне горения высокую температуру.
Нарушение этих условий может явиться причиной значительных потерь тепла от химической неполноты сгорания.
Экономичное сжигание газа зависит от совершенства топочного устройства — конструкции горелок и топочной камеры, а также от режимных факторов.
Для котлов небольшой производительности с ограниченным топочным объемом применяются главным образом короткопламенные горелки, к числу которых относятся:
смесительные (или двухпроводные) горелки с принудительной подачей воздуха, составляющие основную группу горелок, применяемых в котлах; конструкция этих горелок обеспечивает хорошее смешение газа с воздухом благодаря закрутке потока специальным лопаточным устройством; горелки характеризуются экономичностью, высокой производительностью, малыми габаритами, бесшумностью, возможностью регулирования производительности в широких пределах, удобством сочетания с мазутной форсункой, что позволяет обеспечить быстрый перевод с одного вида топлива на другой; горелки работают с незначительными потерями от химической неполноты сгорания при коэффициенте избытка воздуха ат=1,05—1,1 [Л. 47] и создают короткий факел;
подовые и вертикально-щелевые горел-к и, получившие значительное распространение, особенно при переводе топок с твердого топлива на газообразное, благодаря простоте устройства (см. гл. 4); они обеспечивают удовлетворительную полноту сгорания газа при ат= 1,1—1,15;
инжекционные горелки среднего давлен и я; работа их протекает без принудительной подачи воздуха на горение; к их недостаткам относят трудность регулирования производительности в широких пределах, относительно высокий коэффициент избытка воздуха ат, особенно при нагрузках меньше номинальной, что снижает их экономичность, наличие шума, большие размеры при производительности более 100 м3/ч газа.
Характерной особенностью топок для сжигания газа является способ подвода воздуха для обеспечения хорошего смешения его с газом. Если газовая горелка правильно подобрана и ее конструкция отвечает требованиям высокой экономичности сжигания, то роль топочного объема сводится к завершению дожигания воспламененного, хорошо перемешанного с воздухом газа.
Одним из важнейших режимных факторов, обеспечивающих экономичное сгорание газа, является налаженность воздушного режима топки. При недостатке воздуха или неудовлетворительном смесеобразовании продукты сгорания метана могут содержать горючие газы, а именно окись углерода (реакция горения: СН4+1,5О2+ +7,52N2=2H2O + CO+7,52N2), чистый углерод (СН4+ + O2+7,52N2=2H2O + C + 7,52N2) и часть несгоревшего метана. Эти явления неполноты сгорания могут происходить одновременно. При чрезмерном избытке воздуха часть тепла продуктов сгорания бесполезно расходуется на подогрев излишнего воздуха и вызывает рост потерь тепла с уходящими газами. При совершенстве топочного устройства и квалифицированном ведении процесса горения на разных нагрузках потери тепла от химической неполноты сгорания невелики: 7з=0—0,5%.
При нарушении режимных факторов (соотношения газ — воздух, неоднородность газовоздушной смеси) газ начинает выделять углерод, придающий пламени мутный, желтоватый оттенок. Иногда потери тепла от химической неполноты сгорания в большей степени обусловлены содержанием в продуктах сгорания водорода и метана, чем окиси углерода. Поэтому контроль процесса горения газа визуально за прозрачностью продуктов сгорания является неполным.
Для экономичного сжигания газа необходимо:
поддерживать содержание СО2 в продуктах сгорания за котлом в соответствии с указаниями режимной карты в зависимости от нагрузки котла: нормальное содержа
ние СО2 за котлом должно быть около 9,5% = 11,8%);
обеспечивать хорошее смесеобразование газа с воздухом для создания такого процесса горения, при котором факел получается коротким, прозрачным и несветящимся, а топка заполнена раскаленными, прозрачными газами;
поддерживать в зоне горения высокую температуру для получения устойчивого и полного сгорания; для экранированных котлов с этой целью иногда уменьшают прямую отдачу тепла путем закладки огнеупорным кирпичом нижней части экранной поверхности нагрева:
производить регулирование производительности горелок изменением давления газа и воздуха (качественное регулирование) на основе режимных характеристик горелок; такие характеристики должны быть построены при выполнении наладочных работ и приложены к режимной карте;
не допускать работы горелок с большим или меньшим давлением газа и воздуха, чем это предусмотрено режимной картой;
производить регулярно контроль.горения при помощи газоанализатора на СО2, О2 и СО, учитывая невозможность визуально обнаружить неполноту сгорания газа; при пусковой наладке, а также при периодическом контроле эксплуатации целесообразно проводить полный анализ газов с применением газоанализаторов с дожиганием для определения также Н2 и СН4;
поддерживать разрежение в верхней части топки в пределах 1—2 мм вод. ст.;
следить за уплотнением мест возможных присосов воздуха в топку и своевременно устранять эти присосы;
контролировать регулярно исправность действия устройств автоматики горения.
Топки для мазута. Для экономичного сжигания мазута прежде всего должны быть обеспечены его тонкое распыление, быстрый прогрев и интенсивное смесеобразование подготовленного топлива с воздухом.
Горение мазута является очень сложным комплексом физических и химических процессов. В составе горючей массы топочных мазутов содержится 85—87% углерода и 10—12% водорода, химически связанных в виде углеводородов.
В мазутной горелке и топочной камере протекают стадии распыления, подогрева и испарения, образования газовой фазы, смешения ее с воздухом, воспламенения и сгорания продуктов газовой фазы.
Началом образования горючей смеси является момент, когда отдельные молекулы жидкости после перехода в парообразное состояние, претерпев термическое разложение, начинают смешиваться с кислором воздуха. Однако для зажигания уже готовой горючей смеси необходимо еще одно важнейшее условие — прогрев ее до температуры, достаточной для воспламенения.
В процессе подогрева и термического разложения выделяются как простейшие, относительно легко сгорающие углеводороды, так и тяжелые высокомолекулярные углеводороды и твердый сажистый углерод. При неблагоприятных условиях — недостаточно тонкое распыление, неудовлетворительное смесеобразование из-за недостатка воздуха или неудачной организации его ввода, низкая температура, недостаточный объем топочной камеры — трудно сжигаемые тяжелые углеводороды уходят из топки несгоревшими, вызывая потери тепла от химической неполноты сгорания, а образующийся сажистый углерод, обусловливающий потери от механической неполноты сгорания, уносится из топочной камеры или остается в ней в виде коксовых наростов.
При надлежащем подборе и хорошем состоянии мазутных форсунок и регистров, правильном ведении топочного процесса на разных нагрузках, поддержании температуры (вязкости) мазута в рекомендуемых пределах мазутные топки эксплуатируют с малым избытком воздуха (ат= 1,10—1,15) и при небольшой потере от химической неполноты сгорания (7з^0,5%).
Работа с малым избытком воздуха повышает экономичность котельного агрегата и за счет уменьшения потери тепла с уходящими газами, однако при этом необходимо учитывать различную степень влияния изменения ат на потери qz и q^, о чем говорилось выше.
Особенно важно достигнуть экономичного сжигания при малом избытке воздуха высокосернистых мазутов. Отсутствие в продуктах сгорания избыточного кислорода препятствует окислению SO2 в SO3 и образованию серной кислоты, корродирующей металл поверхностей нагрева котла.
Быстрота и полнота сгорания мазута находятся в прямой зависимости от размера капель, т. е. от тонкости распыления. Так, при диаметре капли 60—80 мкм длительность выгорания мазута составляет около 0,01 сек, при увеличении диаметра капли до 300—400 мкм длительность выгорания возрастает в 10 раз [Л. 30]. Это объясняется тем,- что скорость протекания всего процесса горения жидкого топлива в наибольшей степени зависит от скорости испарения, так как эта стадия самая медленная из всех стадий процесса. Поэтому прежде всего необходимо стремиться 'к увеличению скорости испарения, что достигается развитием поверхности испарения, т. е. улучшением тонкости распыления, которая улучшается при снижении вязкости мазута путем его подогрева и зависит также от конструктивного совершенства, точности изготовления, сборки и установки форсунки, а также ее эксплуатационного состояния в отношении износа.
По расчетным данным механическое распыление при давлении мазута 20 кгс/см2 позволяет получить капли диаметром 400 мкм, при давлении 10 кгс/см2— диаметром 800 мкм. Распыление воздухом при давлении 300—400 мм вод. ст. — диаметром 120 мкм. Распыление насыщенным паром при давлении 10 кгс/см2 позволяет получить капли диаметром до 2 мкм. Однако паровые форсунки, несмотря на наилучшие показатели распыления мазута, применяются все реже из-за недостатков, не компенсирующих преимущество хорошего распыления. К числу этих недостатков относятся большой расход пара на распыление, достигающий 0,3—0,5 массы сжигаемого мазута, потеря конденсата, повышение влажности продуктов сгорания, вызывающее коррозию хвостовых поверхностей нагрева, а также сильный шум, ухудшающий условия труда. Для котлов небольшой производительности дополнительным недостатком этих форсунок является то, что они дают длину факела в 4—5 м, не вписывающуюся в оптимальные размеры топочных камер.
Замена мазутных форсунок парового распыления на экономичные паромеханические, низконапорные воздушные распыления, ротационные или механические форсунки (см. табл. 3-2) является одним из важных мероприятий по экономии топлива.
Рекомендуемые величины условной вязкости мазута (ГОСТ 6258-62) для форсунок: механического или паромеханического распыления — 3—3,5° ВУ, низконапорных воздушного распыления — 5° ВУ парового распыления и ротационных — 6° ВУ.
Необходимая для снижения вязкости температура подогрева мазута, зависящая от его марки и типа форсунки, может быть определена по номограмме (рис. 10-6). На этой номограмме указаны также величины предельной вязкости мазута для форсунок разных типов. Сжигание мазута при вязкости выше рекомендуемой не должно допускаться из-за снижения экономичности.
Наряду с высокой вязкостью мазута причиной неудовлетворительной работы форсунок механического и паромеханического распыления могут быть также чрез-74
мерный износ проточной части, низкое качество изготовления, неточная сборка и установка форсунки. Большие скорости мазута в проточной части перечисленных форсунок вызывают довольно быстрый эрозионный износ, увеличение проходных сечений, иногда асимметричное, что приводит к ухудшению распыления.
Условиями нормальной работы форсунок наряду с точностью изготовления, сборки и установки является их своевременный ремонт. Распределительную шайбу и завихритель изготовляют из легированной стали марки ХВГ (ГОСТ 5950-63), поверхности контакта шайбы и завихрителя шлифуют, качество распыления отремонтированной форсунки проверяют водой на стенде, который должен быть установлен в ремонтной мастерской. В котельной всегда должен находиться запасной комплект форсунок для возможности их быстрой замены.
При всем разнообразии типов горелок для сжигания мазута, отличающихся видом и параметрами энергоносителя для распыления, а также конструктивными особенностями,- все горелки состоят из двух основных узлов — форсунки и воздухонаправляющего аппарата—регистра. Форсунки должны обеспечивать возможно более тонкое дробление и равномерное распределение частиц топлива в зоне горения. Регистры служат для создания завихренного потока воздуха, подводимого с большой .скоростью к корню факела, способствующего интенсивному смешению с частицами топлива и подогреву образовавшейся смеси топочными газами, которые подсасываются вращающимся полым конусом потока к корню факела и ускоряют подготовку и сгорание топлива (рис. 3-4). Закрутка потока воздуха осуществляется при помощи косых (поворотных или неподвижных) лопаток, размещаемых в кольцевом канале регистра. В результате подсоса топочных газов в центральную часть вращающегося полого конуса в центральной части потока возникает циркуляция высоконагретых продуктов сгорания, обеспечивающих устойчивое поджигание вновь образующейся горючей смеси вблизи устья горелки. Количество продуктов сгорания, возвращаемых к устью горелки, возрастает с усилением закрутки. Это дает возможность получить устойчивое и полное сгорание мазута в широком диапазоне изменения нагрузок горелки путем применения сильной закрутки воздушных потоков в регистрах.
В котельных установках небольшой производительности получили преимущественное распространение мазутные горелки: с механическими мазутными форсунками конструкции ЦККБ; газомазутные типа ГМГ с паромеханическими мазутными форсунками конструкции ЦКТИ; низконапорные типа НГМГ с воздушным распылением конструкции ЦКТИ; низконапорные типа ОЭН
Рис. 3-4. Схема закрутки факела двухзонной мазутной горелки воздушным потоком.
I — мазут; 2 — пар; 3—воздух для турбулизации факела; 4 — газ; 5 — паро-механическая мазутная форсунка; 6 — лопатки воздушного регистра; 7 — воздух для горения; 8 — зона рециркуляции продуктов сгорания.
конструкции Оргэнергонефти; с паровыми форсунками конструкции ЦККБ п др.
В последнее время начинают применять также горелки с ротационными мазутными форсунками.
Наиболее экономичными в условиях работы под котлами небольшой производительности являются горелки с паромеханическими форсунками ЦКТИ (типов ГМГМ, ГМГБ) и с ротационными форсунками, обладающие требуемой в этих условиях глубиной регулирования в широком диапазоне изменения нагрузок при малой длине факела. Для котлов теплопроизводительностью более 6 Гкал]ч при небольшом диапазоне изменения нагрузок или при возможности выключения части горелок экономичными могут быть горелки с механическими форсунками (количественное регулирование).
Для .правильного ведения топочного процесса, отвечающего высокой экономичности сжигания мазута, необходимо:
поддерживать температуру и давление мазута после регулирующего клапана, давление воздуха и содержание РОг в продуктах сгорания за котлом в соответствии
с указаниями режимной карты в зависимости от нагрузки котла; нормальное содержание RO2 за котлом должно быть около 13% (Югакс = 16,5% см. рис. 3-1);
наблюдать систематически за процессом горения, обеспечивая светлосоломенно-желтый цвет и прозрачность факела при нормальной его длине, отсутствии темных полос в корне, «мушек» и дымных концов, слабо-серый цвет продуктов сгорания в устье дымовой трубы; недостаток воздуха проявляется в появлении темно-желтой окраски и удлинении факела с образованием дымных
Рис. 3-5. Режимные характеристики горелок ГМГ-2 (кривые /, 2 и 3), горелок ГМГ-4 (кривые 4, 5 и 6).
Условные обозначения: ------- мазут;
— — — • — воздух -------— газ.
языков на его конце и по-
темнением продуктов сгорания в устье трубы, что является признаками химической неполноты сгорания; не допускать ослепляюще белого цвета факела и его чрезмерного укорачивания, свидетельствующих об избыточном количестве воздуха и возрастании потерь тепла с уходящими газами;
добиваться равномерного заполнения всей топочной камеры факелом, не допуская при этом касания его краев амбразур, ударного действия факела на экранные трубы и обмуровку, вылета в трубный пучок; удалять наросты кокса с амбразур;
поддерживать разрежение в верхней части топки в пределах 1—2 мм вод. ст.\
производить регулирование производительности горелок изменением давления мазута и воздуха (качественное регулирование), пользуясь режимными характеристиками горелок, которые должны быть построены при выполнении наладочных работ и приложены к режимной карте. (Пример выполнения режимных характеристик для горелок ГМГ-2 и ГМГ-4 — см. рис. 3-5). При нагрузках менее 70% номинальной для улучшения распыления мазута в паромеханических форсунках подается пар с избыточным давлением 0,7—2 кгс/см2. Изменение нагрузки котлоагрегата рекомендуется производить регулированием производительности всех работающих горелок; необходимо осуществлять регулярный контроль за исправностью и правильностью действия устройств автоматики горения;
прочищать и своевременно заменять изношенные детали форсунок и регистров исправными, соблюдая точность их сборки и установки;
следить тщательно за уплотнением мест возможного присоса избыточного воздуха в топку и устранять эти присосы; проверять после монтажа и ремонта направление закрутки потоков первичного и вторичного воздуха, которое должно быть одинаковым; в рядом установленных горелках закрутка потока должна быть противоположной.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
МЕРОПРИЯТИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ КОТЛОАГРЕГАТА
4-1. ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ
В принципах технического совершенствования крупных и небольших котлоагрегатов существенных различий нет. Между тем установленные на крупных электростанциях котлоагрегаты, как правило, имеют к. п. д. не ниже 90—92%, а котлоагрегаты небольшой мощности при сжигании твердого топлива нередко работают с к. п. д. порядка 60—65%. При современном уровне развития малой энергетики такие значения к. п. д. являются низкими. Расчеты, выполненные по существующим 78
Таблица 4-1
Расчетные значения к. п. д. котлоагрегата для разных «т и при нормативных величинах тепловых потерь
Наименование топочных устройств и топлив “т 91 <?3 9s в и Ми м U сл 3° бр ’Ы.а
Топкие пневмомеханическими забра Каменные угли: типа кузнецких Д и Г, Дя=1 ,4°/о- Ю’ кг/ккал .......... типа донецких Д и Г, Д"=3,2о/о-10’ кг!ккал Бурые угли: типа харанорского, П7п=13,6; Лп=2,9о/о 103 кг!ккал типа подмосковного, Ц7П=12,8; Дп=8,9°/о-10’ кг/ккал Топки Донецкий антрацит АС и AM, Дп==2%-10’ кг/ккал с ы в а т е 1.3—1,4 1,3—1,4 1,3—1.4 1,3—1,4 ц е п и о 1,5—1,6 л я м и 160 170 180 160 170 180 180 190 200 180 190 200 й per 160 170 180 и це 8,0 8,6 9,2 8,45 9,1 9,8 10,7 11,4 12,1 10.7 11,3 12,0 и е т кс 7,95 8,52 9,10 П Н О Й ' 0,5 0,5 0,5 0,5 й 0,5 1 е ш е 3,0 3,5 4,0 5,5 10,0 Г К О Й О 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7* бр а т н о 13,2 13,8 14,4 14,15 14,8 15,5 16,9 17,6 18,3 18,4 19,0 19,7 20,15 20,72 21,3 гс хода.- 86,8 86,2 85,6 85,85- 85,2 84,5 83,1 82,4 81,7 81.6 81,0 80,3 79,85 79,28 78,7
Продолжение табл. 4-1
Наименование топочных устройств м топлюв ат *ГХ 4а Яг Яъ Л К а II Мп КЗ СП 3е* бр Чк.а
Шахт Торф кусковой, Wp=454-50; йл=3%.103 кг/ккал ........ . . . . н о-ц е п н 1 •3 ы е топки 190 I 13,1 200 13,9 | 210 1 14,7 1 2 1,7 17,8 18,6 1 19,4 82,2 82,4 80,6
Топки с пневматическими забрасывателями и цепной решеткой прямого хода
Каменные угли: типа кузнецких Д и Г, Лп=1,4%- 10s кг/ккал типа донецких Д и Г, Дп=3,2%-103 кг)ккал ....... ... Бурые угли: типа артемовского, W7ji=7,4; Лл=4,2о/<,-10» кг/ккал типа Веселовского, 1^п=8,4; Дп=6,5%-10* кг)ккал ..... Топки с пневмомеханическими Донецкий антрацит АС и AM, Лп=2%-10* кг/ккал 1,3—1,4 1.3—1,4 1,3—1.4 1,3—1,4 за брась 1,6—1,7 160 170 180 160 170 180 180 190 200 180 190 200 I в а т е 160 170 180 8,0 8,4 9,2 8,45 9,1 9,8 10,1 10,8 11,4 9,9 10,6 11,2 л я м и 8,8 9,42 10,10 0,5 0,5 0,5 0,5 и н е I 0,5 3,0 3,5 4,0 5,5 1ОДВИ 10 1,7 1,7 1.7 1.7 иной 2,2** 13,2 13,6 14,4 14,15 14,8 15,5 16,3 17,0 17,6 17,6 18,3 18,9 р е ш е т к 21,5 22,12 22,8 86,8 86,4 85,6 85,85 85,2 84,5 83,7 83,0 82,4 82,4 81,7 81,1 ой 78,5 77,88 77,2
О 1 Продолжение табл. 4-1
l—4 ~~ ~ Наименование топочных устройств и топлив ат ^Ух 4, Яг Яь Я5 а к 5 и Мп VO сн 8° бр ^к.а
Каменные угли:
типа кузнецких Д и Г, 160 8,4 14,1 85,9
Дп=1,4%-10* кг/ккал 1,4—1,5 170 9,05 0,5 3 2,2 14,75 85,25
180 9,66 15,36 84,64
типа донецкого Д и Г, 160 8,8 16 84,0
Дп=3,2%. 10* кг/ккал 1,4—1,5 170 9,45 0,5 4,5 2,2 16,65 83,35
180 10,1 17,3 82,7
Бурые угли:
типа харанорского, 180 10,65 18,35 81,65
И7"=13,6; Л"=2,9%-10* кг/ккал . ... . 1,4—1,5 190 п.з 0,5 5 2,2 19,0 81,0
200 12,0 19,7 80,3
типа подмосковного, 180 10,4 20,6 79,4
К7"—12,8; Лп=8,9°/о-10* кг/ккал 1,4—1,5 190 11,1 0,5 7,5 2,2 21,3 78,7
200 11,8 22,0 78,0
Ка мерные топки
Мазут 160 7,6 9,8 90,23
1,1—1,15 170 8,15 0,5 1,7* 10,35 89,65
180 8,7 10,9 89,1'i
Газ 160 7,3 9,5 90,5,
1,1—1,15 170 7.8 0,5 1,7 10,0 90,0
180 8,35 10,55 89,45
со
* Для котла D—10 т[ч.
** Для котла Р^=6,5 mfv.
Методикам и нормативным данным, показывают, что при сжигании твердого топлива в малой энергетике могут быть достигнуты к. п. д. котлоагрегатов в пределах от 80,0 до 86,0% (табл. 4-1). Результаты испытаний котлоагрегатов ДКВ и ДКВР подтвердили возможность достижения расчетных значений к. п. д. и показали, что в ряде случаев могут быть получены более высокие значения. Так, по данным ЦКТИ при испытании котлов ДКВ-6,5-13 и ДКВР-6,5-13, ДКВ-10-13 и ДКВР-10-13 на твердом топливе получены к. п. д. от 84,0 до 88,0%, а при сжигании газа и мазута от 91 до 93%.
Расчетные величины к. п. д. котлоагрегатов для различных топочных устройств и топлив приведены в табл. 4-1. Типы топочных устройств и марки топлив в этой таблице приняты по СН 350-66. Потери 93, 94 и q$ приняты по нормативным данным. Потери q^ определены по упрощенной методике [Л. 54] для ряда величин температуры уходящих газов.
Основными мероприятиями по повышению к. п. д. котлоагрегатов являются экономичная нагрузка котлоагрегата (см. гл. 7); поддержание оптимального коэффициента избытка воздуха в топке; снижение присосов воздуха в котлоагрегате; поддержание номинального давления в барабане котла и наиболее экономичной температуры питательной воды; обеспечение безнакипного режима котлоагрегата; поддержание чистоты наружных поверхностей нагрева; устройство и увеличение хвостовых поверхностей нагрева.
4-2. ВЛИЯНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗБЫТКА ВОЗДУХА В ТОПКЕ НА ЭКОНОМИЧНОСТЬ КОТЛОАГРЕГАТА
Оптимальность коэффициента избытка воздуха в топке является главным условием полноты сгорания топлива и сильно влияет на основные потери тепла 92, 9з и 94 (см. гл. 2 и 3).
'На рис. 4-1 приведены кривые зависимости потерь тепла в котлоагрегате от величины избытка воздуха в топке. С уменьшением ат заметно растут 93 и 94, особенно при нижних пределах величин ат, но снижается 92, и наоборот, с увеличением ат величины 93 и 94 уменьшаются, но резко возрастает потеря 92. Оптимальная величина ат будет соответствовать случаю, когда суммарные потери 92+93+94 будут минимальными.
На рис. 4-2 приведены кривые теплообмена в топке и газоходе котла ТВГ-8, работающего на газовом топливе, в зависимости от коэффициента избытка воздуха на выходе из топки при нагрузке котла от 8,38 до 8,55 Гкал)ч
(по данным испытаний харьковского ин-
Рис. 4-1. Зависимость потерь тепла в котлоагрегате от коэффициента избытка воздуха в топке.
Рис. 4-2. Зависимость теплообмена в топке и газоходе котла ТВГ-8 от коэффициента избытка воздуха на выходе из топки.
ститута Сантехпроект). С увеличением а"т количество тепла, переданное в топке лучеиспусканием <2ТЛ и конвекцией QTK, уменьшается, а количество тепла, переданное в конвективном газоходе QK, увеличивается.
На рис. 4-3 приведены кривые зависимости к. п. д. т]к, температуры уходящих газов /уХ, потерь тепла с уходящими газами q2 и удельного расхода топлива b от коэффициента избытка возду-да а"ч за котлом ТВГ-8
Рис. 4-3. Зависимость к. п. д„ температуры уходящих газов, потерь тепла с уходящими газами и удельного расхода топлива от коэффициента избытка воздуха за котлом ТВГ-8. 6*
при нагрузках Q = 8,38—8,55 Гкал/ч. Как видно, с увеличением а"т возрастают температура уходящих газов (ухи потеря тепла q2 и снижается к. п. д. т]К; одновременно возрастает расход топлива b на 1 Гкал отпущенного тепла.
4-3. УСТРАНЕНИЕ ПРИСОСОВ ВОЗДУХА ПО ГАЗОВОМУ ТРАКТУ
Избыточный воздух, поступающий в газовый тракт котлоагрегатов, вызывает увеличенные потери тепла с уходящими газами, рост сопротивления тракта, перегрузку дымососов и вследствие этого ограничение теплопроизводительности агрегатов. Нормами [Л. 5] регламентированы допустимые присосы воздуха по газоходам (табл. 4-2).
Т а б л и и а 4-2 Допустимые присосы воздуха по газоходам
Место присоса воздуха Величина присоса
Камерные топки без металлической обшивки и слое-
вые, механические и полумеханические 0,1
Камерные топки с металлической обшивкой 0,05
Ручные топки 0,30
Первый котельный пучок котлов О<Д0 т/ч 0,05
Второй и последующие котельные пучки в сумме
для котлов ТХ<;50 т/ч 0,1
Пароперегреватель 0,05
Стальные змеевиковые экономайзеры котлов DsC-50 т/ч 0,08
Чугунные экономайзеры с обшивкой для котлов
/)<50 т/ч ................... 0,1
То же без обшивки 0,2
Циклонные и жалюзийные золоуловители 0,05
Г азоходы стальные 0,01
Борова кирпичные (на 10 м длины) 0,05
При стабильном составе топлива и постоянной нагрузке котлоагрегата увеличение присосов воздуха по тракту обнаруживается по разбавлению уходящих газов воздухом — снижению содержания углекислоты, а также по возрастанию сопротивления тракта. Величина присосов воздуха определяется по газовому анализу проб, взятых одновременно в соответствующих местах газоходов при нагрузке, близкой к номинальной.
Присосы воздуха в топку существенно влияют на тепловую работу котлоагрегата. Количество тепла, 84
переданного поверхностям нагрева посредством излучения, подчиняется зависимости
ккал/(мг-ч),
где С — коэффициент излучения, ккал! (м2 • ч • °К4); Т — абсолютная температура излучающего тела, °К-
Снижение температуры газов в топке вследствие поступления холодного воздуха уменьшает количество тепла, передаваемого излучением. Подсчитано, что увеличение присоса воздуха в топку на 0,1 снижает количество тепла, передаваемого излучением, до 5%. Уменьшение тепловосприятия радиационной поверхностью нагрева вызывает перегрузку последующих конвективных поверхностей и приводит к увеличению температуры уходящих газов. Например, присос в топку Дат=0,1—0,^повышает температуру уходящих газов на 3—8 °C. Для снижения присосов в топке необходимо поддерживать минимальное разрежение в пределах 1—2 мм вод. ст., что обеспечивает отсутствие дымления через топочную гарнитуру; при большем разрежении присосы воздуха возрастают.
Присосы воздуха в газоходы котлоагрегата понижают температуру газов в зоне присосов и уменьшают количество тепла, переданного поверхностям нагрева, расположенным за местом присоса. В результате этого в последующих по ходу газов поверхностях нагрева увеличивается температура уходящих газов. Чем ближе присосы воздуха к топке и чем больше их величина, тем выше температура уходящих газов.
Присосы воздуха в хвостовых поверхностях снижают температуру уходящих газов. Так, присосы Да = 0,1—0,2 снижают температуру уходящих газов соответственно на 8—14 °C.
Присосы воздуха в газоходы, где температура газов более 600 °C, способствуют дожиганию не сгоревших в топке горючих газов (водород, температура воспламенения которого 600 °C, окись углерода — 700 °C, метан — 650—750°C). Однако это обстоятельство ни в какой мере не оправдывает наличия присосов воздуха в газоходы с высокой температурой, так как и без этого при правильно налаженном топочном режиме потеря qs может быть сведена к минимальной нормативной величине.
Дополнительные потери тепла с продуктами сгорания за счет присосов воздуха в газоходы котла подсчитываются по формуле
где а"к — коэффициент избытка воздуха за котлом; а"к.а — коэффициент избытка воздуха за котлоагрегатом; Л — замеренная температура уходящих газов за котлоагрегатом; /2— температура газов за котлоагрегатом при нормативных величинах присосов.
Первый член правой части выражения (4-1) определяет приблизительный прирост потерь тепла за счет увеличения объемов газов из-за присосов, второй член — за счет снижения температуры газов. Величина присосов воздуха определяется измерением содержания RO2 в соответствующих точках газохода. Разность содержания RO2 до и после замеряемого участка газового тракта показывает величину присоса воздуха:
д___„п „I____ КОгмакс КОгмако (Д 91
где RO"2 и R0'2 — содержание трехатомных газов в продуктах сгорания соответственно после замеряемого участка и до него, определяемое по газовому анализу. Более точно для устранения влияния изменяющегося элементарного состава топлива коэффициенты избытка воздуха могут быть определены по формуле
N2 —3,76 0/
где N2 — содержание азота в дымовых газах, в процентах.
При полном сгорании N2=100—(RO2+O2); при неполном сгорании N2=100—(RO2+O2+CO+ ... +CmHn).
Пример 4-1. Среднее содержание углекислого газа в продуктах сгорания по результатам анализов оказалось за котлом RO'2=12,7%, за экономайзером RO"2=10,5%. Величина RO2MaKc (топливо — донецкий каменный уголь марки Д) равна 19°/о- Температура уходящих газов по замерам —162 °C. Величина присоса по формуле (4-2)
19 19
Да = Jp-g—=1,8 — 1,5 = 0,3 .
Дополнительный присос воздуха в экономайзер сверх допустимого (табл. 4-2) составил Да'=0,3—0,1=0,2. Для определения дополнительной потери тепла с уходящими газами за счет присоса воздуха принято, что снижение температуры газов при Ла'=0,2 равно 14 °C. Потеря тепла из-за присоса воздуха в экономайзер по формуле (4-1)
(0,2 14 X
162+14 ) <7г =5= О.Ю^.
Пример 4-2. Произвести расчет дымососной установки при следующих условиях: расход донецкого угля марки Г В=750 кг/ч; объем продуктов сгорания на 1 кг топлива v'q=7,01 м3[кг, а количество воздуха на 1 кг топлива Vo=6,5 мл]кг\ температура уходящих газов /'ух = 170 °C; расчетный коэффициент избытка воздуха перед дымососом а'ДЫм=1,6. Дополнительный присос воздуха из-за неплотностей хвостовых поверхностей нагрева составил Да=0,2; снижение температуры уходящих газов вследствие присосов принято Л/ух= 14 °C.
Объем газов перед дымососом при сГДым=1,6
Г г I t'n + 273
V'r = В |^Vq + (а — 1) v0 j - y 27+~-
170 + 273
= 750 [7,01 + (1,6—1) 6,5] —^3 - = 13 300 м>/ч.
Потребляемая мощность при газовом сопротивлении //'= = 110 мм вод. ст. и к. п. д. дымососа т]дым=0,65 составит:
V'TH' _ 13 300-110
Л^яым — зб00-1021]дым— 3600-102-0,65 = 6’1 ке,п‘
Объем газов перед дымососом придх"дым = 1,6 + 0,2 = 1,8
273 +(170—14)
V". = 750 [7,01 + (1,8 — 1) 6,5]-5---------- = 14 400 м»/ч,
т. е. объем газов увеличился в 1,08 раза.
Газовое сопротивление, возрастающее пропорционально квадрату скорости газовоздушной смеси, составит:
/7"=1,082 • 110=128 мм вод. ст.,
т. е. увеличится в 1,16 раза.
Мощность электродвигателя дымососа, возрастающая пропорционально кубу увеличения расхода, составит:
М"дым=1,083 - 6,1= 7,7 кет,
т. е. увеличится в 1,26 раза, соответственно возрастет и расход электроэнергии.
Причинами присосов воздуха в газоходы котельных агрегатов могут быть эксплуатационные упущения, дефекты заводского изготовления оборудования и дефекты монтажа.
К первой группе причин, вызывающих присосы воздуха в газоходы, могут быть отнесены:
открытые патрубки для измерительных приборов;
неплотное (из-за деформации или отсутствия прокладок) прилегание топочной и котельной гарнитуры;
неполное закрытие отключающих заслонок или мигалок на течках золоуловителей;
разрыв компенсаторов на газоходах из-за термических деформаций;
отсутствие или недостаточный слой уплотняющего песка в песочных затворах;
неудовлетворительное состояние уплотнения мест прохода коллекторов и труб через обшивку и обмуровку котла и др.
Ко второй группе причин относятся:
низкое качество изготовления топочной и котельной гарнитуры, не обеспечивающей необходимую плотность крышек лазов, лючков, гляделок;
недоброкачественная заводская сварка обшивки котлов и экономайзеров;
большие зазоры (до 10—20 мм) в местах прохода вала через улитку дымососов;
неудовлетворительное качество сварки труб с трубными досками воздухоподогревателей;
сброс воздуха, охлаждающего опорные балки, в газоходы и др.
К третьей группе причин могут быть отнесены:
отсутствие или неудовлетворительное выполнение уплотнении крышек гарнитуры, мест заделки стальных газоходов в кирпичную обмуровку, прокладок между фланцами газоходов, прокладок между фланцами экономайзерных тр-уб, между опорной рамой экономайзера и фундаментом;
дефекты сварки газопроводов, компенсаторов и т. п.;
отсутствие штукатурки стен тяжелой обмуровки при толщине кладки менее 500 мм (например, задняя стенка обмуровки котлов ДКВР) и ряд других.
Контрольные анализы газов по тракту следует выполнять регулярно не реже 1 раза в месяц, а также до и после ремонта агрегата.
Повседневный контроль состояния плотности тракта должен производиться непосредственным осмотром и с проверкой плотности «на свечу». Плотность газоходов агрегата, находящегося в холодном резерве, например 88
Рнс. 4-4. Уплотнение лаза обмуровки котла.
Рис. 4-5. Конструкции уплотнений прохода труб через обшивку котлов.
1 — песочный затвор; 2 — изоляция минераловатными матрацами; 3 — съемный стальной щит; 4 — засыпка сухиМ песком; 5 — засыпка
Рис. 4-6. Конструкции уплотнений прохода труб через обшивку котлов.
1 — шлаковая вата; 2 — засыпка сухим песком; 3 асбестовый шнур; 4 — компенсатор; 5 — манжета из асбестовой ткани; 6 — хомуты.
после ремонта, проверяют также «на свечу» созданием в топке разрежения около 7—8 мм вод. ст. Возможна проверка плотности холодного котла созданием давления воздуха в газоходах около 10 мм вод. ст. Пыление и шум выходящего воздуха указывают на места неплотностей.
На рис. 4-4—4-8 приведены некоторые рекомендуемые конструкции узлов уплотнения гарнитуры и газоходов.
Рис. 4-7. Конструкция песоч-кого уплотнения.
/ — шлаковая вата: 2—сухой просеянный песок; 3 — мелкий (щипаный) асбест; 4 — асбестовый шнур.
Рис. 4-8. Эскиз уплотнения вала дымососа.
1 — первый вариант; 2 — второй вариант.
Для уплотнения применяют шнуровой и листовой асбест, распушенный асбест, песок (в затворах) <и специальную газоуплотнительную обмазку. Состав обмазки— шамота молотого (с размером зерен, проходящих через сито с 900 отв/см2,— 84%), кремнефтористого натрия— 1%, жидкого стекла (из расчета на сухое вещество) — 5%.
4-4. ПОДДЕРЖАНИЕ НОМИНАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ В КОТЛЕ
На практике большое число котельных агрегатов работает с давлением пара не выше 5—6 кгс/см2, что i «условливается преобладанием отопительно-вентиляци-90
онной нагрузки и отсутствием потребителей пара более высокого давления на технологические нужды.
Работа котла в режиме пониженного давления приводит к снижению к. п. д. из-за ограничения подогрева питательной воды в экономайзере и меньшей возможности использования тепла уходящих газов. Предельная температура воды после чугунных отключаемых экономайзеров должна быть [Л. 1] не менее чем на 40°C ниже температуры насыщенного пара в котле, а при наличии автоматических устройств, регулирующих температуру подогрева воды, не менее чем на 20 °C.
Это ограничение вызвано недопустимостью парообразования в чугунном экономайзере: при соприкосновении пузырьков пара с холодной водой может возникнуть их конденсация с гидравлическими ударами (на стальные экономайзеры кипящего типа ограничение температур не распространяется).
Предположим, что при номинальном давлении в котле 13 кгс!см2 (tK= 194,1 °C) котел работает с давлением 5 кгс!см2 (tn= 158,1 °C). В этом случае питательная вода в экономайзере может быть подогрета при отсутствии автоматического регулирования температуры воды только до температуры
4=158,1—40= 118,1 °C
вместо оптимальной
4=194,1—40= 154,1 °C.
Следовательно, при работе котла в режиме пониженного давления на экономайзер будет приходиться тепло-восприятие меньше расчетного, в результате чего возрастает температура уходящих газов; перегрузка котла из-за недоиспользования поверхности нагрева водяного экономайзера еще больше увеличит потерю тепла с уходящими газами.
Чтобы обеспечить работу котлоагрегата в режиме номинального давления, является целесообразным включение в тепловую схему котельной редукционной установки, в которой пар дросселируется до требуемого потребителем давления (с учетом потерь в сетях). При средних и низких давлениях дросселирование насыщенного пара сопровождается его подсушкой. Например, при дросселировании лара с параметрами р=13 Kzcjc.v?
и *1 = 0,97 до р2—5 кгс/см? сухость пара увеличится до *2=0,99. При более глубоком дросселировании пар может стать сухим насыщенным и даже слегка перегретым, но температура его все же будет снижаться, а энтальпия пара перед дросселированием будет равна энтальпии после дросселирования. •
Редукционные установки выпускаются БКЗ производительностью на 2,5; 5; 10; 20; 30; 40; 60 и более т/ч-, абсолютное давление острого пара — 7; 13; 16 кгс/смг\ давление редуцированного пара —1,2; 3; 6 кгс/см2.
В тепловых схемах котельных установок, сооружаемых по типовым проектам, предусматривается применение редукционных установок. Однако большое -число -котельных агрегатов все еще работает с пониженным давлением пара, что вызывает перерасход топлива.
4-5. ПОДДЕРЖАНИЕ ЭКОНОМИЧНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
Температура питательной воды является одним из важных параметров, определяющих экономичность эксплуатации котлоагрегата. Из формулы (2-13) следует, что расход топлива может быть снижен за счет повышения температуры питательной воды, что обеспечи
Расход усладного
Рис. 4-9. Зависимость расхода условного топлива от температуры питательной воды.
вается в первую очередь увеличением возврата конденсата. На рис. 4-9 приведена зависимость расхода условного топлива от температуры питательной воды для выработки 1 т насыщенного пара при р=-~ = 13 кгс/см2.
Для пересчета расхода условного топлива на 1 Т пара при других его параметрах применяют коэффициенты /<=0,995 для р= 10 кгс/см2-, /<=0,99 для р=8 кгс/см2-, К= 0,985 для р = 6 кгс/см2.
Питание котла излишне нагретой водой вызывает уменьшение теплового потока, приходящегося на водяной экономайзер, и приводит к увеличению температуры уходящих газов.
При сжигании природного газа температура уходящих газов котлоагрегата ДКВР-6,5-13-250 при температуре питательной воды <п.в=100°С составляет tyx=150°C, а при 1п.в=50°С снижается до /ух=125°С, т. е. в последнем случае имеет место более глубокое использование тепла уходящих газов.
Вместе с тем недопустимо питание котла и холодной водой. Если питательная вода, входящая в экономайзер, будет иметь слишком низкую температуру (следует иметь в виду, что температура наружной поверхности металла труб экономайзера мало отличается от температуры воды), то водяные пары, находящиеся в продуктах сгорания в перегретом состоянии, начнут конденсироваться на холодных участках труб. При сжигании сернистых топлив конденсат будет насыщаться серной кислотой H2SO4, образующейся из серного ангидрида SO3; а холодные участки труб, оказавшиеся в контакте с раствором серной кислоты, — подвергаться коррозии. Появление на наружной поверхности труб росы водяных паров может вызвать образование плотных золовых отложений с нарушением тяги и снижением теплопроизводительности котлоагрегата.
Применение холодной питательной воды для котлов, не имеющих водяных экономайзеров, может вызвать вредные термические напряжения в барабанах и привести к нарушению плотности вальцовочных соединений.
О характере распределения температур питательной воды в котле можно судить по результатам следующего эксперимента.
В котел поступала питательная вода с температурой около 80 °C при абсолютном давлении в котле 11 кгс!см2. Замеры, выполненные с помощью термопар в верхнем и нижнем слоях котловой воды за время питания котла водой, показали, что температура верхнего слоя воды снизилась всего на 9 °C, а нижнего—на 55 °C. Длительность процесса выравнивания температур обусловлена различными плотностями питательной и котловой воды: плотность воды на линии насыщения при температуре 80 °C равна 971,8 кг/ж3, а при температуре 183,2 °C составляет 886,9 кг!м-'.
Учитывая все вышеизложенное, нижним пределом температуры питательной воды следует считать температуру точки росы /р продуктов сгорания, т. е. температу-
ру, при которой начинаются конденсация водяных паров и образование раствора серной кислоты. Исходя из этого принимают, что температура питательной воды должна удовлетворять условию ^п.в = ^.р + ЮоС.
Для твердых топлив с приведенной сернистостью 3>п^'0,5% • 103 кг/ккал температура питательной воды на входе в экономайзер принимается /п.в=^н+25°С, где /н — температура точки росы чистых водяных ларов.
Температуру питательной воды на входе в водяной экономайзер можно снизить применением вакуумногоде-аэратора, принцип действия которого, равно как и атмосферного деаэратора, заключается в следующем: при подогреве воды парциальное давление водяных паров над поверхностью испарения увеличивается, а парциальное давление растворимых в воде кислорода (Ог) и углекислоты (СО2) падает, вследствие чего растворимость их уменьшается; при дальнейшем подогреве воды до температуры кипения, равной для вакуумного деаэратора 65—70 °C (абсолютное давление 0,3—0,32 кгс/см2, обеспечивается это пароструйным или водоструйным эжектором), а для атмосферного—104°C (абсолютное давление 1,2 кгс/см2), парциальное давление Ог и СО2 и их растворимость падают почти до нуля. Вследствие получения в вакуумном деаэраторе более низкой температуры питательной воды экономия топлива от дополнительной утилизации тепла отходящих газов составляет 1 — 1,5%.
Вакуумные деаэраторы целесообразны для котельных с паровыми котлами при малом возврате конденсата, когда средневзвешенная температура конденсата и химически очищенной воды не превышает 50—55 °C, и при работе на природном тазе. Для других видов топлив эффективность применения вакуумного деаэратора должна определяться с учетом состава топлива и температуры точки росы, являющейся контрольным показателем предотвращения коррозии хвостовых поверхностей нагрева.
Температура точки росы чистых водяных паров (fH) равна температуре насыщения пара при парциальном давлении его в продуктах сгорания; эта температура определяется по величине парциального давления водяных паров
^нп /’наО=-172-’ кгс/СЛ1“’ * г
где l-'j j o н l'r — объемы соответственно водяных паров и продуктов сгорания, определяемые по средним характеристикам продуктов сгорания в хвостовых поверхностях нагрева, м'-'/кг или ж3/ж3; исходя из величин рнго по таблице насыщенного пара определяется температура насыщения /н.
Например, при VHO = 0,76 м*/кг и Vr = 5,4 м?/кг — = 0,141 кгс/см? и = 52,4 °C.
Для природного газа из-за отсутствия в нем серы температура точки росы будет равна температуре конденсации чистых водяных паров, т. е. tp=tH, и составляет при а = 1,3—1,5 соответственно 55—53 °C.
Таким образом, для повышения к. п. д. котлоагрегата целесообразно применять температуру питательной воды перед водяным экономайзером исходя из температуры точки росы дымовых газов. При термических деаэраторах атмосферного типа, в которых питательная вода .подогревается до 104°С, целесообразно осуществлять снижение ее в водоводяных теплообменниках для нагрева сырой и химически очищенной воды.
4-6. БЕЗНАКИПНЫЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОТЛОАГРЕГАТА
Высокое качество питательной воды является одним из главных факторов, определяющих надежность и экономичность котлоагрегата.
Некоторые вещества, которые могут в ней содержаться, образуют накипь на поверхностях нагрева, ухудшают отвод от них тепла и приводят к повышению температуры стенок. При значительном отложении накипи температура стенок резко повышается.
Так, при толщине накипи 1 мм и коэффициенте ее теплопроводности 7=0,2 ккал/(м-ч-°C} температура стенки" топочных поверхностей нагрева составляет 600 °C, а при слое накипи 2,5 мм эта температура повышается до 800 °C.
Недопустимо высокое локальное повышение температуры металла приводит к пережогу его и может стать причиной аварии котла. По материалам котлонадзора аварии из-за неудовлетворительного качества питательной воды составляют до 30% всех зарегистрированных аварий паровых котлов.
Отложения накипи на стенках поверхностей нагрева сильно влияют и на экономичность котла. Так, при тол-55
щине накипи 2 мм перерасход топлива составляет 4% (рис. 4-10).
Исследования показали, что на скорость образования
накипи существенно влияет тепловое напряжение поверхности нагрева. Практика подтвердила, что при переводе котлов с твердого топлива на природный газ или
мазут при резком возрастании теплонапряжений поверх-
Рис. 4-10. Зависимость
перерасхода топлива от толщины слоя накипи для водотрубных котлов.
ности нагрева (для котлов ДКВР до 50%) стали наблюдаться аварии из-за разрыва экранных и кипятильных труб. До перевода котлов на высококалорийное топливо эти котлы годами надежно работали при том же качестве питательной воды.
Согласно правилам Котлонадзора водный режим должен обеспечить работу котла без повре-
ждения его элементов вследствие
отложений накипи и шлама, превышения щелочности котловой воды до опасных пределов и обе-
спечить получение пара надлежащего качества.
Для поддержания оптимального .водного режима котла должны быть разработаны режимные карты с указанием порядка производства анализов котловой и питательной воды, норм качества питательной и котловой воды, режима непрерывной и периодической продувок, порядка обслуживания оборудования водоподготовки, сроков остановки котла на чистку и промывку.
Общая жесткость питательной воды (т. е. смеси конденсата и добавочной химически очищенной воды) для котлов с естественной циркуляцией паропроизводитель-ностью 0,7 т/ч и выше с избыточным давлением до 39 кгс/см2 должна отвечать нормам, приведенным в табл. 4-3.
Содержание масла в питательной воде не должно превышать 5 мг/кг при избыточном давлении в котле до 13 кгс/см2, а для котлов с избыточным давлением выше 13 кгс/см2 до 39 кгс/см2 — не более 3 мг/кг.
Содержание кислорода в питательной воде паровых котлов производительностью 2 т/ч и более не должно превышать норм, приведенных в табл. 4-4.
Нормы жесткости питательной воды для котлов с естественной циркуляцией fJI. 1]
Тип КОТЛОВ Общая жест- ' кость, мкг-ьке/кг
Котлы с дымогарными трубами, жаротрубные: 500
при работе на твердом топливе
при работе на газообразном или жидком топливе 30
Водотрубные котлы:
с избыточным давлением до 13 кгс/см? .... 20
с избыточным давлением от 13 до 39 кгс/см2 . . 15
Таблица 4-4
Нормы содержания растворенного кислорода в питательной воде для котлов с естественной циркуляцией [Л. 1]
Тип котлов
Содержание растворенного кислорода, мкг!кг
Котлы с избыточным давлением до 39 кгс/см2 паро-производительностью 2 т/ч и более:
не имеющие экономайзеров и с чугунными экономайзерами .................................
при наличии стальных экономайзеров ..........
100
30
В журнале по водоподготовке должны вестись записи результатов анализа воды, выполнения режима продувки котлов и операций по обслуживанию оборудования водоподготовки. При каждом останове котла для очистки внутренних поверхностей его элементов в журнал должны быть записаны вид и толщина накипи и шлама, наличие коррозии, признаки неплотностей в вальцовочных соединениях.
4-7. СНИЖЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ ПУТЕМ ПОДДЕРЖАНИЯ ЧИСТОТЫ НАРУЖНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
Влияние золовых отложений на экономичность котлоагрегата. Эксплуатационная экономичность работы котлоагрегата в значительной мере определяется чистотой наружных поверхностей нагрева. Загрязнение 7—1 97
золовыми отложениями резко снижает их тепловоспрпя-тие и повышает температуру газов в последующих газоходах, увеличивает сопротивление газовых трактов, ограничивает нагрузку котла и сокращает его кампанию, т. е. расстраивает тепловой режим котлоагрегата. Нередки случаи, когда образующиеся на трубах отложения до такой степени уменьшают живое сечение для прохода газов, что дальнейшая работа котла становится невозможной. Особо тяжелые последствия золовых отложений возникают в небольших котлах с естественной тягой; при нерегулярной обдувке поверхностей нагрева кампания таких котлов сокращается в несколько раз.
Проведенными опытами1 установлено, что золовые отложения уменьшают тепловосприятие экранных труб на 15—20% при слое толщиной примерно 0,1 мм и на 40% при слое около 0,4 мм. Причиной столь значительного влияния золовых отложений на тепловосприятие является очень низкая теплопроводность этих отложений. Так, слой толщиной от 0,1 до 0,15 мм, непосредственно прилегающий к трубам и состоящий из сконденсированных на них щелочно-силикатных соединений с размерами основной доли частиц от 0,2 до 0,5 мкм, имел теплопроводность порядка 0,015— 0,025 ккал[(м- ч-°С), т. е. меньшую, чем теплопроводность воздуха. Для слоя отложений толщиной 1 мм и более теплопроводность оказалась от 0,05 до 0,08 ккалЦм' ч-°С). Таким образом, результаты опытов показали, что золовые отложения на экранных трубах являются важнейшим фактором, определяющим условия теплопередачи.
На рис. 4-11 показано влияние загрязнений поверхностей нагрева на экономичность крупного котлоагрегата, сжигающего мазут. Регулярная обдувка поверхностей нагрева обеспечивает повышение экономичности от 2 до 4%. Для небольших котлоагрегатов влияние загрязнений будет еще более значительным.
Золовые отложения твердого топлива и их предупреждение. Зола твердого топлива представляет собой смесь компонентов минеральных веществ, в том или ином количестве входящих в состав любого сорта топлива. Вещества эти негорючи и после выгорания горючей мас
1 Гурвпч А. М., Прасолов Р. С. Некоторые свойства золовых отложений на экранных трубах топок паровых котлов, — «Теплоэнергетика», 1970, Я° 7.
сы остаются й твердом виде. Содержание золы в твердом топливе колеблется в широких пределах. Дрова содержат золу в количестве, отнесенном на сухую массу, до 1%; торф —до 11%; донецкий каменный уголь — 17—22%; а высокозольные сорта —до 34%; подмосковный уголь — до 35 %.
Рис. 4-11. Влияние загрязнении на потерю тепла с уходящими газами.
Распространенное мнение, что малозольные топлива приводят к-меньшему загрязнению поверхностей нагрева, чем многозольные, опытами не подтверждено,- При сжигании малозольного топлива толщина слоя загрязнений поверхности нагрева сыпучими отложениями не снижается и обдувка их так же необходима, как и при сжигании многозольного топлива. Лишь интервал между очистками этих поверхностей для малозольного топлива может быть увеличен.
Отложение золы на трубах протекает следующим образом. В первую очередь оседают мелкие частицы сыпучей золы, формирующие под влиянием сил молекулярного сцепления слой отложений. При небольших скоростях газового потока слой этот быстро увеличивается. Затем рост слоя прекращается (рис. 4-12,а), так как он подвергается разрушающему механическому действию со стороны более крупных частиц запыленного газового потока; крупные 7* 99
частицы разрушают слой мелких частиц. Эффект самоочистки возрастает с увеличением скорости газового потока. Однако увеличение скорости газов сверх допустимых величии связано с ростом аэродинамического сопротивления газового тракта и перерасходом электроэнергии на тягу.
Процентное содержание золы в топливе или количественное содержание летучей золы в продуктах сгорания еще не определяют возможной степени загрязнения поверхности нагрева, так как большую роль в процессе
Рис. 4-12. Влияние конструктивных и эксплуатационных факто-- ров на в — коэффициент загрязнения труб.
©бразования отложений играют физико-химические свойства неорганической части топлива. С увеличением тугоплавкости и абразивности золы максимально возможная толщина слоя загрязнений уменьшается.
Степень загрязнения труб, характеризуемая коэффициентом загрязнения е, зависит также от конструктивных особенностей и компоновки поверхностей нагрева. С увеличением диаметра труб загрязнения увеличиваются (рис. 4-12,6) из-за ухудшения аэродинамических условий для процесса самоочистки. Коридорные пучки труб загрязняются больше, чем шахматные (рис. 4-12,в), и требуют более частой очистки. Это обстоятельство необходимо учитывать обслуживающему персоналу при составлении графиков обдувки.
Одной из эффективных мер ограничения золовых отложений является правильная отладка температурного режима топки в зависимости от температурной характеристики золы сжигаемого топлива. Зола твердого топлива, кроме дров, характеризуется степенью ее тугоплавкости в зависимости от температуры. Различают золу тугоплавкую с температурой плавления выше 1 425°C, среднеплавкую с температурой плавления 1 200—1 425 °C 100
и легкоплавкую с температурой плавления ниже 1 200 °C. При сжигании топлива с тугоплавкой золой на поверхности нагрева отлагается сыпучая, легковесная масса, удаление которой не .представляет - затруднений. Наибольшие трудности возникают при сжигании топлива с легкоплавкой золой. Если температура в топке выше температуры жидкоплавкого состояния золы, находящиеся в газовом потоке расплавленные частицы осаждаются на конвективных поверхностях нагрева, быстро ими охлаждаются и прилипают, образуя плотные отложения. Удалить их не удается не только увеличением скорости газов (т. е. с увеличением нагрузки котла), но даже обдувочными средствами. Для предупреждения образования таких отложений необходимо, чтобы температурный режим топки соответствовал температурным свойствам золы сжигаемого топлива. Во всех случаях температура газов на выходе из топки должна быть ниже температуры начала деформации золы и не выше 1 150 СС. Тепловые напряжения топочного объема не должны превышать нормативных величин для данной конструкции топочного устройства и марки сжигаемого топлива.
Надежным средством ограничения влияния золовых отложений является создание условий для самообдувки поверхностей нагрева потоком дымовых газов. Эффект самообдувки заключается в том, что при высокой скорости газов и при продольном обтекании поверхности нагрева значительная часть летучей золы уносится с продуктами сгорания. Чтобы обеспечить самообдувку, например, водяного экономайзера, скорость газов при максимально длительной нагрузке должна составлять от 6 до 8 м/сек, а для оголенных топлив — от 7 до 9 м/сек (верхний предел скорости для последних ограничивается условиями эолового износа металла). Для непрерывности осуществления процесса самообдувки котла скорость газов должна быть не менее 3 м/сек. Исходя из условий самообдувки и для достижения общей экономичности невыгодно распределять поровну общую сниженную нагрузку котельной между работающими котлами, а целесообразно выделить один котел для корректировки нагрузки.
Золовые отложения мазута и их предупреждение. Зола мазута резко отличается от золы твердого топлива как по составу, так и по процентному содержанию в то
пливе (содержание золы в мазуте колеблется в пределах 0,1—0,3% на рабочую массу).
При сжигании мазута значительная часть золы возгоняется до газообразного состояния, входит в соединения с кислородом и образует различные окислы. При соприкосновении со сравнительно холодными поверхностями нагрева пары этих окислов конденсируются и отлагаются в виде трудноудаляемых наростов.
Большое влияние на интенсивность образования загрязнений оказывает топочный процесс. При снижении температуры в топке выжиг горючих веществ ухудшается и образуется сажа, являющаяся продуктом распада тяжелых углеводородов. Возможность образования сажистых отложений зависит от налаженности топочного устройства (см.гл. 3).
Сернистые и вязкие мазуты должны сжигаться при добавлении к ним присадок. Применение присадок продлевает рабочую кампанию котлоагрегата по .условию заноса золой, понижает температуру точки росы на холодном конце водяного экономайзера, а сами отложения делаются рыхлыми, сыпучими и легко удаляются с поверхности нагрева; скорость коррозии труб при этом также уменьшается. В качестве присадок находят широкое применение жидкие присадки, разработанные ВНИИНП. Практика показала, что применение жидких присадок сокращает скорость образования отложений примерно вдвое.
Действие жидких присадок на изменение структуры золовых отложений заключается в следующем: вещества присадки входят в прочные соединения с асфальтово-смолистыми веществами мазута и значительно снижают склонность их к конденсации и к образованию плотных коксообразных отложений. Одновременно значительно снижается вязкость мазута, улучшается процесс горения, снижается интенсивность коррозии.
Очистка наружных поверхностей нагрева. Регуляр-пая очистка является надежным средством защиты наружных поверхностей нагрева от загрязнений; она не только повышает экономичность котлоагрегата, но удлиняет рабочую кампанию и уменьшает потребление электроэнергии на дымососную установку, обеспечивает устойчивую работу котлоагрегата при оптимальных его параметрах, снимает ограничения с теплопроизводительности в пределах гарантий завода-изготовителя.
Применяются следующие методы очистки наружных поверхностей нагрева.
Обдувка. Обдувочные устройства работают по принципу механического воздействия струи сжатого воздуха или пара на слой отложений. Струя воздуха или пара, истекая из обдувочного сопла с большой скоростью, разрушает отложения, которые увлекаются потоком дымовых газов и уносятся в золоуловитель или оседают в золовых камерах и бункерах. Скорость истечения обдувочного агента очень высока. Так, при давлении воздуха перед обдувочным устройством 7 кгс/см2 скорость истечения из сопла диаметром в узком сечении 10 мм составляет свыше 500 м/сек, а скорость истечения пара из обдувочного сопла при давлении пара 22 кгс/см2 составляет свыше 1 000 м/сек.
Очистка экранов, конвективных поверхностей нагрева и пароперегревателя производится перегретым или насыщенным паром и воздухом, а водяного экономайзера и воздухоподогревателя — воздухом или перегретым паром. Обдувка насыщенным паром применяется в случае отсутствия сжатого воздуха или перегретого пара. Большим недостатком обдувки паром является балластирование газоходов водяными парами, что отрицательно влияет на температуру точки росы газа. При сжигании влажных топлив и обдувке паром возникает дополнительная опасность образования плотных отложений .на хвостовых поверхностях нагрева.
Эффективность обдувки во многом зависит от давления обдувочного агента. Для воздуха давление должно быть не ниже 6 кгс/см2, для пара не ниже 7 кгс/см2. При низком давлении, например 2—3 кгс/см2, резко снижается дальнобойность струи и теряется эффективность обдувки.
Для облегчения оседания золы в золовых камерах и бункерах нагрузка котла во время обдувки должна быть минимальной, чтобы уменьшить скорость газов в газоходах.
Расход пара на обдувку котлоагрегата составляет примерно 0,4% при сжигании Малозольного и 0,9% при высокозольном твердом топливе от паропроизводитель-носги котла.
Число устанавливаемых на котел обдувочных устройств зависит от типа котла и вида сжигаемого топлива. Котлы с небольшим наклоном и густым располо-
жением труб могут заноситься отложениями быстро и сильно. В горизонтально-водотрубных котлах должна предусматриваться возможность обдувки стационарными или переносными обдувочными устройства*ми по всем газоходам кипятильной системы труб, отделенных друг от друга газовыми перегородками. В вертикально-водотрубных котлах, где слой отложений сравнительно невелик и легко удаляется, применяется ограниченное число обдувочных устройств. Например, в котлах ДКВ и ДКВР установлен только один обдувочный аппарат.
Конвективные поверхности нагрева должны иметь устройства для удаления осевшей после обдувки золы. Из мест сбора зола должна удаляться свободно и без перегрузок. Все места, где скапливается осевшая зола, должны быть достаточных размеров и доступны для чистки. Глухие мешки, где может скапливаться зола, должны быть уменьшены до минимума.
Химическая очистка. Эффективным средством устранения нагарообразований является метод непрерывной химической очистки с помощью порошка «Эко-топ», вдуваемого в топку с острым дутьем или примешиваемого к топливу перед загрузкой в топку.
Состав порошка: 70% хлористого натрия, 20%' хлористого аммония, 3% сернокислой меди, 2,5% элементарной серы, до 3% влаги и 1—2% посторонних примесей. Степень размола порошка характеризуется остатком на сите № 15, равным 10%. Порошок, попадая в топку, под действием высоких температур возгоняется и затем конденсируется в виде очень тонкого налета на трубах, разрушая имевшийся нагар и препятствуя образованию новых слоев. Для небольших котлоагрегатов в зависимости от степени загрязнения расход порошка составляет 2—4 кг/сутки.
Применение порошка «Экотоп» обеспечило в некоторых случаях до 5% экономии топлива.
Обмывка водой. При наличии плотных отложений нагара, не поддающихся механической очистке, применяют метод отпаривания горячей водой.
Этот метод основан на термическом и механическом воздействии водяных струй, разрушающих отложения. Обмывка поверхностей нагрева производится водой с температурой 80—90 °C при давлении 4—5 кгс/см2. В тех случаях, когда в золовых отложениях содержится много серы, обмывка производится подщелоченной до рН=10-ь11 водой. Подщелачивание воды производится для нейтрализации серной кислоты и кислых солей, содержащихся в отложениях, с целью уменьшения коррозии. Для этих целей особенно пригодна вода из линии непрерывной продувки, имеющая заметную 104
щелочность. Вскипание нагретой воды за счет -падения давления при истечении из обмывочных устройств увеличивает кинетическую энергию потока.
Недостатком способа обмывки водой является балластирование газоходов водяными парами» что отрицательно влияет на точку росы дымовых газов.
Рис. 4-13. Схема эжек-ционной дробеочистки.
1 — эжектор; 2 — линия сброса в атмосферу; 3 — дробеуловитель; 4 — дробе-провод; 5 — бункер дроби; 6 — питатель дроби; 7 — приемная воронка; 8 — сепаратор с мигалкой; 9— газовый короб с бункером; 10 — разбрасыватель.
Дробевая очистка. При сжигании топлив, образующих в хвостовой части котла наиболее плотные и прочные отложения, для удаления которых требуются более эффективные средства, чем обдувка или обмывка водой, эффективным методом является очистка металлической дробью. На рис. 4-13 приведена эжекционная схема дробеочисткп.
Очистка ручным инструментом. Для очистки загрязненных труб, недоступных или весьма огра-
1ЛН
ниченных по их'компоновке для применений механической очистки, используют различные ручные инструменты: шаберы, ножи, ерши. Для очистки от шлака применяют пики, ломы, резаки. Ручная очистка должна проводиться с соблюдением соответствующих инструкций.
Не следует чрезмерно затягивать кампанию котлоагрегата даже при регулярной очистке. Некоторые виды золовых отложений после продолжительного времени превращаются в твердые наросты, которые потом трудно удалить даже механическим путем. Оптимальная длительность кампании может быть определена только эксплуатационным опытом в зависимости от характеристики сжигаемого топлива и режима работы котлоагрегата.
4-8. ХВОСТОВЫЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА КОТЛОАГРЕГАТОВ
Развитие и рациональное устройство водяных экономайзеров и воздухоподогревателей являются эффективным способом снижения потерь тепла с уходящими газами. Дополнительные затраты, связанные с увеличением хвостовых поверхностей нагрева, окупаются в короткие сроки, поскольку экономия топлива при этом составляет не менее 4—7%.
Хвостовые поверхности нагрева следует устанавливать за всеми котлами паропроизводительностью 2,5 т/ч и более при температуре газов за котлами 250 °C и выше (см. гл. 2).
В табл. 4-5 приведены температуры газов перед хвостовыми поверхностями нагрева котлов ДКВР. Верхний предел температур относится к котлам с пароперегревателями.
Таблица 4-5
Температура газов за котлами ДКВР, *С (по данным ЦКТИ)
Производите л ьность котлов, т/ч Твердое топливо Газ Мазут
От 2,5 до 10 310—345 300—325 350—400
20 и 35 365—385 330—360 410—440
Примечание. Увеличение паропроизводительности котлов при работе на газе и мазуте принято для котлов с паропроизводительностью от 2,5 до Ю m/ч иа 50%, для котлов с паропроизводительностью 20 и 35 т}ч на 40%.
На основании технико-экономических расчетов [Л. 4] получены оптимальные значения температурных напоров на холодной стороне водяного экономайзера А^"х.к и на горячей стороне воздухоподогревателя Д£'г.к.
При противоточной схеме водяного экономайзера питательной воды оптимальные значения Д/"хк составляют [Л. 4]:
Для котельных с произведением годового числа часов использования на стоимость 1 т условного топлива в рублях более 25 000 ............................... 30—50 °C
Для котельных с величиной этого произведения от 25 000 до 10 000 .............. 50—80 °C
Оптимальные значения А£'г.к для воздухоподогревателя в зависимости от величины рассмотренного показателя соответственно составляют А£'г.к = 354-70 °C и A^r.K=70-r-140 °C [Л. 4]. При указанных величинах А£"х.к и Д4'г.к окупаемость затрат на реконструкцию хвостовых поверхностей нагрева не превышает нормативного срока.
В общем случае температура уходящих газов является функцией температуры питательной воды или температуры воздуха. Исходя из этого размеры поверхностей нагрева водяного экономайзера и воздухоподогревателя выбирают экономически наиболее выгодными в зависимости от значения температуры питательной воды и. воздуха.
Оптимальная температура уходящих газов за водяным экономайзером определяется по уравнению
/ух = ^п.в + АГх.к, °C, (4-4)
где in.B — температура питательной воды, °C; А£"х.к — минимально допустимый температурный напор на холодном конце водяного экономайзера, т. е. разность между температурой газов на выходе и воды на.входе в экономайзер, °C.
В условиях эксплуатации при отклонении нагрузки котлоагрегата от номинальной температура уходящих газов может быть определена по эмпирической формуле [Л. 24]
/ух^“+80-^, °C,
где £)„—номинальная паропроизводительность, т/ч; ДО— отклонение нагрузки от номинальной, т/ч, вводит-
ся с соответствующим знаком; /нух — температура уходящих газов при нагрузке котлоагрегата DH, °C; /ух— температура уходящих газов при нагрузке Da+\D, °C; 80 — величина нагрузки котла в процентах от номинальной.
Оптимальная температура уходящих газов за воздухоподогревателем определяется по уравнению
/ух=^в+ДГг-.к, °C, (4-5)
где t"B — температура воздуха на выходе из воздухоподогревателя, °C; A'i'r.K — температурный напор на горячем конце воздухоподогревателя, т. е. разность между температурой газов на входе и воздуха на выходе из воздухоподогревателя, °C.
В небольших котельных применяются, как правило, водяные экономайзеры из чугунных ребристых труб конструкции ВТИ. Стальные экономайзеры применяют при сжигании топлива, не вызывающего опасность коррозии. Наиболее целесообразно применение блочных водяных экономайзеров с изоляцией и обшивкой, которые компактны, малогабаритны и обеспечивают хорошую плотность газового тракта. Применяют индивидуальные водяные экономайзеры для каждого котла независимо от его теплопроизводительности. Опыт эксплуатации подтвердил нецелесообразность применения обводных газоходов, еще нередко встречающихся в старых котельных и являющихся источниками больших протечек газа и потерь тепла.
В современных типовых проектах котельных установок обводные газоходы, позволяющие выключить чугунные водяные экономайзеры из тока газов, не применяют. Это продиктовано требованиями повышения экономичности установок.
Как показало обследование, в некоторых котельных обслуживающий персонал «исправляет ошибки» проекта, устраивая обводные газоходы у индивидуальных чугунных водяных экономайзеров. По данным ЦКТИ величина постоянной протечки газов из-за неплотности отключающих заслонок составляет 20—40% и выше от общего расхода газов, что приводит к увеличению потерь тепла с уходящими газами на 2,2—4,4% и более.
К тому же «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов» не требуют обязательного устройства обводных газоходов у индивидуальных отключаемых экономайзеров при наличии сгонных линий, позволяющих прокачивать воду через 108
экономайзер помимо котла, что и предусматривается в современных типовых проектах котельных.
Экономию топлива от уменьшения температуры уходящих газов можно определить из выражения
СР
до______ Q 10' ух) t"yx) fj-ylu
п^бр „•> ’ кг!4’
7<к.а
м*/ч
(4-6) где Q — теплопроизводительность котлоагрегата, Гкал/ч\ К — объем продуктов сгорания на 1 кг топлива для соответствующего коэффициента избытка воздуха, м3/кг или м3/м3\ ст — средняя теплоемкость продуктов сгорания, ккал/(м3 • °C); РуХ, /"ух—температура уходящих газов соответственно до их уменьшения и после уменьшения, °C.
При сжигании газа или мазута q/,VTcT(t'yx—/"ух)=0. Количество воды, которое может быть подогрето в водяном экономайзере, находится из теплового баланса
УЛСу (t’yx— t”yx) (/2 /1) св
, кг[ч,
где Vr — средний объем продуктов сгорания, м3/ч; рг — средняя плотность.продуктов сгорания, кг/м3-, сг—средняя массовая теплоемкость продуктов сгорания, ккал/(кг; /'ух, /"ух — температура продуктов сгорания на входе и выходе из экономайзера, °C; /1, /2— начальная и конечная температуры воды, °C; св-—средняя теплоемкость воды при температурах /1 и /2, ккал/(кг-°C); для температур до 100 °C можно принять сЕ= = 1 ккал/(кг-с~С).
Пример 4-3. Определить экономию топлива от уменьшения теп-пературы уходящих газов со 180 до 140 °C при следующих условиях: £>=10 т/ч; /п=666,2 ккал/кг-, /п.в = 100°С; <?4=4%; аух=1,8; сг= =0,32 ккал/(кг • °C); топливо — донецкий уголь марки Г;
= 5900 ккал/кг-, цк.а=0,78; К-=12,31 м3/кг [Л. 63].
Экономия топлива по формуле (4-6):
_ 10 000(666,2—100)-12,31-0,32(180—140)—0,04-12,31
5 900-0,78--0,32(180— 140) 1
5 900 =32 кг/Ч1
или в процентах
А^н^юа 32-5 900.0,78-100
— Q -Ю0— 10000(666,2— 100)“ 2,6 %*
Водяные экономайзеры применяют для нагрева как питательной воды, так и сетевой; выбор типа экономайзера решается на основании технико-экономических расчетов.
В табл. 4-6 приведены типы серийно изготавливаемых блочных экономайзеров питательной воды.
Таблица 4-6
Экономайзеры для питательной воды
Тип экономайзера Поверхность нагрева, м2 Число труб в горизонтальном ряду, шт. Число труб по верти-। кали, шт. Число труб в'пакетах, шт. Число колонок, шт. Длина труб, мм Количество обдувочных аппаратов, шт. Примечание
ВЭ-1-16П 94,4 2 16 44-4 44-4 2 2 000 2 Для котлов ДКВР-2,5
ВЭ-П-16П 141,6 3 16 44-4 44-4 2 2 000 2 Для котлов ДКВР-4
ВЭ-ХП-16П 236 5 16 44-4 44-4 2 2 000 2 Для котлов ДКВР-6,5
ВЭ-ХШ-16П 236 5 16 44-84-4 1 2 000 2 То же
ВЭ-УП-16П 330,4 7 16 4-1-84-4 1 2 000 2 Для котлов ДКВР-10
ВЭ-1Х-16П 646 9 16 44-84-4 1 3 000 4 Для котлов ДКВР-20
ВЭ-1Х-20П 808 9 20 84-84-4 1 3 000 6 То же
При установке экономайзера для подогрева сетевой воды необходимо предусматривать ее рециркуляцию для обеспечения температуры воды на входе в экономайзер по условию точки росы.
Применение комбинированных экономайзеров для подогрева питательной и сетевой воды не рекомендуется ввиду сложности схемы.
Комбинированные хвостовые поверхности нагрева, состоящие из водяного экономайзера и воздухоподогревателя, находят применение при сжигании углей для котлов паропроизводительностью 20 т/ч и выше.
В существующих котельных, где еще сохранились групповые экономайзеры, целесообразно рассмотреть вопрос о замене их на индивидуальные. Выбор и расчет водяного экономайзера производится по [Л. 5].
Поверхностные водяные экономайзеры имеют ограничения по температуре уходящих газов. По эксплуатационным и экономическим соображениям нижний предел температуры уходящих газов за водяным экономайзером при сжигании газа составляет 120—130 °C. Потери тепла т/2 даже при оптимальном коэффициенте избытка воздуха составляют в этом случае более 5%.
Эффективным средством снижения тепловых потерь с уходящими газами для котлов, работающих на газе, является установка за котлом или за хвостовыми поверхностями нагрева контактных водяных экономайзеров, предназначенных для подогрева воды на производственные нужды.
В контактном экономайзере наибольшая доля тепла от уходящих газов к воде передается не через металлические стенки, как в поверхностном экономайзере, а при непосредственном контакте нагреваемой воды с дымовыми газами. При этом газы могут быть охлаждены до температуры порядка 30—35°C, т. е. ниже точки росы, а теплота конденсации водяных паров используется для нагрева воды. Температура нагрева воды в контактных экономайзерах, устанавливаемых после хвостовых поверхностей нагрева, при температуре газов на входе в контактный экономайзер в пределах 120—180 °C составляет 55—65 °C.
Установка контактного экономайзера особенно целесообразна с увеличением количества подогреваемой воды и со снижением ее температуры, так как при этом снижаются температура и влагосодержание уходящих газов. Контактный экономайзер малоэффективен дляпо-догрева питательной воды и циркуляционной воды в системе теплоснабжения водяного отопления. Поэтому главной областью применения контактных экономайзеров является нагрев воды для производственных нужд.
Для бытового горячего водоснабжения подогрев воды в контактном экономайзере может быть допущен только по согласованию с санитарными органами. Потеря тепла с уходящими газами при установке контактного экономайзера может быть снижена до 2%. Срок окупаемости первоначальных затрат обычно не превышает 1 года.
Экономия топлива при температуре исходной воды до 15—20 °C и количестве ее, в 2—3 раза превышающем
паропроизводигельность подключенного к экономайзеру котла, составляет:
Температура газов на входе
в экономайзер, °C..........100
Экономия топлива, °/о .... 10
150 200 300
12 15 20
На рис. 4-14 приведен блок контактного экономайзера конструкции НИИСТ (РСН 183-70).
Экономайзер состоит стальную обечайку толщиной 4—6
Рис. 4-14. Блок контактного экономайзера ЭК-Б.
из корпуса 1, представляющего
собой
мм, к нижнему плоскому днищу которой привариваются опорная рама 2 и четыре опоры 3. В корпусе имеются две опорные решетки 4 и 6. На нижней помещается рабочий слой насадки 5 из керамических колец 50X50X5 мм высотой 1 200 мм, а на верхней — слой каплеулавливающей насадки 7 из тех же колец высотой 200 мм. Кольца рабочей насадки укладывают послойно через загрузочный люк; керамические кольца каплеулавли'вающей насадки загружают через люк — взрывной клапан. Дымовые .газы поступают в экономайзер через патрубок 8 и выходят из экономайзера через патрубок 9.
Холодная вода поступает в экономайзер через водораспределитель 10, который состоит из подводящей трубы и восьми радиально расположенных горизонтальных перфорированных труб с отверстиями диаметром 5 мм-, шаг отверстия — 50 мм. Отбор горячей воды производится через штуцер 11. Штуцер 12 служит для продувки и дренажа водяного объема. Корпус экономайзера состоит из верхней секции 13, средней 14 и нижней 15. Секции сваривают между собой при изготовлении экономайзера
по различным схемам расположения патрубков отводов газов и горячей воды.
В табл. 4-7 приведено количество блоков контактных экономайзеров, устанавливаемых к котлам ДКВР. Установка контактных водяных экономайзеров может быть 112
Таблица 4-?
Количество блоков Контактных водяных экономайзеров, устанавливаемых к котлам ДКВР (по,РСН 183-70)
Тип экономайзера Теилопроизводи-тельность, Гкал/ч Количество нагреваемой воды, т/ч Тип котла
Си CQ К ДКВР-4 d, й ДКВР-10 ДКВР-20
ЭК-Б-1 ЭК-Б-2 до 0,3 до 1,2 5—10 20—40 1 2 3 1 1 2
Примечание. Количество блоков учитывает возможность работы котла при нагрузке 150% номинальной.
осуществлена только для котлов, постоянно работающих на газообразном топливе.
4-9. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ КОТЛОАГРЕГАТОВ
Методы повышения экономичности котлоагрегатов отличаются большим разнообразием, и правильная оценка эффективности выбранного метода применительно к конкретным условиям имеет большое значение. В табл. 4-8 приведены ориентировочные данные для предварительной оценки эффективности ряда мероприятий по повышению экономичности котлоагрегатов.
Таблица 4-8
Ориентировочные данные о’б эффективности мероприятий по повышению экономичности котлоагрегатов
Наименование мероприятий Экономия топлива, % Перерасход топлива, %
Снижение присосов воздуха по газовому тракту котлоагрегата на 0,1 Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке на 0,1 Увеличение температуры питательной воды на входе в барабан котла на 10 °C, /2=13 кгс/сл? и т;к.8=0,8 . . У величение температуры питательной воды на входе в водяной экономайзер на 10 ®С 0,5 2,0 0,7 0,23—0,24
8—1 113
Наименование мероприятий Экономия топлива, % Перерасход топлива, %
Подогрев питательной воды в водяном экономайзере на 6 °C 1,0
Уменьшение температуры уходящих газов на 10 °C: для сухих топлив 0,6 —
для влажных топлив 0,7 —
Установка водяного поверхностного экономайзера 4—7 —
Установка контактного водяного экономайзера при температуре газов на входе в экономайзер: 200 °C 15,0
150 °C 12,0 —
Применение вакуумного деаэратора для .котельных на газообразном топливе 1—1,5 —
Отклонение содержания СО2 от оптимальной величины на 1% 0,6
Снижение горючих в уносе на 1% . . . 0,3—0,7 -—
Содержание 1% горючих в золе подмосковного бурого угля вызывает перерасход топлива 0,7
Возврат уноса н топку 2—3 —
Применение острого дутья 2,1—2,7 —
Замена ручной топки на топку с забрасывателями и неподвижной решеткой (для каменных углей) 4 . ,
Повышение зольности топлива на 1%: каменный уголь — 0,08—0,14
бурый уголь типа подмосковного . . — 0,04
Перевод котла с каменного и бурого угля на природный газ 6—10 —
Отклонение нагрузки котла в сторону уменьшения от номинальной на 10% изменяет потерю тепла в окружающую среду (для котла D=10 т/ч) .... 0,2
Отклонение нагрузки котлоагрегата в сторону увеличения от номинальной на 10% увеличивает потерю тепла с уходящими газами 0,5—0,6
Отложения накипи на внутренних поверхностях нагрева котла 1 мм . . . — 2
Расход пара на распыление мазута в мазутных форсунках — 2.5—4
Замещение 1 т невозврашенного с производства конденсата химически очищенной водой (только по количеству физически теряемого тепла) 0,02 т
условного топлива
Наименование мероприятий Экономия топлива, % Перерасход топлива, %
Наличие 1 '<•? неизолированного паропровода с давлением пара 5 кгс/см2 0,4 кг/ч
Парение через отверстие в 1 мм2 при абсолютном давлении 7 кгс/см2 . . . условного топлива 3,6 кг,'ч
Забор теплого воздуха из верхней зоны котельного зала на каждые 10 тыс. м3 0,013 т условного топлива
Уменьшение размера продувки на 1% (при отсутствии использования тепла продувочной воды) условного топлива 0,30
Установка обдувочного устройства для очистки наружных поверхностей нагрева 2—3 __
Работа котлоагрегата в режиме пониженного давления (с 13 до 5 кгс/см2) 6
Автоматизация процессов горения и питания котлов 1—4 —
Автоматизация работы вспомогательного оборудования •— водоподготовки, водо-питательной установки, различных насосов, деаэратора и т. п. — обеспечивает экономию 0,2—0,3
Наладка и эксплуатация котлоагрегата по контрольно-измерительным приборам не менее 3—5 —
ГЛАВА ПЯТАЯ
ПЕРЕВОД КОТЛОВ НА ГАЗООБРАЗНОЕ И ЖИДКОЕ ТОПЛИВО
5-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Перевод котлов на газообразное и жидкое топливо вызывает существенные изменения в работе котлов: резко увеличивается теоретическая температура горения, а следовательно, и температура факела, которая прямо пропорциональна теоретической температуре горения. Увеличение температуры факела приводит 8* 115
к увеличению теплоотдачи в топке, так как она пропорциональна температуре в четвертой степени. Для экранированных топок -перевод -на сжигание газообразного и жидкого топлива позволяет уменьшить коэффициент избытка воздуха и приводит к увеличению теплоотдачи, уменьшению температуры продуктов сгорания на выходе из топки, снижению температуры уходящих газов и повышению к. -п. д.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата, переведенного на газообразное и жидкое топливо, больше к. п. д. котлоагрегата на твердом топливе на величину потерь от механической неполноты сгорания. Увеличение к. -п. д. составляет не менее 8—10%, а нередко и значительно более.
Особенно существенно повышение к. п. д. в случаях перевода на газообразное и жидкое топливо старых котлов, работающих на твердом топливе с большими избытками воздуха. Перевод котлов с цепными решетками паропроизводительностью 10—20 т/ч на газообразное топливо обеспечивает повышение средних значений к. п. д. от т]бр=58—64% до 78—83%, т. е. в среднем на 20%. По данным ЦКТИ и БиКЗ паропроизводительность котлов ДКВР при работе на газообразном и жидком топливе увеличивается по сравнению с номинальной на 50% для котлов ДКВР-2,5-13, ДКВР-4-13, ДКВР-6,5-13, ДКВР-10-13 и на 40% для котлов ДКВР-20-13 и ДКВР-35-13.
При этом появляется ряд эксплуатационных преимуществ: возможность работы котлов в большом диапазоне изменения нагрузок, уменьшение расхода электроэнергии на собственные нужды, удлинение межремонтного периода, возможность широкого внедрения автоматизации процесса горения, улучшение условий труда и уменьшение числа обслуживающего персонала, снижение себестоимости выработки тепла, повышение культуры и санитарно-гигиенических условий эксплуатации котельных установок.
Экономия условного топлива в результате повышения к. п. д. котлоагрегата, переводимого на газообразное и жидкое топливо, может быть определена по формуле
1
Gn ^п.в) ____________
7 000
, mji, (5-1)
где (О—~к-п- д. котлоагрегата брутто на твердом топливе; (^Ра)г.м—к- п. д. котлоагрегата брутто на газообразном и жидком топливе:
(\Эг м > (5'2>
где <74 —потери тепла от механической неполноты сгорания, %
При переводе действующих котлов с твердого на газообразное и жидкое топливо должны быть выполнены: тщательная очистка внутренних поверхностей нагрева от накипи и шлама, а наружных от золовых отложений; футеровка топки должна быть очищена от шлака, который при работе на высококалорийном топливе оплавляется и может залить амбразуры горелок; газоходы очищаются от золы и сажи;
устройство в топке и газоходах котла взрывных клапанов, предназначенных для предохранения его от разрушительного воздействия взрывов газовоздушной смеси;
надежная изоляция нижней половины верхнего барабана, обращенного к топке и к камере догорания (котлы всех типов ДКВ и ДКВР, кроме ДКВР-20-13);
применение только короткофакельных горелок, чтобы факел не соприкасался со стенками топочной камеры;
проверка пропускной способности установленных на котле предохранительных клапанов на максимально возможную паропроизводительность и в случае необходимости замена их или установка дополнительных;
обязательное применение докотловой обработки питательной воды и устранение возможностей отложения накипи на поверхностях нагрева; независимо от давления в котле питательная вода должна отвечать требованиям норм;
замена кипятильных труб, износившихся на 30% и более;
сверление в шибере газохода для котлов, предназначенных к переводу на газообразное топливо, отверстия диаметром не менее 50 мм для предупреждения возможного скопления газовоздушной смеси в топке неработающего котла;
обязательное оборудование котлов автоматикой безопасности.
При переводе котлов на газообразное и жидкое топливо топочная камера часто оставляется почти без
изменения. В то же время не все топки одинаково приспособлены к эффективному сжиганию любого вида топлива. Поэтому следует производить проверку размеров топки и в случае необходимости приводить их в соответствие с новыми требованиями.
При переводе котла на сжигание газообразного и жидкого топлива без увеличения теплопроизводительности относительные количества подаваемого в топку воздуха и продуктов сгорания за котлом уменьшаются. Благодаря этому во многих случаях при связанном с переводом на газ или мазут повышении паропроизводи-тельности котлов в пределах до 135% существующие тягодутьевые машины и хвостовые поверхности нагрева могут быть сохранены.
5-2. ПЕРЕВОД КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА
Для варианта сохранения слоевых топочных устройств широкое применение получили схемы с подовыми и с вертикально-щелевыми горелка-м и. Преимуществом подовых горелок являются простота устройства, дешевизна, надежность и бесшумность работы, возможность перевода слоевых толок на сжигание газообразного топлива без значительных переделок. Подовые горелки обеспечивают равномерное поле температур в горизонтальном сечении топки и более низкую температуру стенок футеровки. Эти особенности подовых (щелевых) горелок позволяют удобно применять их не только для небольших котлов, но и для более крупных, паропроизводительностью до 35 т]ч. Горелки работают на газе среднего давления с принудительной подачей воздуха. Давление воздуха перед горелкой 60— 100 мм вод. ст. При коэффициенте избытка воздуха ст = = 1,15 обеспечивается устойчивое сжигание газа без существенных потерь <у3.
В последнее время широкое применение получили подовые двухтрубные горелки. Достоинством их по сравнению с однотрубными горелками является более активное участие воздуха в начальной стадии горения. На рис. 5-1 показана схема расположения газовых струй в двухтрубной горелке, а в табл. 5-1 приведены основные размеры их для котлов ДКВР (по данным Укргипроинж-проекта), паропроизводительность которых принята равной 135% номинальной.
Подовые горелки устанавливают над колосниковой решеткой. Для котлов с короткими решетками подовые горелки устанавливают параллельно оси котла; для длинных колосниковых или цепных решеток—перпендикулярно оси котла.
Рис. 5-1. Схема расположения газовых струй в двухтрубной подовой горелке.
Смесителем горелки является кирпичная щель. Иногда над щелью устанавливают различные .насадки, чтобы уменьшить высоту факела, стабилизировать горение и улучшить теплоотдачу в топке.
Таблица 5-1
Основные размеры подовых двухтрубных горелок
Давление газа перед горелками, мм вод. ст. Тип котла Расчетная паро-производите ЛЕНОСТЬ котла, т/ч Число горелок на котел, шт. Диаметр газораспределительных труб, мм Диаметр газовыпускных отверстий, мм Число газовыпускных отверстий одной горелки, шт. Длина щели, мм Длина огневой части горелки, мм
3 030 ДКВР-2,5-13 ДКВР-4-13 1 ДКВР-6,5-13 ДКВР-10-13 3,40 5,40 8,80 13,50 2 2 2/3«* 3 57X3,5 1,5* 1,7 1,9/1,6 2,0 128 158 202 196 I 300 1 600 2 050 2 000 1 260 1 560 2 000 1 940
* При давлении газа 2 503 .чм во д. ап. 'диаметры газовыпускных отверстий соответственно составляют 1,6; 1,8; 2,011,6 и 2,0 мм; при давлении газа 2 000 мм вод. ст.—1,6; 1,0; 2,1/1,7 и 2,2 мм.
•• Для котла ДкВР-6,5-13 в числителе указано число горелок при 2 гит. загрузочных дверок, а в знаменателе—число горелок при 3 шт. загрузочных дверок.
A-A
Б-Б
Рис. 5-2. Топочное устройство с цепной решеткой, приспособленное для сжигания природного газа.
На рис. 5-2 показан вариант переоборудования топки с цепной решеткой на сжигание газа с установкой подовых горелок с перекрытыми амбразурами. Колосниковая механическая решетка перекрывается несколькими рядами шамотных кирпичей для предотвра-
щения пережога колосников с уплотнением для устранения присоса воздуха в топку. Горелочная щель образуется кладкой из шамотного кирпича класса А первого сорта. Продукты сгорания выходят
из горелочного устройства в горизонтальной плоскости, омывая под
топки. В камере перекрытой амбразуры обеспечивается хорошее перемешивание воздуха и газа при высокой температуре, что способствует быстрому выгоранию горючих элементов. Воздушные короба секционного дутья и решетка используются без переделок [Л. 72].
Недостатком подовых горелок является невозможность быстрого перехода с сжигания газообразного на твердое топливо без демонтажа горелочных устройств.
Ленгипроинж проект разработал вертикальнощелевую горелку, приме-
няемую для экранирован- рн,с 5.3. Вертикально-щелевая ных водотрубных котлов, горелка.
которая по своей конст-
рукции близка к подовой, но устанавливается на боко-
вых стенах топки, что обеспечивает быстрый переход на
сжигание резервного твердого топлива.
Вертикально-щелевая горелка (рис. 5-3) представляет собой металлический короб 1, в который вмонтированы две газораспределительные трубки 2 с газовыпускными отверстия?»!!!. Трубки размещены вблизи канала смесителя, представляющего собой вертикальную щель, прорезанную в обмуровке боковой стены. Ширина щели принимается равной 80 мм, высота ее в зависимости от паропроизводительности котла составляет 600, 700 или 1 000 мм. Патрубок воздушного короба 1 присоединяется к воздуховодам от дутьевого вентилятора. На патрубке устанавливается ручная заслонка.
Горелка работает следующим образом: струйки газа, вытекающие из газовыпускных отверстий, поступают в поток воздуха, направляющегося в щель от дутьевого
Рис. 5-4. Компоновка котла ДКВР-6,5-13
Таблица 5-2
Основные размеры вертикально-щелевых горелок (рис. 5-3)
Пс.казатели Обозначение Тип котла
ДКВР-2,5-13 ДКВР-4-13 tn съ га § 1 ДКВР-10-13 ДКВР-20-13
Ширина боковой стенки короба, мм . А 600 700 700 750 600
Ширина фронтовой стенки, мм Б 400 400 400 400 400
Высота боковой стенки, мм В 670 670 770 I 090 1 090
Высота короба горелки, мм г 920 920 1 020 j 340 1 340
Размеры патрубка, мм ДУ,Е 200x400 200 x 400 200 x 403 250X400 250X400
Диаметр газораспределительных труб, мм — 42X3 42X3 42x3 48X3 57x3,5
Число газовыпускных отверстий, шт. . . . — 41 41 48 70 66
Диаметр газовыпускных отверстий, мм — 2,2 2,0 2,3 2,4 2,7
Шаг газогорелочных отверстий, мм.... — 1 14 14 14 14 15
Масса горелки, мм . . — 76,23 74,15 89,25 79,15 109,74
вентилятора. Смесь газа и воздуха поджигается раскаленными стенками щели. Горение происходит в пределах топочного .пространства при длине факела около 800 мм. Горелки работают устойчиво без отрыва .пламени от щели при давлении газа в диапазоне от 140 до
с вертикально-щелевыми горелками.
2 250 мм вод. ст. и при давлении воздуха от 100 до 130 мм вод. ст. При коэффициенте избытка воздуха ат = = 1,1 потеря с/з отсутствует.
В табл. 5-2 приведены основные размеры вертикально-щелевых горелок (по данным Ленгипроинжпроекта).
На котлах ДК.ВР-2,5-13 устанавливают по одной горелке на каждую сторону топки; на котлах ДКВР-443,
Рис. 5-5. Компоновка котла ДКВР-10-13 с вертикально-щелевыми горелками.
ДКВР-6,5-13 и ДКВР-10-13— по две горелки на каждую сторону топки; на котлах ДКВР-20-13 — по три горелки. Горелки располагают против имеющихся просветов экранных труб. Только на котлах ДКВР-4-13 и ДКВ-6,5-13 требуется демонтаж двух экранных труб для одной пары горелок. На котлах ДКВР-20-13 горелки устанавливают против просветов, образующихся при разводке восьми экранных труб и переносе шести рециркуляционных труб.
Для защиты конструкций котлов ДКВР-2,5-13, ДКВР-4-13 и ДКВР-6,5-13 от перегрева окна пневмомеханических забрасывателей и шуровочные отверстия закладывают огнеупорным кирпичом; на котлах ДКВР-10-13 и ДКВР-20-13 закладывают только окна пневмомеханических забрасывателей. Колосниковую решетку покрывают асбестовым картоном толщиной 5 мм, поверх которого засыпается бой огнеупорного кирпича размером кусков не более 100 мм при высоте засыпки 200 мм. В конце предтопка котлов ДКВР-10-13 и ДКВР-20-13 по всей ширине колосниковой решетки выкладывают стенку из огнеупорного кирпича.
На рис. 5-4 показана компоновка вертикально-щелевых горелок в котле ДКВР-6,5-13 с сохранением топки ПМЗ-РПК, а на рис. 5-5 компоновка горелок в котле ДКВР-10-13 с сохранением топки ПМЗ-ЧЦР.
5-3. ПЕРЕВОД КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
В большинстве случаев перевод котлов на сжигание мазута сопровождается демонтажем топочного устройства для твердого топлива, а освобождающийся объе.м нижней части топки используется для снижения теплового напряжения топочного объема (это снижение обычно не выходит за пределы, рекомендуемые нормами) .
Основным методом сжигания жидкого топлива является распыление его с помощью форсунок. От эффективности работы форсунок зависит качество перемешивания топлива с воздухом, своевременный прогрев и его воспламенение, дальнейший процесс горения в топке. Весь необходимый для горения воздух должен быть подведен к корню факела.
Форсунки устанавливают на фронтальной стенке котла. Обычно устанавливают не менее двух форсунок. Же-
3750
Рис. 5-6. Котел ДКВР-6,5-13 с топочной камерой для сжигания мазута и газа.
3*80*2Ю
лательно размещать их таким образом, чтобы расстояния от оси форсунок до боковых стен топки и ее пода были ne менее 1 м. Практика подтвердила недопустимость установки двух форсунок то одной вертикальной оси.
В случае применения ротационных форсунок допускается установка по одной форсунке на котел.
Если основным видом топлива является газ, а жидкое топливо используется в качестве резервного, применяют 126
комбинированные газомазутные горелки типов ГМГМ, ГМГ.Б, НГМГМ. Низконапорные горелки типа НГМГМ с воздушным распылением мазута обеспечивают возможность наиболее быстрого перехода с газа на мазут и наоборот. Совместное сжигание двух видов топлива неэкономично, так хак при этом возрастают потери тепла от химической неполноты сгорания.
На рис. 5-6 показан котел ДКВР-6,5-13 для сжигания жидкого и газообразного топлива. В топочной камере вместо решетки устанавливается шамотный под. В месте наиболее интенсивного излучения факела нижняя часть труб боковых экранов и их коллекторы закрыты огнеупорным кирпичом.
Коэффициент полезного действия котлоагрегата, переведенного на жидкое топливо, несколько ниже к. п. д. :за газообразном топливе за счет загрязнения наружных поверхностей нагрева (при сжигании мазута температура газов за котлами ДКВР на 50—80°C выше).
5-4. ПОВЫШЕНИЕ ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ КОТЛОВ
Иногда по условиям производства требуется значительное повышение паропроизводительности котельной и быстрый ввод котельной в эксплуатацию. При наличии в котельной зольного помещения, позволяющего увеличить топочный объем за счет опускания пода топки, возможна реконструкция котлоагрегатов, сопровождающаяся повышением паропроизводительности в 2—3 раза и более с одновременным повышением к. п. д.
На рис. 5-7 показан модернизированный котел ДКВР-6,5-13, паропроизводительность которого повышена до 20 т/ч. Реконструкция котла заключалась в следующем. За Счет опускания пода топки до уровня зольного помещения топочный объем увеличен до 53,7 л3; стены топочной камеры и потолок .полностью экранированы; радиационная поверхность топки составила при этом 79,3 ж2; боковые и фронтовой экраны включены в выносные циклоны, установленные с каждой стороны котла; малые боковые экраны и задний экран подключены к верхнему барабану, который укорочен до размеров нижнего. Перегородки в котельном пучке частично демонтированы, и он выполнен одноходовым; на фронтовой стене топки установлены в два ряда четыре ин-
Рис. 5-7. Модернизированный котел ДКВР-6,5-13 (повышение паропроизводительности до 20 т/ч).
Таблица 5-3
Характеристики модернизированного котла ДКВР-6,5-13 [Л. 73]
Наименование характеристик Расчетные F кспери-?/ента льные
Паропроизводительность, tn 'ч 20 20
Давление пара в барабане, кгс/сл/8 14 13,3
Температура пара, °C 194 191
Температура питательной воды, °C 100 95
Низшая теплота сгорания топлива, ккал/м3 . . 8 000 8 000
Температура воздуха, °C 30 16
Потеря тепла от химической неполноты сгора-
НИЯ, % 1,5 0,0
Потеря тепла с уходящими газами, % . . . . 7,97 7,1
Потеря тепла в окружающую среду, °/о ... 1,3 1,3
К. п. д. котлоагрегата, % 89,23 91,6
Расход топлива (природный газ), л3/ч .... 1 590 1 385
Тепловое^апряжение топки, тыс. ккалЦм3-ч) 273 206
Температура газов’за котлом, °C 390 388
Температура уходящих газов, °C 168 159
Поверхность нагрева стального водяного эко-
номайзера, м3 118 118
Поверхность нагрева чугунного экономайзера,
А!2 177 177
жекционные газовые горелки среднего давления. Реконструкция котла была выполнена в течение 3 мес. Характеристики модернизированного котла приведены в табл. 5-3.
На рис. 5-8 показан модернизированный с повышением паропроизводительности до 50 т/ч котел ДК.ВР-10-13. Увеличение паропроизводительности котла достигнуто путем следующих основных мероприятий: увеличение топочного объема до 94 л«3 за счет зольного помещения; устройство двух выносных предтопков и расширение топки; размещение на фронтовой и задней стенках предтоп-хэв по четыре горелки; глубокое экранирование топочной камеры — устройство одного двухсветного, четырех боковых, фронтового и заднего экранов; радиационная поверхность нагрева составила 137 м2; установка выносных сепарационных устройств циклонного типа для нижних боковых и двухсветного экранов; увеличение ширины газохода конвективного пучка до ширины топки и размещение в образовавшихся пазухах двух гладкотрубных экономайзеров кипящего типа с поверхностью нагрева 146,4 л/2, работающих как первая ступень подогрева пи-9—1 129
А-А
Рис. 5-8. Модернизированный котел ДКВР-10-13 (повышение паропроизводительности до 50 т/ч).
тагельиой воды; установка за котлом гладкотрубного экономайзера кипящего типа с поверхностью 128 ж2, работающего как вторая ступень нагрева питательной воды, и чугунного теплофикационного экономайзера поверхностью 1 180 л!2; замена внутрибарабанных сепарационных устройств более эффективными, состоящими из жалюзи и дырчатого листа.
Котел работает на газообразном топливе с 1967 г. с© следующими показателями: паропроизводительность 50 т/ч-, избыточное давление пара 14 кгс/см2-, коэффициент избытка воздуха за теплофикационным экономайзером 1,21; температура газов за котлом 426 °C и за экономайзером 141СС; потери тепла с уходящими газами 6,2% и от химической неполноты сгорания 0,0; к. п. д. котла около 93% [Л. 74].
ГЛАВА ШЕСТАЯ
СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ТЕПЛА В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ НАГРЕТЫМИ ПОВЕРХНОСТЯМИ
6-1. ТЕПЛОВЫЕ ПОТЕРИ НАГРЕТЫМИ ПОВЕРХНОСТЯМИ
Тепловые потери в окружающую среду нагретыми поверхностями оборудования и линиями коммуникаций достигают больших значений. По расчету через стенку неизолированной поверхности при температуре теплоносителя 150°C и температуре • окружающего воздуха в помещении 25 °C с 1 xt2 теряется 1 920 ккал/ч тепла; неизолированный вентиль (задвижка) с условным проходом 100 мм отдает в окружающую среду 600 ккал/ч тепла; потеря тепла неизолированной парой фланцев составляет 305 ккал/ч. В результате тепловых потерь понижаются параметры теплоносителя, выражающиеся для пара его частичной конденсацией. Например, количество конденсата на 1 м2 внутренней поверхности неизолированного паропровода при температуре окружающего воздуха внутри помещения 25 °C ориентировочно составляет 4 кг/ч при избыточном давлении 4—5 кгс/см2 и 6 кг/ч при давлении 13—15 кгс/см2.
Перерасход условного топлива на компенсацию потерь тепла в окружающую среду может быть подсчитан по формуле
ДВ=г= 700(hjs.y ’
где F — поверхность теплопередачи, м2\ q — количество тепла, теряемого 1 м2 нагретой поверхности в окружающую среду, ккал/(м2 • ч); цк.у—к. п. д. котельной установки.
Потери тепла в окружающую среду происходят за счет конвекции и излучения. Количество тепла, передаваемого в окружающую среду неизолированной нагретой повехностью в результате совместного действия этих процессов, определяется по формулам:
для плоских поверхностей
C]f — Ив ((нар—/в), /С/ССМ/(Л1” • Ч) ; (6-2)
для трубопроводов
<7,,=л^ав(г'иар—/в), ккал/(я -ч), (6-3)
где /иар — средняя температура наружной поверхности, °C; tB — средняя температура окружающего воздуха, °C; d — диаметр трубопровода, м; ав—суммарный коэффициент теплоотдачи, показывающий, какое количество тепла отдается нагретой поверхностью в окружающую среду одновременно конвекцией (ак) и излучением (ал) с 1 м2 в течение 1 ч при разности температур в 1 °C, ккал/ (ж2 • ч• °C).
Коэффициент теплоотдачи конвекцией с достаточной степенью точности определяется по формулам:
для вертикальных поверхностей
ак = 2,2 ]//нар — ts, ккал/(лг ч °C); (6-4)
для горизонтальных поверхностей
ак = 2,8 |;</пар — /в, к кал/(аг ч-°С); (6-5)
для цилиндрических поверхностей диаметром более 2 м _______
<zK = 1,43 V7пар — /в, ккал/(аг ч °C). (6-6)
Коэффициент теплоотдачи излучением
Г f 273 + _ V ( Ж + tB у)
С ( 100 J ‘ 100 )
а„~ —-------------------т----------— , кка.л/(мг-ч-0С),
^наР *в
(6-7)
где С — коэффициент излучения, определяемый опытным путем; он зависит от химического состава излучающей поверхности, цвета, характера поверхности и обработки 132
ее; для шероховатой штукатурки С=4,4—4,5; для стальной обшивки С=3,5—4,0; для абсолютно черного тела С=4,96 ккалЦм2- ч-°С).
Для .приближенных расчетов суммарный коэффициент теплоотдачи подсчитывается по формулам:
для плоских и цилиндрических поверхностей с диаметром более 2 м
ав = 8,4+ 0,06(/иар—/в), ккал/(м2-ч-°С); (6-8)
для цилиндрических поверхностей с диаметром до 2 м
ав = 8,1 +0,045(/нар—/в), ккал/(м2-ч-°С). (6-9)
Пример 6-1. Определить тепловые потери с 1 м2 неизолированной стенки ис 1м неизолированного паропровода диаметром 159 мм, если температура теплоносителя 150 °C, а температура воздуха в помещении 25 °C.
Коэффициент теплоотдачи по формулам (6-8) и (6-9) для плоской стенки а'® и трубопровода а"в:
а'в=8,4+0,06(150—25) =15,9 ккал/(м3 ч -°C);
а"в=8,1 + 0,045 (150—25) = 13,7 ккал/(ж2 • ч • °C).
Потеря тепла с 1 м3 поверхности по формуле (6-2):
</'=15,9(150—25) = 1 987 ккал/(м2 • ч).
Потеря тепла с 1 м трубопровода по формуле (6-3):
?"=3,14 • 0,159-13,7(150—25) =855 ккалЦм ч).
6-2. ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
Наличие в котельной установке больших нагретых поверхностей установленного оборудования и линий коммуникаций вызывает необходимость выполнения тепловой изоляции для уменьшения потерь тепла в окружающую среду- Тепловая изоляция уменьшает потери тепла не менее чем 85% тепловых потерь. Помимо экономии топлива, тепловая изоляция обеспечивает нормальные условия труда обслуживающего персонала, предохраняет от ожогов при соприкосновении с нагретыми поверхностями, предупреждает снижение температуры .уходящих газов в золоуловителях и дымососах ниже точки росы.
Годовая экономия условного топлива благодаря изоляции нагретых поверхностей определяется по формуле
7 000г,к.гГб0(Г’ т!г°д, (6-10)
где Qi —тепловые потери неизолированным объектом, ккал/ч-, Q2 — тепловые потери изолированным объектом, ккал/ч-, г — число часов работы объекта в течение года.
Тепловой изоляцией должны покрываться все объекты с температурой теплоносителя выше 45 °C. Обычно срок окупаемости затрат на устройство изоляции составляет 1—2 мес.
Необходимая толщина изоляции определяется либо из условия заданной (или предельно допустимой) величины тепловых потерь с единицы наружной поверхности, либо из условия предельной температуры наружной поверхности по санитарно-техническим требованиям. При расчете по допустимым тепловым потерям предварительно задаются температурой изолированной поверхности, определяют среднюю температуру слоя изоляции и по соответствующим таблицам находят коэффициент теплопроводности выбранного изоляционного материала. По температуре внутренней и наружной поверхности изоляции и по коэффициенту теплопроводности ее определяют толщину изоляции, после чего производят проверку температуры наружной поверхности изоляции и коэффициента теплопроводности. В случае расхождения с заданной температурой производят пересчет до совпадений температур заданной и полученной. Расхождения температур не должны превышать 1 °C.
При расчете по допустимой температуре наружной поверхности необходимая толщина слоя изоляции определяется по перепаду температур между его внутренней и наружной поверхностями. Используя найденную величину, находят тепловые потери в окружающую среду, по которым проверяют температуру на поверхности изоляции.
Толщина слоя изоляции по заданным или предельно допустимым тепловым потерям:
для плоской и цилиндрической поверхности с диаметром более 2 м
м, (6-11)
где ^ — коэффициент теплопроводности изоляционного слоя, ккалЦм • ч • °C); Аиз определяется по средней температуре изоляции; /вв — температура на внутренней поверхности изоляции, °C; поскольку термическое сопротивление теплопередачи от теплоносителя к стенке и самой стенки очень мало по сравнению с термическим сопротивлением изоляции, то температуру на внутренней поверхности изоляции принимают равной средней температуре теплоносителя; Л,;ф— температура на наружной поверхности изоляции, которая заранее неизвестна, но подбирается с последующей проверкой ее по формуле
^p = /B+^.L°C; (6-12)
для цилиндрической поверхности с диаметром менее 2 Л1
In А = (6-13)
._/ I. ? Of
нар—'«“Г п^Ив ’
(6:14)
где du d2— внутренний и наружный диаметры изоляции, м.
Толщина слоя изоляции по температуре на поверхности изоляции:
для плоских и цилиндрических поверхностей с диаметром более 2 м
S __ 413 Квн ^нар)
П3~ О-в Киар —<в)
, м, (6-15)
где ав — коэффициент теплоотдачи от поверхности изоляции к окружающему воздуху, ккал/(я2-ч-сС)',
для цилиндрической поверхности с диаметром менее 2 м
dj jp d 2 2КИЗ (/в11 — ^нар)
d\ di нв^1 КыаР ~ ^в)
(6-16)
Уравнение (6-16) решается путем подбора величины d2 и решения натурального логарифма выражения xinx.
Чтобы избежать чрезмерно больших толщин изоляции, следует применять изоляционный материал с малым коэффициентом теплопроводности.
При неправильно выбранной толщине изоляции, особенно для труб небольших диаметров, эффект ее будет
очень мал. Более того, возможны случаи, когда тепловые потери будут не уменьшаться, а возрастать. В котельных, как правило, применяется однослойная изоляция.
Количество тепла, передаваемого в окружающую среду изолированной плоской и цилиндрической поверхностью с диаметром более 2 м:
— ккал!(м2-ч). (6-17)
виз » 1
?из ая
Количество тепла, передаваемого в окружающую среду изолированной цилиндрической поверхностью диаметром менее 2 лг.
9——I гс 'f'1—’ ккал1(м'Ч)- (6-18)
Значение in находят по таблице натуральных логарифмов.
В табл. 6-'1 приведены нормы тепловых потерь для цилиндрического объекта и с 1 м2 плоских и криволинейных поверхностей при температуре окружающего воздуха в помещении 25 °C (за исключением оборудования, работающего .на отходящих газах: золоуловители, дымососы и газопроводы уходящих газов).
Потеря тепла в окружающую среду ограждающими конструкциями котлоагрегата в зависимости от температур внутренней поверхности и наружного воздуха
9=—1 ккалЦм? -ч), (6-19)
где /г — средняя температура на внутренней поверхности ограждающей конструкции, °C; при отсутствии в газоходе «холодных поверхностей» за температуру внутренней поверхности ограждающей конструкции принимают температуру горячих газов; экранирование топки и наличие в газоходах «холодных поверхностей» существенно влияют на температуру внутренней поверхности, снижая ее;
где 6 и ^—-соответственно толщина, м, и коэффициент теплопроводности, ккал/(м•ч -°C), отдельных слоев обмуровки. В табл. 6-2 приведены коэффициенты теплопроводности некоторых изоляционных и обмуровочных материалов.
Насыщенность котельной различными объектами предъявляе/спеняальные требования в отношении выбора теплоизоляционных материалов и их конструкций.
Для котлов, имеющих тяжелую обмуровку, являющуюся одновременно наружным ограждением тонки и
Таблица 6-1
Нормы тепловых потерь для изолированных поверхностей с 1 м длины цилиндрического объекта и с 1 м2 плоских и криволинейных - поверхностей при температуре воздуха в помещении 25 °C {Л. 65]
Наружный диаметр неизолированных Температура теплоносителя, *С
50 75 100 150 200 250 300 350
Труб, мм Потери тепла, ккал][м>ч), ккал}(м*’Ч)
10 7 12 18 30 . 41 53 64 76
20 10 16 23 37 50 64 77 90
32 12 20 28 43 58 74 90- 105
48 13 22 31 49 65 84 102 119
57 14 23 32 53 70 90 108 127
76 15 25 37 58 78 99 120 141
89 16 27 39 62 82 105 126 149
108 22 34 45 68 90 113 137 16V
133 27 40 53 76 101 120 152 176
159 31 45 60 84 112 140 166 192
194 35 50 66 93 124 153 182 212
219 38 52 70 100 132 165 196 227
273 42 59 78 ill 146 183 218 253
325 45 65 85 122 160 200 240 278
377 50 70 92 131 175 218 260 300
426 53 75 98 140 190 235 280 322
478 60 83 109 155 205 253 303 340
529 66 90 120 170 220 270 325 375
630 82 110 140 195 253 310 370 425
720 95 125 160 220 280 340 405 470
820 110 145 180 250 315 380 445 515
920 135 165 205 275 345 415 480 555
1 020 150 190 225 300 370 450 525 600
1 420 210 260 300 400 500 585 680 780
1 820 265 320 370 490 600 720 830 940
2 000 290 355 410 540 660 780 900 1 030
Плоская поверхность 50 58 65 80 95 109 124 138
Коэффициенты теплопроводности некоторых изоляционных и обмуровочных материалов
Наименование материала Предельная рабочая температура, °C Объемная масса, 1 кг!мА Коэффициент теплопроводности X, ккол
Асбестовый шнур . . . Асбозурит мастичный 400 700—900 0.120+0,0002 1сР
марки 600 900 600 0,14+0,00015 1сР
Совелитовые изделия . . 500 400 0,068+0,00016 ГсР
Совелитовая мастика Минераловатные прошив- 500 500 0,085+0,00009 1сР
ные изделия марки 200 Минераловатные формо- ванные изделия на органических связках (фенольных смолах) 600 240—250 0,048+0,00016 /сР
марки 150 Минераловатные изделия на неорганических 300 175 0,044+0,00017/ср
связках Стеклянная вата под на- 600 350—400 0,063+0,00017 /оР
бивку 450 200 0,047+0,00013/сР
Диатомовые изделия . . Штукатурка асбоцемент- 900 500 0,1+0,0002 t№
ная Огнеупорный шамотный 400 1 000 0,33 при 50 °C
кирпич 1 400 1 800—2 000 0,6+0,00055 /ер
Красный кирпич .... 600 1 600—1 800 0,4+0,00044 /ер
газоходов и тепловой изоляцией их, дополнительной изоляции не требуется.
Объектами тепловой изоляции этих котлов являются барабаны, коллекторы, опускные и подъемные циркуляционные трубы. На эти места должно быть обращено особое внимание, так как температура наружной стенки этих объектов соответствует температуре теплоносителя. В сумме эти оголенные поверхности представляют значительные площади и являются источниками больших потерь. Выступающие из обмуровки торцы барабана котла и часть открытой поверхности барабана изолируют совелитовыми плитами либо прошивными минераловатными матами. Лазы и люки барабана котла изолируют металлическими футлярами, заполненными асбестовыми или стеклоткаными матрацами. Коллекторы и камеры 138
экранов и экономайзеров изолируют мастичным совелитом, асбестовыми матрацами и стеклотканью.
Газопроводы котлоагрегата работают при температуре не выше 350 °C. Для облегчения их веса следует применять эффективные теплоизоляционные материалы. Газопроводы прямоугольной и цилиндрической форм изолируют прошивными минераловатными матами. Для крепления их широко практикуется приварка штырей, на которые нанизывают изоляционные изделия. Штыри подбирают таких размеров, чтобы над изоляционным слоем выступал конец штыря длиной 25 мм, который затем загибают для прочного закрепления изоляционного изделия. Наружная поверхность защищается покровным слоем.
Деаэраторы, подогреватели, сепараторы непрерывной продувки и баки работают нормально без вибрации, не требуют регулярного обслуживания, частой ревизии и ремонта, поэтому к изоляции этих объектов предъявляются требования долговечности и обеспечения нормальных температурных условий для обслуживающего персонала. Могут быть рекомендованы совелитовые плиты, плиты и маты минердловатные прошивные и на синтетической связке с защитным покровом. При расположении оборудования вне здания в качестве защитного покрытия применяют металлические кожухи.
На рис. 6-1 приведена конструкция крепления изоляции на стяжках вертикального аппарата диаметром более 500 мм.
Конструкция состоит из стяжного бандажа 1, стальной диафрагмы 5, горизонтальных колец из проволоки 2 и вертикальных струн 3. На кольца 2 крепятся стяжки 4. Бандаж 1 стягивается болтовыми соединениями 6. Крепления изоляции производят следующим образом: маты или плиты 7 укрепляют на поверхности объема перевязкой стяжек, пропускаемых наружу. По поверхности слоя маты или плиты стяжки перевязывают между собой. Расстояние между стяжками определяется шириной плит. Стяжки сплетают по толщине слоя изоляции.
Аналогичная конструкция крепления изоляции применяется для горизонтальных аппаратов.
Дымососы являются сильно вибрирующим оборудованием, поэтому теплоизоляционная конструкция должна иметь достаточную механическую прочность. Дымососы работают при температуре до 250 °C. Для изоляции могут применяться совели-т мастичный или минера-139
ловатные маты, усиленные металлическим каркасом. Штукатурный слой выполняют в зависимости от расположения дымососа: внутри помещения или снаружи; изолируют только корпус дымососа.
Рис. 6-1. Устройство крепления
изоляции стяжками.
Золоуловители работают при температуре 170— 250 °C. Для изоляции могут быть применены минерало-ватные маты и плиты полужесткие на синтетической связке.
Для трубопроводов пара при температуре теплоносителя до 350°C применяют теплоизоляционные материалы с прочным защитным покровом. Трубопроводы пара изо-140
лируют следующими материалами: для наружного диаметра до 32 мм применяют асбестовый шнур, полосы стекловатные, жгуты минер ал оват.ные в сетке или стеклоткани; для наружного диаметра от 32 до 76 мм — скорлупы диатомовые, совелитовые, цилиндры полые минераловатные на фенольной связке; для наружного диаметра от 89 до 273 мм — сегменты диатомовые, сегменты и скорлупы совелитовые, минераловатные полые цилиндры на фенольной связке, рулонная штапельная стекловата.
На П-образных компенсаторах может нарушаться сплошной изоляционный слой. Поэтому изоляция компенсаторов должна иметь специальные температурные швы.
Питательные трубопроводы эксплуатируются при температуре теплоносителя до 150°C, и их изолируют минераловатными изделиями на связках с защитным покрытием.
Вентили, задвижки, клапаны требуют регулярного надзора и частой смены- Наиболее рациональными кон-
i
1
Рис. 6-2. Съемная тепловая изоляция фланцевой арматуры.
струкциями изоляции для них являются матрацы минераловатные в асбестовой или стеклянной ткани, совелитовые сегменты или разборные металлические кожухи с теплоизоляционными вкладышами. Конструкция тепловой изоляции зависит от диаметра арматуры и типа ее.
На рис. 6-2 приведена конструкция съемной тепловой изоляции фланцевой арматуры. Покрытие выполне-
но из алюминиевых кожухов, состоящих из двух половинок и вкладышей из минераловатных матов. Соединение половинок кожуха производится бандажами с откидными замками.
Простейшим устройством тепловой изоляции фланцевых соединений является обертывание матрацем. Такая конструкция допускает быстрое оголение фланцевых соединений с повторным использованием изоляции. Изоляционные матрацы крепят стяжными бандажами или металлическим кожухом.
Для облегчения пользования методикой расчета тепловой изоляции и ее эффективности ниже приводятся примеры расчетов.
Пример 6-2. Определить годовую экономию условного топлива при устройстве тепловой изоляции парораспределительного коллектора. Температура пара /п=200°С. Диаметр коллектора d=325 мм, длина его 1=1,6 м. Температура воздуха в помещении /В=25°С. Число часов работы Т=7 200. Коэффициент полезного действия котельной установки т]н.у=0,84.
Коэффициенты теплоотдачи для неизолированного коллектора [по формулам (6-6) и (6-7)]:
«к = 1,43]/г200 — 25 =8,0 ккал/(м?-ч-°С);
Г/273 + 200Х4 / 273 4-25 у]
4 Ц 100 ) ( ) J
яд = 200 25 — 9,6 ккал/(м2 • ч • С) ,
ав =8,04-9,6= 17,6 ккалЦм? • ч • °C).
Потери тепла 1 м неизолированной поверхности коллектора по формуле (6-3)
(?2=3,14 0,325 • 17,6(200—25) =3 140 ккал/ч.
Годовая потеря тепла неизолированным коллектором
<2=3 140 • 1,6 • 7 200 • 10-6=36,2 Г кал/год.
Для изоляции коллектора применяют совелитовую мастику. Температура на поверхности изоляции принята 45 °C.
Средняя температура изоляционного слоя
200 4- 45
/из =----=^123 °с.
Для совелитовой мастики (табл. 6-2)
Хиз = 0.0854-0,00009- 123=0,096 ккал/(м • ч • °C).
Предварительно принята толщина изоляции 70 мм, т. е. =465 мм.
142
Но таблице натуральных логарифмов - In ^ = 0,358.
Коэффициент теплоотдачи в окружающую среду по формуле (6-9)
ав=8,1+0,045(45—25)=9,0 ккалЦм2 ч • °C).
Потери тепла с 1 м длины изолированного коллектора по формуле (6-18)
3,14(200 — 25) q == —Q geg------"i-----= 260 ккал (л-ч).
2-0,096+ 9,0-0,465
Толщина изоляционного слоя по формуле (6-13) d2 ( 200 — 45 \
1п = 2-3,14-0,096 ( —QgQ—1 = 0,359-
По таблице натуральных логарифмов d,
~ = ee,»”=l,43; d2 = 1,43d, = 1,43-0,325 = 0,465 м -= 465 льи. a,j
Толщина изоляции
465 — 325 8ИЭ — ——g------= 70 мм,
т. е. совпадает с принятой толщиной.
Проверка температуры на поверхности изоляции по формуле (6-14)
265
zh = 25 + 3> ]4 О1465^ = 45,0 ’С, т. е. совпадает с принятой температурой.
Годовые потери тепла изолированным коллектором
AQ = 1,6 • 260 • 7 200 • 10-6=3,2 Гкал!год.
Общая годовая экономия тепла
Q=36,2—3,2 = 33,0 Г кал! год.
Годовая экономия условного топлива
33,0-10’
А^ = 7000.0 84 =5-60 т/год.
Пример 6-3. Определить годовую экономию топлива при изоляции корпуса аппарата совелитом. Диаметр корпуса — 2 Длина — 3 м. Температура стенки 7Ст = 143°С. Температура на поверхности изоляции /и.ч=36°С. Температура окружающего воздуха /Е=20°С. Поверхность нагретой части аппарата /7=22 м2. Коэффициент по-
143
лезного действия котельной установки i]K,y=0,84. Число часов работы т=7 200.
Коэффициент теплоотдачи от наружной неизолированной поверхности аппарата к воздуху по формуле (6-8)
ав = 8,4+0,06(143—20) = 15,8 ккал!(м2 ч-°С).
Потери тепла 1 .и2 неизолированной стенки по формуле (6-2)
91 = 15,8(143—20) = 1 943 ккал/(м2 • ч).
Средняя температура изоляции
143 4-36 tB3 =----— = 89,5 °C.
Для совелита
Zns=0,068+ 0,00016 • 89,5=0,082 ккалЦм-ч• °C).
Коэффициент теплоотдачи от наружной изолированной поверх-яости к воздуху по формуле (6-8)
а„=8,4+0,06(36- —20) =9,4 ккалЦм2 ч °C).
Толщина изоляции по формуле (6-15)
. 0,082 (143 — 36)
8из= 9,4 (36 — 20) ^0>06 м'
Потеря тепла 1 .ад2 поверхности изоляции по фофмуле (6-17)
143 — 20
9г= Дрбб-----Г" 150,0 ккалЦм2 ч).
0Д82 + 9Д
Относительное уменьшение потерь тепла
11.943 _ ?rw=13,0 раз-
Проверка температуры на поверхности изоляции по формуле (6-12)
150,0
^ = 20+ -д-г = 36,0°С,
т. е. совпадает с заданной температурой.
Экономия тепла на 1 .ад2 поверхности стенки корпуса аппарата
91—9г=1 943—150,0=1 793 ккалЦм2 • ч).
Экономия тепла за счет изоляции аппарата
Q=22 • 1 793= 39 446 ккал)ч.
Годовая экономия условного топлива
39 446-7 200.10-3
7 000-0,84----=48>5 m'wd-
Пример 6-4. Определить годовую экономию условного топлива от изоляции сборника конденсата. Температура конденсата tK= =95 °C. Температура на поверхности изоляции ГПа=33°С. Допустимые потери тепла <у=65 ккал/(м2- ч). Поверхность изоляции Н=* = 32 м2. Материал изоляции — маты минераловатные на фенольной связке. Температура окружающего воздуха 1В=25°С. Число часов работы т=7 200. К- п. д. котельной установки т)к.у=0,84.
Средняя температура изоляционного слоя
Для минераловатных матов
ХИ3=0,044+0,00017 • 64=0,055 пкалЦм • ч • °C).
Толщина изоляции по формуле (6-11) /95______________________33 \
ёиз = 0,055 ( —6g— 1 = 0,052 м = 52 мм-
Проверка температуры
а,=8,4+0,06(33—25)=8,9 ккалЦм2 ч °C); 65
fH = 25-|- у д= 32,3°C,
т. е. близко совпадает с принятой температурой.
Годовые потери тепла изолированной поверхностью
<Э'ГОД=32 • 65 7 200 • 10-в=45,0 Гкал)год.
Потери тепла неизолированной поверхностью (25 м2): ав =8,4+0,06 (95—25) = 12,6 ккал[(м2 • ч • °C);
<Э"Г0Д= 12,6(95—25)25 • 7 200 • 10“6 = 159 Гкал1год.
Экономия тепла в год
Д(?год = 159—15,0=144,0 Гкал!год.
Экономия условного топлива
144,0-Ю3
ДВ== 7 000-0,84 =24-5 т/год.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ОПТИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ
КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
7-1. ОБЩИЕ ЗАМЕЧАНИЯ
Наиболее эффективными мероприятиями по улучшению работы котельной являются такие, которые, не требуя каких-либо капитальных вложений на ее реконструкцию и переоборудование, позволяют в резуль-
145
тате их осуществления достичь значительной экономии топлива.
Общая экономичность котельной при каждом режиме работы в значительной мере зависит от правильного выбора рабочих агрегатов и целесообразного распределения между ними общей нагрузки. Каждый котел работает с переменным к. и. д., обычно снижающимся при недогрузке и форсировке, и поэтому следует избегать работы нескольких котлов с резко сниженной нагрузкой или отдельных котлов с повышенной нагрузкой. Каждый котлоагрегат должен быть загружен так, чтобы тепловая экономичность при данной нагрузке была бы наивысшей.
7-2. ЭКОНОМИЧНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК МЕЖДУ КОТЛОАГРЕГАТАМИ
В практике работы котельных правильному распределению нагрузок между котлоагрегатами не всегда уделяется должное внимание, в связи с чем вполне доступная экономия топлива часто не реализуется и средние эксплуатационные удельные расходы топлива остаются завышенными-
Экономичное распределение нагрузки между работающими котлами может производиться:
методом поддержания наибольшего к. п. д. котлоагрегатов, при котором производится последовательная загрузка наиболее экономичных из агрегатов до полной их производительности, а затем — менее экономичных;
методом загрузки котлоагрегатов пропорционально их номинальной производительности (котлы, имеющие одинаковую производительность, загружаются поровну);
методом равенства относительных приростов расхода топлива.
Наименьшие удельные расходы топлива достигаются при распределении нагрузок между котлами методом равенства относительных приростов расхода топлива.
Рассмотрим этот метод подробнее (Л. 64, 67].
Для каждого котлоагрегата может быть построена расходная характеристика, представляющая собой графическую зависимость количества произведенного пара (тепла) от расхода топлива. Характеристика должна быть определена экспериментально при работе котлоагрегата с нормальными параметрами при исправном состоянии оборудования.
Расходные характеристики котлоагрегатов № 1 и 2, приведенные в качестве примера на рис. 7-1, можно выразить в виде функциональных зависимостей
и B2=f(D2).
(7-1)
где Bi, Вг — часовой расход топлива соответственно котлом № 1 и 2; Di, D2 — часовая паропроизводительности (теплопроизводитель-ность) этих котлов.
Котлоагрегат №1
Рис. 7-1. Расходные характеристики котлоагрегатов.
^2 — номинальные п^изводигельносгР
котлоагрегатов;
В” .6*J— номинальные расходы топлива; # — расходы
12 Xj Лд
топлива при нахождении котлоагрегатов в горячем резерве.
Суммарная выработка пара (тепла) в единицу времени двумя котлами составляет £>£. Если котел № 1 загружен до величины выработки пара (тепла) Dlt то загрузка агрегата Xs 2 составит £>2=DS—Dt. Следовательно, зависимости (7-1) могут быть переписаны в виде = f (Oj) и В2 =f(Dz—Di).
Суммарный расход топлива иа два агрегата составит:
Bs = B1 + B2 = f(DI) + f(Z7E-B1). (7-2)
Для того чтобы расход топлива В,_ был наименьшим, необходимо, чтобы первая производная ©уммы в правой части уравнения (7-2), взятая по нагрузке любого из котлов, равнялась нулю, а вторая производная была положительной. Последнее условие при вогнутой форме расходных характеристик (рис. 7-1) выполняется само собой.
Таким образом, условие минимума величины суммарного расхода топлива Bv можно получить в результате дифференцирования выражения (7-2), например, по Dt, г. е.
dBi dB2 dB, dBi dDz_(}. dDt “ dDi+ dDt ~ dDi+ dDi dDt =
(7-3)
10*
147
Производная dD2'dDi может быть определена из условия, что Di + Ь2 = = const, следовательно, d.D, -j- dD2 = 0. Разделив по-
следнее выражение на dDt, получим l+dD2ldDi=0 илиd£>2/d£>i=—1-
Подставляя в правую часть выражения (7-3) dD2[dDi=—1 получаем:
Это выражение показывает, что для получения минимального суммарного расхода топлива каждый из котлов должен нести такую нагрузку, при которой наклон касательной к характеристике одного агрегата равен наклону касательной к характеристике другого агрегата, или tgai=tga2 (см. рис. 7-1).
Производные в выражении (7-4) можно заменить отношениями приращений АВ и AD, тогда вместо (7-4) получим условие минимального суммарного расхода топлива котельной в виде
Величину, характеризующую удельный прирост расхода топлива (удельный дополнительный расход топлива) ДВ1 и ДВ2, отнесенный к дополнительной производительности котлов ADi и ADZ, принято называть относительным приростом расхода топлива.
Из условий наибольшей экономичности котельной установки {см. (7-5)] вытекает требование такого распределения нагрузки между котлами, чтобы относительные приросты расхода топлива, приходящиеся на увеличение нагрузки котла (например, в 1 т/ч), были бы одинаковые.
Рассмотрим основные частные случаи для получения практических выводов из сформулированного правила наивыгоднейшего распределения нагрузки между двумя котлоагрегатами. Эти выводы могут быть распространены на любое количество установленных котлов.
Если котлоагрегаты одинаковы, то у них общая характеристика B=f(D), т. е. для выработки одного и того же количества пара (тепла) D каждым котлоагрегатом потребуется одинаковый расход топлива В, и соотношение (7-5) выдерживается. Следовательно, между одинаковыми котлоагрегатами суммарная нагрузка должна распределяться поровну-148
Рис. 7-2. Эквидистантные расходные характеристики котлоагрегатов (обозначения см. рис. 7-1).
Это же правило распространяется на котлоагрегаты с эквидистантными характеристиками 1 и 2 (рис. 7-2), т. е. с такими характеристиками, у которых наклоны касательных в точках, соответствующих равным значениям производительности (Di = D2), равны и которые отличаются только значениями количества топлива (Вх1, Вх2), расходуемого котлоагрегатами при нахождении их в горячем резерве без выдачи пара (тепла).
В общем же случае, как указывалось, котлам с различными характеристиками дают нагрузку так, чтобы относительные приросты расхода топлива были одинаковыми для всех котлов при любых нагрузках. Выгодное распределение нагрузки между работающими котлами достигается также при нагрузке в первую очередь агрегата с минимальным относительным приростом расхода топлива. Возможны случаи, когда котельный агрегат с более низким к. п. д. может в некоторых пределах его нагрузок иметь меньший относительный прирост расхода топлива, чем более экономичный котлоагрегат: в этих пределах на него и следует передавать соответствующие нагрузки.
Правило распределения общей нагрузки между котлами с соблюдением равных относительных приростов расхода топлива, помимо вогнутых расходных характеристик, применимо также [Л. 64] для случаев, когда одна из них вогнутая, а другая прямолинейная или выпуклая, но кривизна последней в сопряженных точках1 меньше кривизны вогнутой расходной характеристики. В этих случаях также обеспечивается соблюдение необходимого условия для получения минимума суммарного расхода топлива, т. е. не только первая производная суммарного
1 Сопряженными точками называют точки расходных характеристик различных котлов, обладающие одинаковыми значениями относительных приростов расхода топлива.
расхода топлива по нагрузке одного из котлов равна нулю, но и вторая производная .положительная.
Если характеристики котлоагрегатов выражаются прямыми линиями с различным наклоном, то распределение нагрузки между котлами по методу равных относительных приростов неприменимо, поскольку в этом случае каждый из агрегатов имеет постоянный относительный прирост расхода топлива и эти приросты не равны. В этом случае для достижения минимума расхода топлива котлоагрегат с меньшим наклоном характеристики должен быть загружен до полной производительности, а остальную часть нагрузки принимает котлоагрегат с более крутой характеристикой.
При невозможности или сложности применения метода равенства относительных приростов расхода топлива пользуются двумя другими, рекомендованными выше, методами распределения нагрузки между котлами — по принципу наибольшего к. п. д. или пропорционально производительности котлов. На рис. 7-3,а для котлов с номинальной производительностью № 1—10 и № 2—4 т/ч нанесены характеристики расхода топлива (В), линии к. п. д. (г]) и кривые относительных приростов расхода топлива =в зависимости от паропроиз-водительности. Сплошные линии относятся к котлу № 1, а пунктирные — к котлу № 2.
Пользуясь кривыми относительных приростов, можно определить наивыгоднейшее распределение нагрузки между агрегатами котельной. Например, сечение I2—В в точках /2 и 11 равных относительных приростов расхода топлива показывает, что при нагрузках котла № 1 в 9,7 т/ч и котла № 2 в 3,6 т/ч наивыгоднейшим образом обеспечивается общая нагрузка котельной в 13,3 т/ч; сечение 22—21 показывает, что паропроизводительность котельной в 15 т/ч следует распределить между котлами № 1 и 2 соответственно в 10,8 и 4,2 т/ч и т. д.
Таким образом, можно составить таблицу распределения нагрузки между котлами для разных производительностей котельной. Эту зависимость между общей , производительностью котельной и нагрузкой отдельных котлов можно представить и графически (рис. 7-3,6).
Этим же методом можно определить наивыгоднейшее распределение общей нагрузки котельной между котлами при установке 3, 4 и более агрегатов.
Рис. 7-3. Распределение нагрузки между котлоагрегатами.
Необходимо отметить, что расчеты по определению экономической нагрузки котлов должны корректироваться техническими ограничениями и практической целесообразностью.
Например, при работе на мазуте или газе котлоагрегат не может нести нагрузку менее 10—15% номинальной, так как при меньшей нагрузке работа котла становится неустойчивой, пламя может затухать. Работа котлов ДКВР, оборудованных слоевыми топками, с нагрузкой менее 20% номинальной не рекомендуется. Должен также учитываться расход электроэнергии на собственные нужды котлоагрегатов, так как его величина может оказать существенное влияние на экономичность работы.
Нужно также принимать во внимание расход топлива на розжиг котлоагрегата после его останова. Вопрос о целесообразности останова котла при временном снижении нагрузки решается при сопоставлении возможной экономии топлива ;за период выключения котлоагрегата с расходом топлива на розжиг его при пуске. Растопка дополнительных котлоагрегатов оправдывает себя, если общая экономия топлива при этом превысит величину пусковых потерь; при недостаточной производительности работающих котлов пуск дополнительных агрегатов неизбежен-
В табл. 7-1 даны расходы условного топлива на растопку, зависящие от поверхности нагрева и длительности перерыва в работе котла. В этой таблице приведены котлы поверхностью нагрева до 500 м2\ для больших котлов можно принять, что расход топлива на растопку после суточного останова приблизительно равен двухчасовому расходу топлива на котел при его полной нагрузке.
Таблица 7-1
Расход условного топлива на растопку котла, кг
Поверхность нагрева котла, Длительность останова, ч
2 6 12 18 24 48 Свыше 48
До 50 10 25 50 75 100 200 300
100 17 50 100 150 200 400 600
200 34 100 200 300 400 800 1 200
300 52 150 300 450 600 1 200 1 800
400 68 200 400 600 800 1 600 2 400
500 85 250 500 750 1 000 2 000 3 000
Необходимо также при решении вопроса об останове котлоагрегата учитывать, что при непрерывной работе износ его меньше и затраты на ремонт также уменьшатся; учитывается в отдельных случаях -при включении котла также необходимость в дополнительном эксплуатационном персонале.
В каждой котельной должно быть составлено расписание, которым следует руководствоваться для экономичного распределения нагрузки между котлоагрегатами и очередности их розжига и остановки.
7-3. ПОДДЕРЖАНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ВЫРАБАТЫВАЕМЫХ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ
Отклонение параметров воды и пара, вырабатываемых котельными, от номинальных значений, диктуемых потребителями, отрицательно влияет на экономичность работы котельных установок, а часто и на технологические процессы производства у потребителей.
При использовании в отопительно-вентиляционных системах в качестве теплоносителя горячей воды для поддержания постоянной внутренней температуры отапливаемых помещений применяют, как правило, качественное регулирование, при котором расход воды при всех режимах остается постоянным, а температура ее в тепловой сети изменяется по графику в зависимости от температуры наружного воздуха. На технологические нужды расходуется вода постоянной температуры.
Повышение температуры сетевой воды сверх необходимой по графику приводит к перерасходу тепла на отопление помещений (перетопу) на 1,5—2% на каждый градус избыточной температуры; понижение связано с уменьшением внутренней температуры отапливаемых помещений, что также недопустимо.
Графики температур воды в тепловых сетях отопительно-вентиляционных систем могут составляться по специальным расчетным формулам или с помощью готовых графиков, выполненных для различных параметров воды в сети и разных расчетных температур наружного воздуха для отопления. Примерный график температур воды в тепловых сетях отопительно-вентиляционных систем при расчетной температуре наружного воздуха для отопления минус 26 °C и максимальной температуре воды, в подающей магистрали равной 130°C, а в обратной линии 70 °C, изображен на рис. 7-4. На графике пункти-
Рис. 7-4. Примерный график температур воды в тепловой сети.
расходу тепла на отопление
ром показана температура сетевой воды при наличии горячего водоснабжения.
Для экономичности работы котельных установок давление и температура выдаваемого пара также должны поддерживаться определенных параметров, необходимых потребителям. Так, при снижении температуры пара расход его при перегреве до 70 °C увеличивается на 3,2%, а при перегреве свыше 70 °C — на 2,6%. Подача к молотам и другому технологическому оборудованию пара с повышенными параметрами недопустима по условиям работы этого оборудования.
Изменение давления пара, выдаваемого котлами для отопительно-вентиляционных нужд, недопустимо ввиду возможного расстройства отрегулированных систем. Кроме того, увеличение давления пара приведет к пере-помещений, а уменьшение
повлияет на снижение внутренней температуры в них.
Работа паровых котлов с пониженным давлением приводит к снижению их к. п. д. из-за необходимости уменьшения температуры подогрева питательной воды в экономайзере и меньшей из-за этого возможности использования тепла уходящих газов.
При изменении давления пара объем его значительно меняется. Так, при снижении давления с 14 до 10 кгс/см2 объем насыщенного пара увеличится в 1,38 раза, а до 7 кгс!см^ — почти вдвое. Это повлечет за собой рост скорости пара в барабане и сепарационных устройствах котла, вследствие чего повысится количество уносимых частиц воды, т. е. влажность пара. При повышенной влажности пара могут возникнуть гидравлические удары в трубопроводах и паропотребляющих аппаратах, а также несколько уменьшится энтальпия насыщенного пара.
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛА НЕПРЕРЫВНОЙ
ПРОДУВКИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
8-1. ПОТЕРИ ТЕПЛА С ПРОДУВОЧНОЙ ВОДОЙ
Потери тепла с водой непрерывной продувки паровых котлов, особенно при большой добавке и высоком солесодержании химически очищенной воды в систему питания, достигают ощутимой величины. При избыточном давлении пара 10—13 кгс/сж2, наиболее распространенном в отопительно-производственных котельных, каждый процент продувки, если тепло ее не используется, увеличивает расход топлива примерно на 0,30%, а при давлении 23 кгс/см2 на 0,36%. Еще нередко встречаются котельные, в которых тепло продувочной воды используется недостаточно.
Расход топлива, обусловленный продувкой (в процентах к общему расходу топлива котельной), если ее тепло не используется, может быть определен по формуле
ДЬ------~ *и.») о / > ш п
'п-^.в + 0,01рП(ы.в-^.в) ’ /о 1° V
где рП — продувка в процентах от паропроизводительности; in, iK.B — энтальпии (теплосодержание) пара и котловой воды, ккал!кг-, tn.B — температура исходной воды на вводе в котельную, °C; /п.в — температура питательной воды перед экономайзером, °C.
При максимально допустимой расчетной величине продувки по сухому остатку 10%, установленной для котлов с давлением до 13 кгс/см2 нормами [Л. 4], и отсутствии использования тепла продувочной воды потери топлива могут превысить 3% общего расхода.
Однако и при обычном использовании тепла продувочной воды теряется тепло более высокого потенциала, чем используется. Из котлоагрегата отводится тепло при потенциале, соответствующем 'процессу получения свежего пара, а используется тепло при значительно более низком потенциале, соответствующем давлению пара в сепараторе. Используемое тепло продувочной воды имеет всегда меньшую энергетическую ценность, чем тепло котловой воды- Таким образом, в первую очередь целесообразно добиваться минимально возможной про-155
(8-2)
дувки путем сокращения потерь пара и конденсата (см. гл. 9) и улучшения водного режима котлов.
В условиях эксплуатации даже при наличии в котельной устройств для использования тепла продувочной воды (сепараторы, теплообменники) часто имеют место недопустимо высокие потери тепла. Причинами этого являются самопродувка, вызываемая неплотностью продувочной и спускной арматуры, отсутствие оперативного систематического контроля и регулирования величины продувки соответственно нагрузке котла, загрязнение поверхностей нагрева теплообменников и др.
Годовая потеря условного топлива при отсутствии использования тепла продувочной воды определяется по приближенной формуле
100-7 ОООт^р,
где- DK — установленная паропроизводительность котельной, т/ч; т — годовое число ч'асов использования установленной паропроизводительности котельной, ч; т)**’ — среднегодовой эксплуатационный к. п. д. котельной установки. Остальные условные обозначения были даны выше.
Пример 8-1. Подсчитать годовую потерю условного топлива в отопительно-производственной котельной при отсутствии использования тепла продувочной воды в следующих условиях: £>к=27 т/ч-, т=4 800 ч- />п=7,5%; »к.в=|197,3 ккал]кг; /и.в = 1о°С; т;®Ру=0,75. Годовая потеря топлива по формуле (8-2)
27-4 800-7,5(197,3— 15) = 100-0,75-7000 —338 «г,
что составляет около 2,4% годового расхода топлива котельной.
Продувка парового -котла производится с целью ограничения солесодержания котловой воды и удаления взвешенных веществ, что необходимо для выработки чистого пара. Это осуществляется в большинстве случаев непрерывной продувкой. Для удаления грубого шлама, оседающего в нижних барабанах и коллекторах экранов, применяется периодическая продувка, * проводимая обычно 1 раз в смену. Непрерывная продувка не исключает необходимости регулярного проведения периодической продувки. В отдельных случаях (см. ниже) ограничиваются устройством только периодической продувки.
1KC
Для непрерывной продувки отбор воды производится из верхних барабанов, из солевых отсеков и выносных циклонов при ступенчатом испарении. Ранее считалось обязательным водозаборный коллектор непрерывной продувки размещать как можно ближе к зеркалу испарения с устройством специальных щелевых насадок, однако в настоящее время это требование большинством специалистов не поддерживается, так как исследования показали, что состав котловой воды в различных точках циркуляционного контура котла почти одинаков [Л. 271-Исключение представляют участки, непосредственно примыкающие к вводам питательной воды в барабан, в связи с чем заборный коллектор непрерывной продувки максимально удаляют от этих участков и парогенерирующих труб. Отбор воды для периодической -продувки производится из нижних точек циркуляционного контура барабанного котла.
Естественным путем сокращения тепловых потерь с продувочной водой является снижение величины продувки. Для этого, кроме сокращения потерь конденсата, рекомендуется улучшение сепарации пара, что достигается устройством внутрибарабанных циклонов, ступенчатого испарения, ступенчатого испарения с выносными циклонами. Так, применение двухступенчатого испарения с механическими внутрибарабанными сепарационными устройствами для котлов типов ДКВР, ДКВ и КРШ позволяет увеличить сухой остаток когловой воды с 3 000 до 6000 мг/кг по сравнению с такими устройствами без ступенчатого испарения (табл. 8-1) и примерно вдвое уменьшить величину продувки. Применение двухступен-
Таблица 8-1
Расчетный сухой остаток котловой воды для котлов типов ДКВР, ДКВ и КРШ с учетом нагрузки котлов до 150% номинальной [Л. 4]
Тип сепарационного устройства Сухой остаток, мг[кг (не более)
Механические внутрибарабавные сепарационные
устройства 3 000
То же с применением внутрибарабанных циклонов . . Двухступенчатое испарение и механические внутри- 4 000
барабанные сепарационные устройства 6 000
Двухступенчатое испарение с выносными циклонами 10 000
чатого испарения с выносными циклонами позволяет увеличить сухой остаток котловой воды до 10000 мг/кг и соответственно уменьшить величину продувки почти в 3,5 раза.
Снижение величины продувки может быть достигнуто также применением схемы водоподготовки, обеспечивающей уменьшение солесодержании котловой воды, что, однако, связано с значительным усложнением и удорожанием установки. Применение одного или ряда перечисленных методов .предусматривается в нормах как обязательное в тех случаях, когда расчетная величина продувки по сухому остатку превышает 10% паропроизводительности котельной для котлов с давлением до 13 кгс/сл;2, 7 и 5% соответственно для котлов с давлением 14—20 и 20—39 кгс/см2.
При выборе способа и схемы продувки паровых котлов руководствуются указаниями (Л. 4], согласно которым степень .использования тепла продувочной воды определяется в зависимости от величины расчетной продувки котлов, а именно:
при общей величине расчетной продувки по котельной менее 0,5 т/ч, при которой поддержание допустимого солевого состава котловой воды, как правило, обеспечивается периодической продувкой, целесообразность устройства непрерывной продувки должна быть определена технико-экономическим расчетом;
при величине продувки более 2% паропроизводительности котельной и при условии, что продувка превышает 0,5 т/ч, кроме периодической, должна предусматриваться непрерывная .продувка;
При величине непрерывной продувки от 0,5 до 1 т/ч рекомендуется использование части тепла продувочной воды — отсепарированного пара путем установки сепаратора непрерывной продувки;
при величине непрерывной продувки более 1 т/ч тепло продувочной воды используется путем установки сепаратора непрерывной продувки и теплообменника.
Для выбора способа продувки приближенно подсчитывается величина продувки котлов по сухому остатку по формуле, основанной на уравнении баланса солей:
7о. (8-3)
°к.в °х где Sx — сухой остаток химически . очищенной воды, мг/кг\ Sk.b — расчетный сухой остаток котловой воды, 158
'К.В
(8-5)
жг/кг, принимаемый по данным завода-изготовителя котла или по нормам [Л. 4], см. также табл. 8-1 и 8-2; Пк — суммарные потери пара и конденсата в долях .паропроизводительности котельной.
Способ продувки выбирают по величине продувки по сухому остатку, руководствуясь указаниями, приведенными выше. Затем рассчитывается количество котловой воды £>н.п, удаляемой из котла при непрерывной продувке, по формуле
«/«. (8.4)
где р — доля пара, отсепарированного в сепараторе непрерывной продувки, определяемая по формуле
^к.в “ ^е.в ^с.п ~ ^с.в
где 1*к.в, ^с.в, /с.п — энтальпии котловой воды, отсепариро-ванных .воды и пара, ккал/кг (см. прилож. 9).
Значения ic.B и zc.n принимают по таблицам водяного пара при давлении в сепараторе непрерывной продувки (которое принимается от 0,2 до 0,7 кгс/сл;2)- Большая величина относится к котельным, в которых применены барботажные деаэраторы. Затем уточняется величина продувки по формуле
рп=^^2-, о/о, (8-6)
и подсчитывается количество пара, выделяющегося в сепараторе непрерывной продувки:
Рс.п=₽7)н.п, т/ч. (8-7)
Необходимый объем парового пространства сепаратора определяют по формуле
Усп = Г°00^с-пХ , м3, (8-8)
где р — плотность насыщенного пара при давлении в сепараторе, кг/м3; х-—степень сухости пара, принимают равной 0,97; w — допустимое напряжение парового пространства сепаратора, принимают 700—1 000 м3/(м3 • ч).
Подбор сепаратора из числа выпускаемых заводами производят по каталогу с учетом увеличения объема, подсчитанного по формуле (8-7), на 20—30%.
Таблица 8-2
Расчетный сухой остаток котлозой воды для котлов низкого давления (до 13 кгс/см-) старых типов с пароперегревателями, г/кг (по рекомендациям МО ЦКТИ)
Тип сепарационных устройств Среднее паровое напряжение барабанов котла, выдающих пар» м^м'-ч.)
Менее 300 301—500 501—700 701—1 000 I 001—1 500 Более 1 50®
Внутрибарабанные сепа рационные устройства с применением обычных элементов (дырчатый потолок, дроссельная стенка, отбойные щитки, циклоны и т. п.) <8 4—6 2—4' 1,5—2 0.5—1,5 <0,5
Двухступенчатое испарение (внутрибарабанные отсеки, сепарационные устройства по п. 1, без промывки пара) <12 7—12 5—7 3—5 1,5—3 <1,5
Ступенчатое испарение с выносными циклонами и с сепарационными устройствами по п- 1 или с устройствами для промывки пара питательной водой .... <16 10—14 8—10 5—8 3—6 <3
Объем парового пространства сепаратора непрерывной продувки можно также определить по номограмме инж. К. И. Алексеева (рис. 8-1), составленной для на-
р'аб — абсолютное давление пара в котле, кгс]ся?; абсо-
лютное давление пара в сепараторе, кгс!см?; рп — величина продувки котла, %; 2>к — паропроиз во дител ьность котла (котельной), т/«; d — количество отсепарированного пара, получаемого из 1 кг продувочной воды, кг/кг; Dc п—количество отсепарированного пара, получаемого в котельной, кг/ч; Vcn —объем парового пространства сепаратора непрерывной продувки, м3.
пряжения парового пространства w = 700 м3/(м3-ч). Допускается .установка одного сепаратора на 3—4 котла с врезкой в сепаратор патрубков по месту.
Для выбора теплообменника определяют количество тепла Qi, которое может быть использовано из отсепа-|1-1 161
новкой сепаратора и теплообменника для использования тепла. Избыточное давление в сепараторе принято 0,7 кгс/см2.
Доля пара, выделяющегося в сепараторе, по формуле (8-5)
„ 197,3 — 114,6
644,5— 114,6—°’156'
Значения энтальпий котловой воды и отсепарированных воды и пара взяты по таблицам насыщенного пара (см. прнлож. 9).
Количество продувочной воды по уточненной формуле (8-4)
27-0,36-525
£>и.п= зооо— (1 — 0,156) 525 =2 т''4-
Количество пара, выделяющегося в сепараторе, по формуле (8-7):
£>с п=0,156-2=0,31 т/ч.
Необходимый объем парового пространства сепаратора по формуле (8-8)
1 000-0,31-0,97
1с-п== 0,952-850 =0,37 л8.
Значение плотности насыщенного пара при избыточном давлении в сепараторе 0,7 кгс/см2 взято по таблицам, допускаемое напряжение парового пространства сепаратора — среднее в пределах рекомендуемых величин. Полный объем сепаратора 1,3-0,37=0,48 лА Принят сепаратор объемом 0,7 м3, диаметром 600 мм Бийского котельного завода — 1 шт.
Количество тепла, которое может быть использовано для подогрева исходной воды, определяется по формуле (8-9):
Qi= I 000(2—0,31) (114,6—30) = 143 000 ккал/ч.
Значение температуры сепарированной воды при указанном выше давлении в сепараторе взято по таблицам.
Температура подогрева исходной воды (117=15 000 кг/ч, ti=* =5 °C) в теплообменнике по формуле (8-10)
143 000 4- 15 000-5
/2”~ 15 000 = 14,5 °C.
Затем по [Л. 41] подсчитывают необходимую поверхность нагрева теплообменника, которая для данных условий равна 3 м2. Принят ближайший больший теплообменник поверхностью нагрева 5 м2 Бийского завода — 1 шт. Принципиальная схема использования тепла непрерывной продувки приведена на рис. 8-4.
Годовая экономия условного топлива при использовании тепла продувочной воды с установкой сепаратора непрерывной продувки и теплообменника определяется по формуле, представленной для наглядности в развер-И* 163
рированной воды для подогрева исходной сырой воды:
Qi—'1 000(Т)н.п—Т)с.п) (^с.в—tc), ккал]ч, (8-9) где /с.в — температура отсепарирован-ной воды до теплообменника, соответствующая давлению в сепараторе, °C; tc — температура отсепарироваиной воды после теплооб-4ft ; 2
4ft
3
Рис. 8-2. Расчетная схема для определения поверхности нагрева теплообменника непрерывной продувки.
1— котловая вода от сепаратора непрерывной продувки; 2—нагретая исходная вода; 3— котловая вода после теплообменника в барботер; 4 — исходная нагреваемая вода из водопровода; Д/б и А/м — большая и меньшая разности температур воды у концов теплообменника.
менника, принимаемая обычно 40 °C, ,по условиям сброса в канализацию, °C (при использовании этой воды, 'например, для подпитки теплосети величина tc может быть изменена).
Температуру подогрева исходной воды в теплообменнике tz определяют по 'формуле
= °G, (8-10)
где А — температура исходной воды перед теп
лообменником, °C; W — количество исходной воды, нагреваемой в теплообменнике, кг/ч. По условиям химической прочности ионообменных материалов температура /2 воды, подаваемой на химводоочистку, не должна превышать 30—40 °C.
Необходимую поверхность нагрева теплообменника определяют по общепринятой методике (Л. 41]; составляют расчетную схему (рис. 8-2).
Пример 8-2. Проверить необходимость устройства непрерывной продувки в котельной и выбрать оборудование теплонспользующей установки для следующих условий: установлено три котла ДКВР-6,5-13 общей паропроизводительностью £>к=27 т/ч, пар насыщенный, сухой остаток химически очищенной воды Sx=525 мг/кг, /7к=0,36, tc =00 °C.
Величина продувки котлов приближенно по формуле (8-3)
525-0.36-100
Рп= 3 000 — 525 =7-5 °/®-
Значение SK B = 3 000 мг/кг принято по табл. 8-1 для котлов ДКВР с механическими внутрибарабанными сепарационными устройствами. Количество продувочной воды
27 - 0,075 = 2.02 т/ч.
В соответствии с нормами [Л. 4] при количестве продувочной воды более 1 т/ч предусматривается непрерывная продувка с уста-162
йутом ВЙД61
Д Д__ [Р Gc.ii ^и.в) + (* Р) ('-С.в — G)] (8-11)
100-7 ОООт^Ру • \ I
Буквенные обозначения, как в формулах (8-1), (8-2), (8-5), (8-9).
Пример 8-3. Подсчитать годовую экономию условного топлива при использовании тепла продувочной воды с установкой сепаратора непрерывной продувки и теплообменника для условий предыдущего примера 8-2; т=4 800 ч. По формуле (8-11)
27-4 800-7,5 [0,156 (644,5 — 15) + (1 —0,156) (114,61—(30)]
Дй — 100-7 000-0,75 “
= 315 т.
Годовая экономия условного топлива при использовании только тепла вторичного пара из сепаратора непрерывной продувки определяется по формуле (8-11). При этом 1с.в~(с и втопое слагаемое в квадратных скобках (1—р) (г’с.в—/с)=0-
Пример 8-4. Подсчитать годовую экономию топлива при использовании тепла вторичного пара из сепаратора непрерывной продувки для котельной при условиях примера 8-2, при т=4 800 ч. По формуле (8-11), если полагать «с.в~/с,
„ 27-4800-7,5-0,156(644,5— 15)
100-7000-0,75 — 182 /п.
Пример 8-5. Подсчитать годовую экономию условного топлива от использования тепла вторичного пара из сепаратора непрерывной продувки для котельной при следующих условиях: Лк=7,5 т/ч, Дизб = 13 кгс/см2, ра=5%, избыточное давление в сепараторе 0,7 кгс/см2-, т=3 500 ч; = 0,72.
По формуле (8-11), если полагать
п 7,5-3500-5-0,156(644,5—15) '
ДВ*~ 100-7 000-0,72 — 25 /л.
Степень использования тепла продувочной воды может быть охарактеризована коэффициентом использования <р, представляющим собой отношение используемой части тепла продувочной воды к общему количеству тепла, полученному продувочной водой в котельной.
При установке в котельной сепаратора и теплообменника непрерывной продувки коэффициент <р определяется 164
по формуЛё
ф __ Р Gc-П ^и.в) 4" (L Uc.B 4)
* ; _________________/
£н.в £и.в
(8-12)
Если устанавливается только сепаратор .непрерывной продувки, при расчете по формуле (8-12) принимают i’c.b — ^c, т. е. второй член в числителе равен нулю. В табл. 8-3 сведены подсчеты значения величины ф для котельных, работающих при давлении 10, 13 и 23 кгс/см1', давление в сепараторе непрерывной продувки принято 0,2 и 0,7 кгс/см1, температура исходной воды на вводе в котельную (и.в=15°С, температура сепарированной воды после теплообменника £с = 40°С. "
При полном использовании сепарированной воды после теплообменника (подпитка теплосети, подача в моечные установки и т. п.) в формулу (8-12) вместо tc подставляется величина Ти.в-
Таблица 8-3
Значения величины § к формуле (8-5) и коэффициента у к формуле (8-12)
Избыточное давление в котле, кгс[см* Энтальпия котловой . воды » к.в’ ккал 1 кг Избыточнее давление в сепараторе, кгс/сл1а
0,2 0,7 0,2 0,7 0,2 0.7
При установке сепаратора и теплообменника При установке сепаратора
10 13 23 185,7 197,3 226,2 0,152 0,173 0,227 0,134 0,156 0,210 0,875 0,890 0,910 0,872 0,885 0,905 0,558 0,595 0,672 0,492 0,536 0,625
Приближенный подсчет экономии топлива ЛЬ' в процентах к общему расходу топлива котельной, которая может быть достигнута при установке сепаратора и теплообменника непрерывной продувки (или только сепаратора), производится по формуле ЛЬ'=ЛЬ(р, где ЛЬ — расход топлива, обусловленный продувкой, в процентах к общему расходу топлива котельной, определяемый по формуле (8-1); <р — коэффициент использования тепла продувочной воды, принимают по табл. 8-3 или подсчитывают по формуле (8-12).
Расчеты экономической эффективности капиталовложений на теплоиспользующую установку приведены в гл. 13.
Пример 8-6. Подсчитать годовую экономию топлива при реконструкции четырех котлов ДКВР-10-13 с устройством двухступенча-
того испарения и выносными циклонами взамен существующей внутрибарабанной механической сепарации. Сухой остаток химочн-щенной воды SK=500 мг/кг; Пк={\,г>. Тепло продувки не попользуется.
Размер продувки до реконструкции по формуле (8-3)
500-0,5.100
3 000 — 500 =10-°%
Размер продувки после реконструкции
500-0,5-100
/^"п = 10goo_500 = 2,6 °'/°-
Значения расчетного сухого остатка котловой воды Хк.в = 3 000 и 10 000 мг/кг взяты по табл. 8-1 для соответствующих сепарационных устройств.
Снижение размера продувки
р'п-р"п= 10,0-2,6=7,4%.
Годовая экономия топлива в процентах к общему расходу за счет снижения размера продувки при отсутствии использования тепла продувочной воды составит по формуле (8-1):
7,4 (197,3 — 15)
&Ь = 666,2 — 100,2 + 0,01-7,4 (197,3 — 15) = 2>3 °/о-
Для условий примера более целесообразно использование тепла продувочной воды с установкой сепаратора -н теплообменника; при этом достигается большая экономия топлива с меньшими капитальными затратами, чем при устройстве двухступенчатого испарения.
В-2. СХЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА НЕПРЕРЫВНОЙ ПРОДУВКИ
Простейшей схемой использования тепла непрерывной продувки, не требующей установки специального теплоиспользующего оборудования, является схема с непосредственной подачей продувочной воды в качестве теплоносителя в систему отопления (рис. 8-3).
Продувочная вода из котлов по линиям 1 через игольчатые вентили 2 поступает в общий трубопровод 3. из -которого направляется в отопительную систему 4, а затем охлажденная подаётся для дальнейшего использования по линии 5, например, к сборному баку установки для обмывки деталей и т. п. Недостатками этой схемы являются потеря конденсата из-за неиспользования вторичного пара при отсутствии сепаратора, ограниченность применения по давлению в котлах до 5—6 кгс/см2, трудность регулирования подачи тепла на отопление, зависящей от расхода продувочной воды. Однако в конкретных случаях при возможности использования не только тепла продувочной воды для отопления, но и самой воды для технологических нужд предприятия применение этой схе-166
мы может оказаться вполне целесообразным. При выполнении технико-экономического расчета в данном случае необходимо учесть не только экономию тепла и топлива, но и экономию воды и щелочей, расходуемых, например, для обмывки деталей. В схеме предусматриваются вентили 6 на линиях к холодильнику для отбора проб котловой воды, манометры 7, предохранительный клапан 8, ограничивающий давление воды, подаваемой в систему отопления, и вентиль S' для направления продувочной воды при необходимости в расширитель или продувочный колодец.
Рис. 8-3. Принципиальная схема использования продувочной воды как теплоносителя в системе отопления.
Другим эффективным способом использования тепла воды и содержащихся в ней щелочей без установки специального оборудования является подача продувочной воды для подпитки водяной тепловой сети. Такое использование продувочной воды допускается только при закрытой системе теплоснабжения. Качество продувочной воды, используемой для подпитки водяной тепловой сети, должно удовлетворять нормам [Л. 4].
Схема использования тепла непрерывной продувки с сепаратором (рис. 8-4) позволяет использовать тепло вторичного отсепарированного пара, направляемого в деаэратор, что сокращает потери конденсата и уменьшает размер продувки-
В этой схеме продувочная вода из котлов по линиям 1 через игольчатые вентили 2 поступает в сепаратор непрерывной продувки 3, в котором вследствие падения давления от котлового до 0,2— 0,7 кгс/сл2 из нее образуется вторичный пар, направляемый в деаэратор 4. Количество выделяющегося пара может быть подсчитано по приведенным выше формулам (8-5) и (8-7). Отсепарированная котловая вода направляется по линии 5 для дальнейшего использования на подпитку тепловой сети, на технологические нужды предприятия нли через расширитель периодической продувки сбрасывается в канализацию. В последнем случае продувочная вода должна быть охлаждена до 40 СС. При установке ца линии отсепа-16?
рированной воды бодоводяного теплообменника 6 степень использования тепла продувочной воды возрастает за счет подогрева исходной боды, подаваемой из водопровода 7 на химводоочистку 8 или на другие цели. Вентили 9 ставятся на линиях к холодильнику для отбора проб котловой воды.
Однако и эта широко применяемая схема непрерывной продувки с сепаратором и теплообменником для подогрева сырой воды, поступающей на химводоочистку, имеет в эксплуатации ряд недостатков. Сюда относятся
Рис. 8-4. Принципиальная схема использования тепла непрерывной продувки с сепаратором и теплообменником.
прорывы пара из сепаратора в дренаж или переполнение сепаратора котловой водой из-за неудовлетворительной работы поплавковых регуляторов уровня; необходимость постоянного наблюдения за уровнем воды в сепараторе; необходимость строгого контроля за подогревом сырой воды с ограничением ее температуры 30—40°С по условиям химической прочности ионообменных материалов. При переменной нагрузке котельной и значительных размерах продувки это требование трудно выдержать, из-за чего часть продувочной воды пропускают мимо теплообменника в канализацию по байпасной линии.
В ряде случаев при значительных размерах продувки и водоочистке по схеме прямоточного катионирова-ния, когда подогрев сырой воды перед фильтрами обусловлен только предотвращением запотевания оборудования, целесообразно установить на линии непрерывной продувки после сепаратора теплообменник для подогрева умягченной воды. Основным преимуществом такой J68
Схемы является более полное использование тепла непрерывной продувки в связи с возможностью подогрева умягченной воды, подаваемой в деаэратор, до 90—95 °C. Кроме того, отпадает необходимость строгого контроля за температурой подогрева воды, устраняется опасность разрушения ионообменных материалов. При этом подогрев сырой воды перед водоочисткой до 15—20 °C целесообразно осуществить в отдельном пароводяном подогревателе с автоматическим поддержанием указанной температуры при помощи регулятора прямого действия на линии подвода пара. Для решения вопроса о применении указанной схемы использования тепла непрерывной продувки необходим расчет тепловой схемы котельной с увязкой теплового и материального балансов при разных режимах работы.
Улучшгйттетл таетлтл вродузлж с. бо-же.
полным использованием тепла и продувочной воды является установка низконапорного расширителя с гидрозатворами. Схема, примененная на некоторых металлургических предприятиях, оказалась простой в эксплуатации, обеспечивающей автоматичность и надежность работы при минимальном количестве запорной арматуры [Л. 27].
Продувочная вода из котлов по линиям 1 через игольчатые вентили 2 поступает в низконапорный расширитель 3 '(рис. 8-5), который рассчитан на избыточное давление 0,7 кгс)см2, поддерживаемое в нем гидрозатворами 4, 5 и 6. Затвор 4 соединен с паровым, а затвор 5 с водяным пространством расширителя. Затвор 5 служит также для отвода продувочной воды, направляемой по линии 7 для использования на технологические нужды предприятия. При переменном потреблении этой воды излишки ее через третий гидрозатвор 6 и теплообменник 8 поступают к (подпиточному баку теплосети 9. На продувочной линии каждого котла устанавливаются также манометры 10. Манометр 11 показывает давление в расширителе. Выпар 12 нз расширителя направляется в деаэратор. К холодильникам для отбора проб продувочной воды предусмотрены линии 13. Линии 14 служат для аварийного сброса продувочной воды в канализацию. В качестве расширителя может быть использован соответствующий по объему и прочности сосуд, например корпус катионитного фильтра и т. п. Для удобства размещения расширителя целесообразно уменьшить высоту гидрозатворов, выполнив их по схеме батарейного затвора из нескольких элементов.
Приведенные основные схемы использования тепла продувочной воды могут изменяться в зависимости от особенностей тепловой схемы котельной и потребности предприятия в горячей воде на технологические нужды.
Для экономичной эксплуатации котельной важна возможность измерения и оперативного регулирования ве-169
личины продувки. Наиболее просто и достаточно точно расход продувочной воды при постоянном давлении в сепараторе можно определять по показаниям манометров, установленных после регулировочного вентиля каждого котла и протарированных по мерному баку (Л. 20].
Тарировка манометров — индикаторов расхода должна производиться в процессе наладочных работ. По ре-
Рис. 8-5. Принципиальная схема использования тепла непрерывной продувки с низконапорным расширителем.
зультатам тарировки строится кривая зависимости расхода продувочной воды от показания манометра.
В качестве регулирующего органа непрерывной продувки наиболее удобен игольчатый вентиль, имеющий почти линейную характеристику зависимости расхода воды через него от числа оборотов шпинделя- Схема узла измерения и регулирования продувки с игольчатым вентилем и манометром показана на рис. 8-6.
На линии 1 непрерывной продувки котла параллельно с запорным вентилем 2 устанавливается игольчатый вентиль 3. После него котловая вода по линии 4 через ограничительную диафрагму 5 направляется в сепаратор непрерывной продувки. Линия 6 ведет в барботер и используется вместе с вентилем 2 при растопке котла и для коррекционной продувки. Манометр 8 после его тарировки по мерному баку позволяет непосредственно измерять расход продувочной воды. Узел регулирования с игольчатым вентилем и манометром, холодильником 7 для отбора проб котловой воды целесообразно разместить на рабочей площадке машиниста котла.
Такой узел удобен в эксплуатации, позволяет вести регулирование размера продувки в широком диапазоне с соблюдением оптимальной экономичности при каждом режиме работы.
При отсутствии надежных игольчатых вентилей узел регулирования и измерения продувки может быть выполнен с помощью двух-трех ограничительных шайб 1 и манометра 2 (рис. 8-7), которые необходимо протари-ровать совместно. Ре-
гулирование при этом
будет ступенчатым. Две J
ограничительные шай- (
Рис. 8-7. Принципиальная схема узла измерения и регулирования непрерывной продувки с ограничительными шайбами и манометром.
Рис. 8-6. Принципиальная схема узла измерения и регулирования непрерывной продувки с игольчатым вентилем и манометром.
метрами отверстий позволяют осуществить три ступени, а три шайбы — семь ступеней регулирования расхода продувочной воды. Некоторым недостатком схемы является необходимость ряда переключений для подбора нужной величины пропускной способности шайб и воз-
можность зашламления шайб при диаметре их менее 3 льи. Пропускная способность шайб должна периодически проверяться. Отверстия в шайбах .необходимо выполнять тщательно, без заусенцев и рисок, изгибы продувочных труб должны быть плавными. Расчет диаметра отверстия в шайбе производится по приближенной формуле
d = 14i/, мм, (8-13)
1/ р Ня 4 ’
где DH.n — расход воды через шайбу, т/ч; р — плотность воды при давлении в сепараторе, т/л/3; Н — перепад от начального давления в котле до конечного в сепараторе, м вод. ст.
Для .наиболее распространенных условий работы отопительно-производственных котельных (избыточное давление в котлах 13 кгс/см2, давление в сепараторе 0,7 кгс/см2-, /7=130—7=123 м вод. ст.- р=0,95 т/л/3) формула (8-13) может быть упрощена:'
d = 4,2 ]/£>н п, мм.
(8-14)
Для облегчения подбора ограничительных шайб и их сочетаний в табл. 8-4 приведены результаты расчета диаметра отверстий в ограничительных шайбах по формуле (8-13) для нескольких значений давления в котлах и давления в сепараторах. Простые запорные вентили как регулирующие органы не годятся из-за неудовлетворительной их характеристики. Резкое увеличение расхода наступает уже при малом открытии такого вентиля, а дальнейшее открытие его почти не влияет на расход продувочной воды. Кроме того, при малом открытии и высоких скоростях среды имеет место быстрый эрозионный износ вентиля. Пользоваться запорными вентилями как дроссельными органами недопустимо- В узле регу-
Таблица 8-4
Расход продувочной воды через ограничительную шай5у, m/ч (ориентировочно)
Диаметр отверстия Избыточное давление в котле, «гс/сма
10 13 16 23
в шайбе, мм Избыточнее давление в сепараторе непрерывной продувки, кгс/см2
0.2 0,7 0,2 0,7 0,2 0,7 0,2 0.7
3 0,43 0,42 0,50 0,48 0,55 0,54 0,66 0,64
3,5 0,59 0,57 0,67 0,65 0,75 0,73 0,90 0,88
4 0,77 0,74 0,88 0,86 0,98 0,96 1,18 1,15
4,5 0,97 0,94 1,12 1,08 1,24 1,21 1,50 1,45
5 1,20 1,16 1,38 1,34 1,54 1,50 1,85 1,80
6 1,74 1,68 2,00 1,93 2,20 2,16 2,66 2,60
7 2,36 2,28 2,70 2,63 3,00 2,94 3,63 3,50
8 3,08 2,98 3,54 3,44 3,90 3,84 4,75 4,60
9 3,90 3,80 4,50 4,40 5,00 4,80 6,00 5,80
10 4,80 4,70 5,50 5,35 6,10 6,0 7,40 7,20
лирования с ограничительными шайбами (рис. 8-7) соответствующие запорные вентили должны открываться полностью или быть закрытыми.
Независимо от метода контроля величины продувки постоянно должна проводиться проверка плотности продувочной и спускной арматуры по нагреву труб. При исправном состоянии этой арматуры трубы за ней должны быть холодными. Количественное определение величины самопродувки может быть произведено расчетом по солевому балансу [Л. 20].
Описанные узлы для измерения и ручного регулирования величины непрерывной продувки целесообразно устанавливать ко всем паровым котлам, у которых предусмотрена такая продувка. Для котлов производительностью 20 и 35 т/ч с пароперегревателями рекомендуется применение автоматического регулирования непрерывной продувки. По опытным данным применение такого регулирования дает сокращение продувки на 18—20%, а затраты на его устройство быстро окупаются. Находят применение две схемы автоматизации: одна — основанная на зависимости плотности котловой воды от ее соле-содержания при постоянной температуре, вторая — на зависимости электрической проводимости котловой воды от ее солесодержания.
ГЛАВ/*. ДЕВЯТАЯ
СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА
9-1. ПОТЕРИ ТЕПЛА С КОНДЕНСАТОМ
Конденсат для паровых котлов является наиболее ценной составляющей питательной воды.
Основные преимущества конденсата заключаются в использовании физического тепла и снижении тепловых потерь с продувкой котлов. Вследствие того, что в нем содержится весьма мало растворенных веществ, питание котлов конденсатом уменьшает отложение накипи -на внутренних поверхностях нагрева, повышает паропроизводительность и надежность работы котлоагрегата. Попутно уменьшается расход регенерирующих веществ в химводоочистке и снижаются эксплуатационные расходы, связанные с обслуживанием и химическим контролем. Получаемая за счет возврата конденсата эко-
номия топлива значительно превышает величину экономии от использования тепла самого конденсата. Поэтому затраты, связанные с максимально возможным возвратом конденсата, в подавляющем большинстве случаев экономически оправдываются.
Несмотря на большую ценность конденсата для котельной, потери его на многих предприятиях неоправданно велики. Как правило, они являются следствием упущений эксплуатационного персонала в части сбора, возврата и использования тепла конденсата, а также дефектов проектирования и монтажа. Практика показывает, что при надлежащем внимании к этим вопросам потерн конденсата могут быть сведены до минимальных величин, а тепло перегретого конденсата может быть эффективно использовано для нужд низкопотенциально-го теплопотребления — отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Потери конденсата, в том числе в составе котловой воды, могут быть сведены в четыре группы:
1- Потери из-за несовершенства схем сбора конденсата (с паром вторичного вскипания при открытой системе сбора перегретого конденсата).
2. Потери от неплотностей оборудования и линий коммуникаций: из-за неплотности лючков коллекторов экранов и водяных экономайзеров; при авариях оборудования и трубопроводов, связанных с нарушением пароводяной плотности.
3. Потери из-за чрезмерного слива: при пусках и остановах котлов; с продувкой котлов (за вычетом выпара из расширителя непрерывной продувки, возвращаемого в деаэратор); перелив конденсата в дренаж из-за отсутствия автоматического управления конденсатными насосами; при ремонте оборудования, связанного с обес-париванием и опорожнением его; утечки из-за несовершенства регуляторов уровня в расширителях непрерывной продувки котлов; по причине загрязнения конденсата.
4. Потери пара на собственные нужды котельной без возврата конденсата: с .паровой обдувкой котлов; с распылом мазута в паровых форсунках; при опробовании предохранительных клапанов; выхлоп в атмосферу отработавшего пара паровых питательных насосов; при открытом подогреве цистерн при сливе мазута; конденсата от пробоотборников; прочие потери — выпа-174
ры деаэраторов, дренажи паропроводов и др., не собираемые для возврата в систему питания котлов.
Количество тепла (QK), теряемого с невозвращенным конденсатом, может быть определено по формуле
кг/ч, (9-2)
QK= (D—GK) (гк—£и.в), ккал/ч, (9-1)
где D — суммарное количество пара, выработанного котлами, кг]ч; GK — количество конденсата, поступившего в котельную от потребителей пара, кг/ч-, iK — энтальпия конденсата, возвращаемого потребителем пара, ккал1кг-, Лив —температура добавочной исходной воды, °C.
Перерасход условного топлива от неиспользования физического тепла невозвращенного конденсата и потерь с непрерывной продувкой котлов может быть подсчитан по формуле
д о__ (П ^к) (г'к — ^и.в) + Gnp (Лп> ^и.») (1 Р)
7 000т]к.у
где 1Пр — энтальпия продувочной воды, ккал/кг-, — количество продувочной воды, кг/ч; £ — см. формулу (8-5).
Пример 9-1. Определить годовой перерасход условного топлива из-за невозврата {перегретого конденсата в количестве GK=2 т/ч ори следующих условиях: избыточное давление конденсата рк=2 кгс/см2-, количество 'пара вторичного вскипания и пролетного шара £>вт = =83 кг/т конденсата (табл. 9-2); энтальпия вторичного пара 1"п= =638,8 ккал/кг; энтальпия 'Жидкости за конденсатоотводчиком 1Ж=99,2 ккал/кг; температура исходной воды (и.в=15°С; температура продувочной воды после теплообменника Znp=70 °C; количество продувочной воды Gnp=l т/ч; доля отселарированного пара в сепараторе непрерывной продувки (5=0,12; число часов работы т=4000; т)бру =0,78.
Потери тепла (QH) с невозвращенным конденсатом (GK), состоящим из жидкости и вторичного пара (£>вт)
= (GK - D,t) (i№ - <и.») + D„ (/впт - <„.„) = = (2 000,—2-83)(99,2= 15) + 2-83(638,8— 15) = = 257 974 ккал/ч.
Перерасход условного топлива
ЛГ> [257 974+ 1 000(70—15) (1 —0,12)] 4 000 а
J----—ЖЩ78ЛЬ------------=224
Качество конденсата зависит от двух причин: каче» ства пара, выходящего из котла, и плотности теплообменной аппаратуры.
При нарушении нормального водного режима котла или при несовершенстве конструкции паросепарирующих устройств пар, выходящий из котла, будет уносить с собой капельную влагу и минеральные вещества, передаваемые конденсату в количествах, недопустимых по нормам качества конденсата. Зависимость между солесо-держанием пара и его влажностью выражается следующим образом:
мг.кг,
где Sk.b — солесодержание котловой воды, мг)кг', Wn — влажность пара, По-
следовательно, качество конденсата насыщенного пара является функцией влажности пара и солесодержания котловой воды. В свою очередь влажность пара почти обратно пропорциональна давлению в котле, о чем эксплуатационному персоналу всегда необходимо помнить (давление в котле должно быть равно номинальному).
Качество конденсата характеризуется жесткостью, щелочностью и сухим остатком. При добавке его к питательной воде общая жесткость, щелочность и сухой остаток не должны превышать существующих для данных котлов норм. Исходя из норм питательной воды допустимая жесткость (щелочность, сухой остаток) производственного конденсата не должна превышать величину, определяемую по формуле
= мг.экв/кг, (9.3)
где gK, gx.o.B, gn.K — количество конденсата котельной, химически очищенной воды и производственного конденсата в процентах от общего количества питательной воды; Дл, Жк, Жх.о.в —общая жесткость питательной воды, конденсата котельной и химически очищенной воды, мг-экв!кг.
Для контроля качества производственного конденсата применяются солемеры с контактными устройствами, сигнализирующими и, если это требуется, отключающими электродвигатели конденсатных насосов в случае превышения содержания солей сверх допустимой величины. 176
Подавляющая часть технологических теплоиспользу* ющих аппаратов и санитарно-технических систем требует применения греющего пара избыточного давления 0,5— 5 кгс/см2, что соответствует температуре насыщения 115—158°С. В процессе теплообмена между греющим паром и нагреваемой средой образуется конденсат, температура которого обычно составляет НО—153 °C. Если температура конденсата равна температуре насыщения, то это свидетельствует о содержании в конденсате не-сконденсировавшегося лара, называемого пролетным паром.
В практике эксплуатации теплообменных аппаратов количество пролетного пара нередко доходит до 15% общего расхода. В некоторых случаях причиной этого является сознательное увеличение обслуживающим персоналом расхода греющего пара по кажущимся соображениям повышения тепловой производительности аппарата. Следует иметь в виду, что работа теплообменного аппарата на пролетном паре, т. е. с неполной конденсацией его, <не увеличивает теплопроизводительность аппарата. Этот вывод следует из уравнения теплообмена. При пленочной конденсации пара удельная величина теплового потока выражается уравнением
q=а (ta—tc), ккал] (м2 • ч), (9-4)
где а—коэффициент теплоотдачи -при конденсации пара на поверхности нагреваемой среды, ккал/(м2-ч-°С)\ К— температура пленки конденсата, обращенной к пару, равная температуре насыщения при данном давлении, °C; tc — температура пленки конденсата на границе поверхности охлаждающей среды, равная температуре поверхности среды, °C.
Из формулы (9-4) следует, что удельный тепловой поток зависит от коэффициента теплоотдачи а и разности температур между теплоносителем и нагреваемой средой (ts—tc). Поскольку температурные напоры пролетного и сконденсировавшегося пара одинаковы, то величина теплового потока q сохраняется неизменной даже при увеличении расхода пролетного пара.
Кроме пролетного пара, в конденсатопроводе образуется вторичный пар за счет вскипания части конденсата- Если пренебречь присутствием в конденсате небольшого количества «пролетного пара, то конденсат, поступающий при давлении pi в конденсатоотводчик, явля-12—1 177
ется 100%-ной жидкостью. В результате падения давления в конденсатоотводчике часть конденсата вскипает и выходит из него в виде пароводяной смеси с давлением р'1, меньшим давления pt. При дальнейшем движении пароводяной смеси по трубопроводу происходит непрерывное дополнительное вскипание части конденсата за счет падения давления в трубопроводе и пункте сбора конденсата. Энтальпия пара вторичного вскипания конденсата незначительно отличается от энтальпии греющего пара. Например, энтальпия насыщенного пара при абсолютном давлении 4 кгс/см2 составляет 653,9 ккал/кг, а при абсолютном давлении 1,2 кгс/см2 — 640,7 ккал/кг. Высокая энтальпия вторичного пара позволяет использовать его как теплоноситель. Однако низкое давление и соответствующая этому давлению невысокая температура ограничивают использование его в производстве.
Количество пара вторичного вскипания конденсата тем больше, чем больше разность величин энтальпии конденсата до и после .конденсатоотводчика. Количество этого пара (dET) на 1 т конденсата определяется по формуле
4ВТ = 1 000 - ~, кг/т, (9-5)
где ii — энтальпия конденсата при .начальном давлении, ккал/кг-, iz— энтальпия конденсата при конечном давлении, численно примерно равная температуре насыщения пара данного давления, ккал/кг-, rz — теплота парообразования при конечном давлении, ккал/кг.
Например, при снижении абсолютного давления конденсата от 3 кгс/см2 до атмосферного количество образующегося пара вторичного вскипания на 1 т конденсата составит:
1 000(133,4—99,2) а„—- ------539~6-----= 63 кг/m, или 6,3%.
Количество тепла, теряемого конденсатом при соприкосновении его с атмосферой, определяется как разность энтальпий
q=ii—iz, ккал/кг.
В табл. 9-1 приведено количество тепла, теряемого в атмосферу в зависимости от начального давления конденсата.
Таблица 9-1
Тепло, теряемое от самоиспарения конденсата
Абсолютное давление конденсата (начальное), кгс/см2 2 3 4 5 6
Количество тепла, теряемого на 1 кг конденсата при падении давления до атмосферного, ккал'кг 20,7 34,2 44,5 52,9 60,1
В. табл. 9-2 приведено количество пара, образующегося от вскипания конденсата и пролетного пара в зависимости от начального и конечного давлений.
Для снижения потерь тепла с вторичным паром целесообразна работа теплоиспользующих аппаратов с переохлаждением конденсата, т. е. температура конденсата на выходе из аппарата должна быть ниже температуры насыщения пара, соответствующего данному давлению. Обычно степень переохлаждения конденсата составляет
Таблица 9-2
Количество пара вторичного вскипания и пролетного пара, кг т конденсата
Начальное Конечное абсолютное давление р3, кгс/см2
абсолютное
давление pt, кгс/см2 1,0 1,1 1,2 1,3 1.4 1,5
1,1 6 .
1,2 и 5 — — —. —-
1,3 17 И 5 — —. .—-
1,4 22 16 10 5 — —-
1,5 27 21 16 10 5 —
1,6 31 25 20 14 9 4
1,7 35 30 24 19 14 9
1,8 40 34 28 23 18 13
1,9 44 38 33 27 22 17
2,0 48 42 36 31 26 21
2,5 65 60 55 49 45 40
3,0 83 76 71 66 61 56
3,5 97 91 86 81 76 71
4,0 111 105 100 94 90 85
4,5 124 118 113 107 103 98
5,0 136 130 125 120 115 110
6,0 159 153 148 143 138 133
12*
179
3—5 °C. Переохлаждение конденсата, например, до 100— 105 °C может свести к минимуму потери тепла конденсата-
Переохлаждение конденсата возникает тогда, когда часть поверхности нагрева теплообменного аппарата покрывается конденсатом и не участвует в теплообмене с конденсирующимся паром, вследствие чего температура конденсата снижается. При этом уменьшается также величина теплообмена, о чем можно судить по значениям коэффициента теплоотдачи, который для конденсирующегося пара >5000 ккал/(м2- ч -°C), а для воды — 700— 1500 ккалЦм2- • ч °C). Фактически подвод тепла от конденсата к нагреваемой среде уменьшается не столь резко, как снижается коэффициент теплопередачи, так как сопротивление при переходе тепла от теплоносителя к стенке все же остается меньше теплового сопротивления между стенкой и нагреваемой средой.
Очень часто переохлаждение конденсата не оказывает заметного влияния на тепловую производительность аппарата. За исключением случаев, когда имеется незначительная разность температур между греющим паром и нагреваемой средой, переохлаждение конденсата позволяет резко снизить потери тепла.
Переохлаждение конденсата не только значительно снижает прямые потери тепла со вторичным паром, но уменьшает расход пара вследствие уменьшения температурного перепада. Уменьшение расхода пара при переохлаждении конденсата определяется по формуле
&D = Q (-j—------т—Ц—), кг[ч, (9-6)
\ п ‘к J
где Q — тепловая нагрузка аппарата, ккал(ч\ 1и — энтальпия греющего пара, ккал/кг-, iK — энтальпия конденсата на выходе из аппарата три работе без переохлаждения конденсата, ккал!кг, примерно равная температуре насыщения пара данного давления, °C; — темпера-
тура переохлажденного конденсата, °C.
Годовую экономию условного топлива от работы аппарата с переохлаждением конденсата можно определить из выражения
дВ==..А?((?~Ч'с т1год (9-7)
7 000т;к г• 1 ооо ’ ml6VU’ О
где t — число часов работы аппарата в течение года. 180
Переохлаждение высокотемпературного конденсата может осуществляться как в самом теплообменном аппарате, так и путем подачи его в другой теплообменный
Рис. 9-1. Изменение энтальпии насыщенного пара и горячей воды в зависимости от давления.
1 — насыщенный пар: 2—горячая вода; 3 — конденсат.
аппарат, где происходит конденсация вторичного пара и переохлаждение самого конденсата. -
В табл. 9-3 приведено содержание тепла в 1 м3 сухого насыщенного пара в зависимости от давления. Из
Таблица 9-3
Зависимость содержания тепла в 1 м3 сухого насыщенного пара от давления
Абсолютное давление пара, кгс1см* 3 4 5 6 7
Содержание тепла в 1 л* сухого пара, ккал/м* 840 1 090 1 325 1 560 1 790
таблицы следует, что с увеличением давления объем пара уменьшается, и поэтому можно ввести в конструктивно заданный .паровой объем теплообменного аппарата больше тепла и, следовательно, увеличить тепловую мощность на единицу поверхности нагрева. Вследствие этого 'производительность теплообменного аппарата повышается. Однако следует иметь в виду, что переход на высокие параметры теплоносителя требует принятия мер по снижению потерь тепла с конденсатом. На рис. 9-1 заштрихован участок потерь тепла с конденсатом 1П0т. Из графика видно, что с увеличением давления пара растут потери. Так, при абсолютном давлении пара 8 кгс]см2 потери с конденсатом увеличиваются почти на 25% по сравнению с давлением пара 5 кгс/см2.
9-2. СХЕМЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА КОНДЕНСАТА
Выбор схемы использования тепла конденсата необходимо производить в каждом конкретном случае исходя из условий наибольшей экономичности, надежности, простоты устройства и удобства эксплуатации применительно к местным условиям теплоснабжения и теплопотребления- При выборе схемы должно производиться сопоставление величин получаемой экономии топлива с капитальными затратами на установку нового оборудования и эксплуатационными расходами. Совершенно очевидно, что выбору схемы должны предшествовать профилактические мероприятия по максимальному использованию тепла греющего пара и мероприятия по максимально возможному сбору конденсата.
Ввиду большого разнообразия местных условий трудно дать какие-либо типовые решения. В качестве примеров можно указать на следующие схемы использования тепла конденсата.
1. Принципиальная схема открытой системы поступления конденсатадлябарбо-тажного подогрева питательной воды со смешивающим оросительным устройством (рис. 9-2).
Конденсат подводится в бак / через перфорированную трубу. Одновременно в бак поступает холодная химически очищенная вода. Смесь конденсата и химически очищенной воды насосами 2 перекачивается в деаэратор котельной.
Уравнение теплового баланса смешения потоков име-
ет вид:
1ЛкСк(1к Км) ------Gx.O.bCx.O.B (Км‘ К.о.в) ,
(9-8)
где GK — количество конденсата, кг/ч; Сх.0.ъ—количество химически очищенной воды, кг/ч; ск, сх.0.в — удельные
Рис. 9-2.- Принципиальная схема открытой системы поступления конденсата для барботажного подогрева питательной воды со смешивающим оросительным устройством.
1 — конденсатосборник; 2 — насосы; 3 — регулятор температуры РПД;
4 — диафрагма расходомера.
теплоемкости соответственно конденсата и химически очищенной воды, ккал/ (кг - °C); для небольших давлений и температур до 100 °C теплоемкость воды можно считать равной единице; в прочих случаях она будет больше единицы; iK—энтальпия конденсата, ккал/кг, равная /к=с/к, где К— температура конденсата; /см — температура смеси конденсата и химически очищенной воды, °C; fx.o.B — начальная температура химически очищенной воды, °C.
Количество химически очищенной воды, необходимой для снижения температуры конденсата до заданной ве-183
Личины, можно определить по формуле
Gi.0.B = -^pk«L, кг^г (9-9)
^Х. О.в
где GCM— количество смеси, равное Gk + Gx.o.b, кг/ч.
Для поддержания заданной температуры с некоторой степенью точности служит регулятор температуры 3 прямого действия, который отключает поступление химически очищенной воды при снижении заданной температуры смеси в баке и вновь включает ее подачу при повышении температуры. Регулятор настраивается на температуру срабатывания 80—90 °C. На случай ремонта регулятора устраивают обвод трубопровода. При двух конденсатных баках с установкой индивидуальных регуляторов обвод можно не предусматривать. Контроль за работой устаао&к’й осуществляется расходомерами с диафрагмами 4, контролирующими поступление химически очищенной воды и конденсата. Управление насосами автоматическое в зависимости от уровня конденсата в баке.
Открытая система сбора конденсата имеет крупные недостатки, заключающиеся в значительных потерях тепла за счет испарения воды с открытой поверхности и в насыщении питательной воды кислородом-
Механизм процесса испарения воды с открытой поверхности состоит в следующем.
Над поверхностью воды образуется пограничный слой насыщенного пара, температура которого соответствует температуре воды и давление равно давлению насыщенного пара при температуре воды. Когда парциальное (частичное) давление пара над поверхностью воды больше, чем парциальное давление пара в окружающем воздухе, то происходит диффузия пара в среду с меньшим давлением, и вода испаряется с поверхности. Следовательно, скорость испарения воды с открытой поверхности будет тем больше, чем больше разность парциальных давлений пара над поверхностью воды и в окружающем воздухе. В открытом баке конденсат частично испаряется и охлаждается до температуры, соответствующей парциальному давлению пара у поверхности испарения. Если конденсатный бак не имеет крышки, то пар над поверхностью испарения находится в смеси с воздухом, парциальное давление пара меньше атмосферного и конденсат в баке охладится примерно до 80—85 °C. Если бак сообщается с атмосферой только через выхлопную трубу, то парциальной давление в нем можно считать равным атмосферному, и температура конденсата будет равна примерно 99 °C.
Количество воды, испаряющейся с открытой поверхности при атмосферном давлении, может быть подсчита-184
но по формуле
W = CF(P1~Pn)^, кг/ч, (9-10)
где С=0,00168 + 0,00128 о, кг/(м2 • ч • мм вод. ст.)—коэффициент поверхности испарения; v — скорость циркуляции воздуха в направлении, параллельном поверхности испарения, м/сек:, F — поверхность испарения, м2; Pi — парциальное давление водяных паров на поверхности испарения, мм вод. ст.; рп — парциальное давление водяных паров в воздушной среде, мм вод. ст.; — барометрическое давление, мм рт. ст.
О величине потерь конденсата за счет испарения с открытой поверхности можно судить по следующему примеру.
При температуре конденсата 90 °C парциальное давление водяного пара в пограничном слое при барометрическом давлении 745 мм рт. ст. соответствует 7 148 мм вод. ст., а при температуре воздуха 25°C и при относительной влажности его 55% парциальное давление водяного пара в воздухе составляет 177 мм вод. ст. Если принять г=0 м/сек, то количество испаряющегося конденсата из открытого бака с поверхностью испарения 10 /t2 составит по формуле (9-10):
IF = 0,00168-10 (7'148 —177) ^g= 120 кг/ч-
Испарение конденсата из бака может быть частично уменьшено применением смешивающего оросительного устройства, устанавливаемого в выхлопной трубе конденсатного бака (рис. 9-2). Охлаждающей средой служит химически очищенная вода.
При сборе перегретого конденсата потери тепла от испарения доходят в открытой системе до 10—15%. Поэтому такая система может применяться для потребителей пара, возвращающих конденсат с £к<100°С.
2. Принципиальная схема закрытой системы использования тепла конденсата для подогрева химически очищенной воды в пленочном подогревателе ОРГРЭС (рнс. 9-3).
Принцип работы пленочного подогревателя следующий: нагреваемая вода подается под некоторым напором сверху через сопло и, попадая на розетку, разбрызгивается на капли, которые стекают затем в виде пленки по стенкам вертикальных металлических цилиндров в нижнюю камеру подогревателя. Зазор между стенками составляет 10—20 мм. Вторичный пар поступает в корпус снизу, поднимается между концентрическими поверхно-1ЯЗ
ст я.ми и -подогревает воду за счет непосредственного соприкосновения с 'Пленкой воды- Поскольку передача тепла происходит при отсутствии термического сопротивления стенки, то недогрев воды до температуры насыщения пара составляет 0,5—1 °C. Смесь воды и конденсата поступает в конденсатосборник. В крышке подогревателя
Рис. 9-3. Принципиальная схема закрытой системы использования тепла конденсата для подогрева химически очищенной воды в пленочном подогревателе ОРГРЭС.
1 — конденсатосборник; 2 — пленочный подогреватель ОРГРЭС; 3 — насосы; 4 — диафрагма расходомера.
имеется патрубок, через который удаляются выделяющиеся газы. Теплопроизводительность аппарата определяется по формуле
—^см), ккал)ч, (9-11)
где D— количество вторичного пара, которое требуется сконденсировать, кг/ч; /п— энтальпия пара при данном давлении, ккал/кг-, tCu — температура смеси конденсата и воды, выходящей из аппарата, °C; ца— к. п. д. аппарата, учитывающий потерю тепла через его наружную поверхность, равный 0,98—0,99; величина D определяется по табл. 9-2.
Расход химически очищенной воды на конденсацию пара
Gx.o.b-7-----t---. кг)ч. (9-12)
1 см *х. о. в
J86
Здесь теплоемкость воды принята равной единице.
Если известны расход и давление вторичного пара, расход и температура .нагреваемой химически очищен-вой воды, то температуру воды за аппаратом можно определить .по формуле
^см
_ 4“ о.в ?х. о.в
GX. о.в+С
(9-13)
, °с.
Экономию условного топлива от использования тепла конденсата для подогрева питательной воды (Gn.B) от ti до tz можно вычислить по формуле
т/гоЛ (!М4)
Критерием применимости схемы является следующее условие:
GK [(1 -0,001d) (Л, — *см) + 0,001rf (гд — ?CM)] 7), < J, ^g.j5) Gx. О-в (^см ^х. о.в)
где GK— количество конденсата, т/ч; GX.O.B— количество химически очищенной воды, которым необходимо восполнить потери конденсата и продувочной воды котлов, т/ч; d— количество вторичного .пара, кг/т конденсата; in — энтальпия вторичного лара при данном давлении, ккал/кг; tK— температура конденсата, °C;' tew — температура смеси, которая из условия надежности работы конденсатных насосов принимается обычно равной 80 °C.
Применение схем для подогрева питательной воды ограничено условием увязки по тепловому балансу (формула (9-15)].
Например, при количестве конденсата GK = 10 т/ч (температура его Гк= 132,8 СС, р—3 кгс/см2), количестве вторичного пара d=83 кг на 1 т конденсата, расходе химически очищенной воды по материальному балансу питательной воды GX.O.B=4 т/ч с температурой tx.о.в=20°С и при температуре смеси /См=80°С располагаемое тепло конденсата значительно превышает необходимый расход тепла для подогрева питательной воды.
3: Принципиальная схема закрытой системы использования тепла конденсата с водоводяным подогревателем (рис. 9-4).
Конденсат с температурой выше 100°С поступает в подогреватель 2, где используется тепло конденсата
187
для нагрева воды, предназначенной для санитарно-ТеХ-нических и производственных целей. Из подогревателя охлажденный конденсат поступает в .конденсатный бак/, откуда .насосами 3 перекачивается в деаэратор котельной. Для поддержания заданной температуры охлаждения конденсата устанавливается регулятор температуры 5, регулирующий поступление воды в подогреватель
Рис. 9-4. Принципиальная схема закрытой системы использования тепла конденсата с водоводяным подогревателем.
1 — конденсатосборник; 1 — подогреватель; 3 — насосы; 4 — предохранительный клапан; 5 — регулятор температуры РПД; 6 — диафрагма расходомера; 7 — бак-аккумулятор горячей воды.
в зависимости от параметров конденсата. В подогревателе вода может быть подогрета до температуры на 5— 10 °C .ниже температуры поступающего конденсата.
Количество используемого тепла конденсата (QK) в подогревателе можно определить по формуле
QK=GK(i'K—i"K)i]alO3, ккал!ч, (9-16)
где i'K —энтальпия конденсата при температуре насыщения данного давления, ккал!кг-, i"i;— энтальпия конденсата на выходе из подогревателя, ккал/кг.
Количество нагреваемой воды в подогревателе
С,-----^5__ /,-?/«
Экономия условного топлива от использований теплй конденсата определяется по формуле
ДВ= л ПпП-^к- гПлП-> т1год.
1 000т]к.у 1 000 ‘
(9-17)
Схема отличается экономичностью, надежностью, простотой устройства и обслуживания, малыми первоначальными затратами и небольшими эксплуатационны
Рис. ,9-5. Принципиальная схема закрытой системы использования тепла конденсата с пароводяным подо-гревателем.
1 — конденсатосборник; 2 — пароводяной подогреватель; 3 <— насосы; 4 — клапан «после себя»; 5 — диафрагма расходомера.
ми расходами. Замкнутый контур исключает контакт конденсата с воздухом. Применение ее возможно при наличии .потребителя горячей воды.
4. Принципиальная схема закрыто?! системы использования тепла конденсата с пароводяным подогревателем (рис. 9-5).
Конденсат поступает в закрытый бак 1. При помощи насоса 3 конденсат откачивается в питательный бак котельной. Вторичный пар из бака поступает в пароводяной подогреватель 2, где нагревает воду, которая затем используется для производственно-технологических или санитарно-технических целей. Конденсат из подогревателя сливается в бак конденсата 1. В случае падения давления в баке ниже установленного .пар поступает из
паропровода через регулятор давления прямого действия и давление восстанавливается.
Экономия топлива ЛВ от использования тепла вторичного пара конденсата определяется по формуле
АВ — u—пйг’ пг/год,
/ ООО^к.у 1 000 7
(9-18)
где D — количество вторичного пара, ка/ч (см. табл. 9-2); in —энтальпия вторичного пара, ккал/кг-, iK — энтальпия конденсата после подогревателя, ккал]кг.
• Достоинством схемы является обеспечение заданной теплопроизводительности установки независимо от параметров и расхода возвращаемого конденсата.
Производственно-технологические потребители нередко требуют пар двух давлений. Для снижения давления обычно устанавливается редукционный клапан, дросселирующий пар до более низкого давления. Экономию тепла можно получить при замене редукционного клапана пароструйным компрессором. В последнем можно использовать перепад давления, теряемый в редукционном клапане, для повышения давления пара вторичного вскипания конденсата.
Принцип действия пароструйного компрессора состоит в том, что за счет струи рабочего пара высокого давления пар низкого давления подсасывается в камеру смешения, где протекает процесс активного взаимодействия двух потоков; смешанный пар поступает в диффузор, в котором выравнивается давление и происходит преобразование кинетической энергии потока в потенциальную.
5. Принципиальная схема использования тепла конденсата с пароструйным компрессором и с двухступенчатым расширением (рис. 9-6).
Пар давлением pi поступает к потребителю 1, в котором поддерживается более высокая температура. Потребитель 2 требует более низкой температуры. Для понижения давления пара р1 обычно устанавливается редукционньш клапан 3, дросселирующий пар с давления pi до рг- Вместо редуктора 3 устанавливается пароструйный компрессор 4, использующий энергию (бесполезно затрачиваемую при дросселировании пара в редукционном клапане) на создание пониженного давления в расширителе первой ступени 5, куда поступает 90
конденсат разных давлений. Пар вторичного вскипания конденсата рз инжектируется паром высокого давления pt с помощью пароструйного компрессора 4, который сжимает его до давления р2>Рз и транспортирует потребителю пара 2. Конденсат из расширителя 5 первой ступени поступает в расширитель 6 второй ступени, в ко-
Рис. 9-6. Принципиальная схема использования тепла конденсата с пароструйным компрессором и двухступенчатым расширением.
1 — пароприемник высокого давления: 3 — пароприемник низкого давления; 3 — редукционный клапан; 4 — пароструйный компрессор; 5 — расширитель первой ступени; 6 — расширитель второй ступени; 7 — конденсационный горшок.
тором поддерживается давление pt<Ps, вследствие чего вновь происходит самовскипание конденсата. Пар низкого давления второй ступени рь может быть использован в зимнее время на отопление, а в летнее время для горячего водоснабжения и производственных целей. Конденсат из расширителя 6 второй ступени отводится в конденсатный бак.
Баланс пароструйной компрессорной установки Дсм=Д1+D3, кг/ч, где £>см — производительность установки, кг/ч-, Dx— количество пара высокого давления pi, необходимого для сжатия пара низкого давления р3 до заданного расчетного давления рг, кг/ч-, D3— количество вторичного пара низкого давления р3, кг/ч.
Расход пара высокого давления зависит от степени сжатия, т. е. от величины отношения давления паровой смеси р2 к давлению пара р3, подлежащего компрессии.
Отношение количества пара D3 низкого давления, засасываемого компрессором, к количеству пара высокого давления Dt называется коэффициентом инжекции
(9-19)
Выражение, характеризующее экономию условного топлива в результате применения пароструйного компрессора:
Л Г f 1 I 1 •
7000т]к.у 1 000 [ + ~и) "см ~
-Q------(9-20)
где i’cm — энтальпия паровой смеси на выходе из установки, ккал/кг-, i'n — энтальпия пара высокого давления, ккал/кг.
Достоинством схемы является дополнительное количество пара вторичного вскипания конденсата, образующегося в расширителе 5 за счет пониженного давления, а также возможность использования тепла пролетного пара пароприемников при неисправности конденсатоотводчиков.
Рассмотренные схемы использования тепла конденсата не исключают применения других вариантов. На практике часто встречаются комбинации из рассмотренных схем. Сравнительная оценка схем должна производиться на основе технико-экономических расчетов.
9-3. УСТРАНЕНИЕ ПОТЕРЬ КОНДЕНСАТА
Устранение парений и утечек. Неплотности арматуры и трубопроводов являются основными причинами потерь пара, конденсата и питательной воды. 109
Кажущиеся порой незначительными парения и утечки воды приводят к значительным потерям тепла. О величине этих потерь можно судить последующим примерам: через неплотность сечением 1 мм2 проходит при абсолютном давлении 5 кгс/см2 около 5 кг/ч пара, а при давлении 11 кгс/см2 — 8 кг/ч пара. По данным ОРГРЭС [Л. 19] потери конденсата вследствие неплотностей в арматуре, фланцевых соединениях и в трубопроводах на ряде обследованных электростанций составили от 22 до 71% общих потерь конденсата на данной электростанции. В промышленных п отопительных котельных доля этих потерь еще больше.
Наибольшие потери пара наблюдаются через предохранительные клапаны. Основным условием плотности предохранительного клапана является тщательная притирка уплотнительных поверхностей,, не допускающая даже незначительных рисок, капиллярных каналов и неровностей. Усилие от массы груза сравнительно невелико и при плохой притирке не может создать необходимой плотности клапана в рабочем состоянии.
Притирка клапана дает хорошие результаты в том случае, если на уплотняющих поверхностях отсутствуют эрозионные разъедания. При наличии углублений и язв приходится наваривать поврежденные места и протачивать детали клапана на станке., В ряде случаев причиной парения является неправильная регулировка положения и веса грузов. Если клапан отрегулирован только на рабочее давление, то малейшее превышение давления вызывает парение.
Плотность пароводяной арматуры зависит от качества монтажа и в дальнейшем — от организации своевременного ремонта. При своевременном и качественном ремонте потери могут быть снижены до минимума.
Неплотность лючков коллекторов экранов, пароперегревателей и водяных экономайзеров не только связана с потерями тепла, но нередко приводит к необходимости остановки котла. Плотность лючков зависит от правильности подбора прокладочных материалов, точности установки лючкового затвора, чистоты уплотнительных поверхностей. Последнее требование особенно важно, поскольку практика показывает, что малейшие риски и язвы приводят к нарушению плотности лючков.
Неплотности фланцевых соединений являются следствием применения некачественных прокладок, плохой 13-1 193
затяжки фланцев, перекоса труб и фланцев, неправильной установки опор и больших изгибающих усилий при тепловом расширении участков труб. Для создания плотных соединений между фланцами и прокладочным материалом предъявляются требования: прочности, герметичности, отделяемости при ремонте. Кроме того, прокладки должны быть устойчивыми к воздействию перемещаемого вещества и упругими для компенсации изменений давления, а также воспринимать переменные усилия от температурного удлинения трубопровода.
Для уплотнения фланцев арматуры и оборудования применяют прокладки из паранита, резины и картона. Выбор материала зависит от характера транспортируемой среды.
Исправное состояние конденсатоотводчиков имеет большое значение для экономного расходования пара и снижения потерь тепла с конденсатом. Для обеспечения нормальной работы конденсатоотводчика необходимо прежде всего проверить характеристику установленного прибора исходя из расхода, давления и температуры конденсата. Выбор конденсатоотводчика по каталогу без учета условий его работы приводит к потерям тепла. Проверка работы конденсатоотводчика по условию подпора для предотвращения потерь пара производится по энтальпии конденсата на выходе из прибора с помощью калориметра, который может быть изготовлен на любом предприятии.
Сравнивают величину энтальпии 1'к, полученную расчетом по результатам определения в калориметре (формула приведена ниже), с энтальпией конденсата iK, определяемой по давлению на входе в калориметр. При исправном действии конденсатоотводчика 1’к=1к—(3-т-’ 5)°С; при наличии в конденсате пролетного пара rK>iK; доля этого пара в конденсате %=(ГК—где г — теплота парообразования при данном давлении, ккал/кг.
Энтальпия конденсата i'K по тепловому балансу калориметра определяется по формуле
-£'?+А°рс°р~кКал!кг, gv — ел
где gi, g2—начальное и конечное количество воды в калориметре за определенный промежуток времени, кг\ tu 4 — начальная и конечная температура воды в кало-194
риметре за тот же промежуток времени, °C; gnp— масса калориметра, кг\ Спр — удельная теплоемкость материала калориметра, ккал/кг • °C.
Пример 9-2. Калориметр залит водой в количестве 15 л с температурой 20 °C. Абсолютное давление конденсата на входе в калориметр 4 кгс[см2. Энтальпия- конденсата iK=143 ккал1кг-, г= =511 ккал/кг. Масса прибора — 25 кг. Сосуд заливается конденсатом до уровня 20 л. Температура смеси tQK в приборе после пропуска в него конденсата составила от одного пароприемника 40 °C, второго 48 °C, третьего 60 °C.
Энтальпия конденсата, выходящего из конденсатоотводчика первого пароприемника:
20,40—15,20 + 25-0,11 (40 — 20)
1'я =------------20__is------------=111 ккал/кг.
Для второго и третьего пароприемников подсчет дает результаты: i'K=147 и 202 ккал/кг соответственно.
Следовательно, из конденсатоотводчика первого пароприемника выходит переохлажденный конденсат i'R<.iK, из второго — конденсат с небольшой степенью пролетного пара из третьего —
конденсат с пролетным паром Доля пролетного пара для
третьего аппарата
1'я— 202 — 143 , „
х3 = - =0,11о.
JO.B
Утечки конденсата или питательной воды через неплотности в сальниках насосов в практических условиях составляют существенную величину. Эту величину можно определить по формуле
Gf = GCM «г/ч,
°О.В -° к
где G*T —утечки конденсата (питательнойводы), кг/ч-, GCM — измеряемая утечка смеси конденсата и охлаждающей воды из сальников насоса, кг/ч-, £0.в — солесодер-жание воды, поступающей для охлаждения сальниковых втулок, мг/кг\ SC№ — солесодержание смеси конденсата (питательной воды) и охлаждающей воды, вытекающей из сальников насоса, мг/кг\ SK-—солесодержание конденсата (питательной воды), поступающей в насос, мг/кг.
Утечки через сальники насосов можно уменьшить улучшением качества ремонта насосов с применением качественных набивочных материалов.
Экономию топлива можно получить от сбора конденсата и питательной воды, сливаемых из оборудования. При проведении мероприятий в этом направлении следует руководствоваться следующими рекомендациями. 13* 195
спуск воды из котлов при выводе их в ремонт иЛи после гидравлического испытания, а также сливы воды через гидрозатвор деаэратора, конденсата выпара деаэратора и дренажи обдувочных устройств производить в дренажные баки;
гидравлическое испытание котлов производить не конденсатом, а деаэрированной химически очищенной водой;
для ликвидации переливов из дренажных и резервных баков питательной воды предусмотреть регуляторы, поддерживающие постоянство уровня воды;
для полного исключения потерь конденсата с пробами для химанализов предусмотреть так называемую закрытую схему сбора конденсата из пробоотборников; с этой целью внутри сливного корыта прокладывается промежуточный коллектор, через который потоки проб отводятся в дренажный бак; охлаждающая вода из сливного корыта отводится в канализацию.
Устранение потерь конденсата с паром, расходуемым на собственные нужды котельной. Мероприятия для устранения потерь конденсата с паром, расходуемым на собственные нужды котельной, должны проводиться с учетом изложенных ниже соображений.
Эксплуатационный персонал нередко прибегает к периодическому включению в работу питательных насосов с паровым приводом, имеющим полный или частичный выхлоп отработавшего пара в атмосферу, а электронасосы оставляет в резерве. Это не только увеличивает потери конденсата, но вызывает перерасход топлива в котельной.
Перерасход условного топлива может быть вычислен по следующей формуле:
ДВ------nifгод
7 OOOvjK. у75 • 1 000 ’ ° ’
(9-21)
где d — расход пара на 1 г. л. с. ч, отнесенный к полезной работе насоса, ке; tn — энтальпия пара, ккал/кг-tn.B — температура питательной воды, °C; Q — производительность насоса, мг1ч', Н — давление, создаваемое насосом, лг, р — плотность воды, т/л13; т — число часов использования максимальной производительности насоса в год; т]к.у — к. п. д. котельной установки.
Следует, однако, иметь в виду, что правилами Котлонадзора допускается постоянная работа паровых насосов. Последние имеют ряд эксплуатационных преимуществ по сравнению с электронасосами. Характерной особенностью работы бессмазочных паровых насосов, выпускаемых Свесским насосным заводом, является возможность использования отработавшего пара для подогрева питательной воды в смесительном баке.
Условие экономичности режима работы паровых питательных насосов можно представить в виде следующего неравенства:
D (цщб Д.в) Оп.в (^п.в ^срТ]б), (9-22)
где D — расход отработавшего пара, к.г)ч-, 1а — энтальпия отработавшего пара, ккал/кг-, /П.Е — температура питательной воды, °C; Gd.e — расход питательной воды, кг/ч; г]б — к. п. д. бака, учитывающий потерю тепла через его внешнюю поверхность, равный 0,98—0,99; /ср— средневзвешенная температура потоков воды, подаваемых в бак, определяемая из уравнения баланса потоков:
6ДК -р Gx ов ?х. 0 в с₽ -f- Gx 0 в
где GK, Gx.o.e — количество конденсата и химически очищенной воды, кг[ч\ /к, Лсо.в — температура конденсата и химически очищенной воды, °C.
Из неравенства (9-22) следует, что работа паровых насосов будет экономичной в том случае, если тепло отработавшего пара окажется меньше расхода тепла, необходимого для нагрева питательной воды при всех режимах работы котельной. При высокой температуре /ср, что может иметь место при возврате большого количества конденсата с высокой температурой, неравенство (9-22) не выполняется и работа паровых насосов сопровождается частичным выхлопом в атмосферу отработавшего пара. Для отопительных котельных расход пара, необходимый для подогрева воды, может оказаться близким к нулю или даже отрицательным.
Значительную экономию топлива обеспечивает замена паровых форсунок механическими, паромеханическими или с воздушным распыливанием.
Паровые форсунки наряду со многими достоинствами имеют крупные недостатки, главными из которых 197
являются большой расход пара, вызывающий снижение полезной мощности котельной, и безвозвратные потери конденсата. Расход пара на распыление мазута обычно принимается равным 3—5% паропроизводительности котельной. По данным «Укрсахэнергоналадка» расход пара в обследованных промышленных котельных составил от 0,68 до 1,2 кг]кг, т. е. соответственно около 5,6 и 9,8%. Кроме того, паровое распыление мазута снижает температуру факела в топке за счет увеличения количества продуктов горения, увеличивает потери тепла с уходящими газами, если их температура выше температуры пара, подаваемого на распыление, ускоряет процесс коррозии поверхностей нагрева при сжигании сернистых мазутов, создает шум за счет эжекции воздуха, расходуемого на горение.
В ряде случаев источником заметных потерь тепла может служить работа деаэраторов без охладителей выпара. Для устранения этих потерь необходимо предусматривать установку поверхностных или смесительных охладителей выпара, в которых производится конденсация выпара при нагреве химически очищенной воды, подаваемой в деаэратор. Установка охладителей выпара окупает произведенные затраты в срок до 1 года.
На рис. 9-7 приведена схема использования тепла выпара для подогрева химически очищенной воды.
В табл. 9-4 приведена техническая характеристика поверхностных охладителей выпара для атмосферных деаэраторов Черновицкого машиностроительного завода.
Таблица 9-4
Технические характеристики охладителей выпара
Производительность деаэратора, т/ч Тип охладителя Площадь рабочей поверхности, JKa Трубная система Корпус Длина, мм Высота, мм J Наружный диаметр корпуса, мм
Избыточнее давление, «гс/сд3 ш о а Температура воды на выходе, ’С Избыточное давление. кгс/см* Температура пара, •с
>>о X я i К! а и ш
До 50 OBF-2 2 До 4 50 80 0,2 До‘104 1 250 600 325
75—100 OBF-8 8 До 4 50 80 0,2 До 104 2 600 600 325
150—200 OBF-16 16 До 4 50 80 0,2 До 104 2 750 700 426
Для нормального охлаждения пара выпара в охладитель следует подводить химически очищенную воду с температурой не выше 30—40 °C. При подводе воды с температурой 65—75 °C нормальное охлаждение выпара не обеспечивается и имеет место повышенная потеря пара в атмосферу.
На рис. 9-8 приведена схема смешивающего охладите
щего охладителя выпара.
Рис. 9-7. Схема использования тепла выпара деаэратора.
ля выпара. Смешивающий охладитель выпара состоит из корпуса 1, оросительного конуса 2 и распределителя выпара 3. Простота конструкции позволяет изготовить его в мастерской предприятия.
Расход химически очищенной воды для конденсации пара в смешивающем охладителе выпара определяется из выражения
Gx.0.B= ----кг/ч,
‘ем ‘х. о.в
где D — количество пара выпара, кг/ч; для того, чтобы удаление из воды выделившихся О2 и СО2 было эффективным, расход пара с выпаром практически составляет 2—4 кг на 1 т деаэрированной воды; ia— энтальпия пара при давлении в деаэраторе, ккал/кг-, ^см — темпе-ратура после смешения воды с паром, °C; /х.о.в — температура подаваемой химически очищенной воды, °C; Цох — к. п. д. охладителя выпара, равный 0,98—0,99.
Конденсат из охладителя выпара направляют в конденсатный бак. Возможен также возврат его в колонку атмосферного деаэратора через гидравлический затвор в виде петли на конденсатопроводе. При этом разность отметок между нижним патрубком охладителя и местом ввода конденсата в деаэраторную колонку должна быть не менее 3 м, что может вызвать серьезные затруднения при размещении охладителя в котельной.
Экономия условного топлива при установке смешивающего охладителя выпара может быть подсчитана по формуле
д Я—DJ'-v'iw — GvJj rnhrx) f9-23')
7 000v)K.y 1 000 ’ т1гои-
Внутрикотельные потери конденсата трудно поддаются ежедневному учету и контролю. Для полной оценки требуется проведение специальных испытаний. По возможности эти потери устраняются при визуальном выявлении мест парения и утечек воды.
Потери конденсата оценивают по непосредственному измерению добавки химически очищенной воды, возмещающей потери конденсата и безвозвратные расходы воды и пара.
Величина потерь конденсата определяется по формуле
о.в - (Оотп - GKJ, т[ч, (9-24)
где Gx. о в — общая добавка химически очищенной воды; £>отд—суммарный расход пара, отпущенного потребителям; GKo3 — количество конденсата, возвращенного потребителем пара, т/ч.
Потери конденсата могут быть выражены в процентах от расхода питательной воды:
GK
gnOT = -^--100°/0, (9-25)
17 П-в
где Gn.B — расход питательной воды, т/ч.
Показатель внутрикотельных потерь конденсата должен систематически контролироваться и при обнаружении роста эксплуатационных величин против нормальных должны быть приняты меры по выявлению причин и устранению дополнительных потерь.
Пример 9-3. Определить величину внутрикотельных потерь конденсата за отчетный месяц. По приборам зафиксированы следующие показания: общее количество питательной воды, поступающей в котлы, Gn.B=21 600-т; общее количество химически очищенной воды бх.о.в = 1 820 т; отпуск пара потребителям £>ОТП=19840 г; возврат конденсата с производства G^03 = 18 896 tn.
Внутрикотельные потери конденсата [по формуле (9-24)]
6* т = 1 820 — (19 840 — 18 896) = 876 гп.
Величина потерь конденсата в процентах от общего расхода питательной воды по формуле (9-25)
„ 876
ёпот ~ 21 600 ’100 ~ 4
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ РАЦИОНАЛЬНЫХ УСТРОЙСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ ТОПЛИВА
10-1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ ТОПЛИВА
В числе мероприятий по экономии топлива в котельных установках значительное место занимает снижение потерь топлива на складах. Это достигается рациональным устройством складов и правильной организацией приемки, хранения и подачи топлива в котельные. Проведение мероприятий по снижению потерь на складах позволяет сберечь 3—5% топлива. При плохо организованном и неправильно эксплуатируемом складе обесценивается даже самое лучшее топливо: происходит не только убыль массы топлива, но и значительное ухудшение его качества из-за измельчения, увлажнения, снижения теплоты сгорания.
Параметром, характеризующим технический уровень эксплуатации склада, т. е. суммарные потери тепла за счет убыли массы и ухудшения качества, является отношение суммарной теплоты сгорания топлива, полученного со склада в котельную за определенный промежуток времени, к аналогичному показателю при поступлении топлива на склад. Этот параметр, называемый 201
условным к. п. д. склада топлива, определяется по формуле
О^в'
Здесь Qp/ — низшая теплота сгорания рабочего топлива, поступившего в котельную, ккал]кг (средняя величина за месяц, квартал); В' — массовый расход топлива, поступившего в котельную за расчетный промежуток времени, т\ Qp”, В" — соответствующие показатели при поступлении топлива на склад.
Ориентировочные значения величины 'Пекл для правильно устроенных и хорошо эксплуатируемых складов каменного угля составляют от 0,995 до 0,980, бурого угля — от 0,990 до 0,960 и мазута — от 0,999 до 0,998.
При проектировании котельных установок и в процессе эксплуатации не всегда уделяют должное внимание складам топлива, что приводит не только к значительным потерям его на складе (лскл^Р,9), но и к увеличению потерь тепла в котлоагрегатах, снижению тепловой мощности и надежности работы котельной из-за ухудшения качества топлива.
Важнейшие условия повышения условного к. п. д. склада — рациональное устройство и правильная организация эксплуатации, включающая строгий учет количества и качества получаемого на склад и расходуемого котельной топлива.
10-2. ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ РАЦИОНАЛЬНЫХ УСТРОЙСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
ПРИЧИНЫ ПОТЕРЬ ТОПЛИВА НА СКЛАДАХ
Потери твердого топлива на складах могут происходить в результате механических воздействий на его массу и под влиянием химических процессов (табл. 10-1).
В практике приходится сталкиваться с совместным действием ряда перечисленных в таблице факторов при преобладании отдельных из них в зависимости от местных условий.
Однако наиболее заметным источником потерь является измельчение топлива, так как оно влечет за собой усиление остальных неблагоприятных воздействий: уноса 202
Основные источники потерь на складах твердого топлива
Характер воздействий на топливо Источник потерь Характер потерь
Механические Унос мелочи ветром Вымывание атмосферными осадками Вдавливание в грунт и перемешивание с ним Потери массы
Измельчение Увлажнение Снижение теплоты сгорания
Химические Озоление Самоокисление и самовозгорание
ветром и вымывания атмосферными осадками, вдавливания в грунт и перемешивания с ним, увлажнения и озоления. В свою очередь накопление влаги способствует самоокислению и самовозгоранию.
Измельчение топлива происходит при каждой перегрузке, при ручной трамбовке штабеля вместо уплотнения катком, из-за выветривания при длительном хранении и растрескивания при колебаниях влажности.
Помимо прямой убыли на складе, измельчение — ухудшение гранулометрического состава топлива — сильно влияет на к. п. д. котлоагрегатов со слоевыми топками из-за возрастания потерь тепла от механической неполноты сгорания. Кроме того, измельчение и увлажнение топлива вызывают перебои в работе топ-ливоподачи из-за снижения его сыпучести. Наиболее подвержено измельчению топливо, имеющее меньшую механическую прочность. Относительно небольшое увеличение высоты падения топлива при перегрузках вызывает резкое возрастание количества образующейся при этом мелочи (табл. 10-2). Унос мелочи ветром имеет место как в процессе разгрузки, особенно при сбрасывании топлива с большой высоты, в узлах пересыпки, при штабелировании, скреперовании, нагребании бульдозером, так и при хранении в штабелях в случае неудовлетворительной обработки их поверхностей.
При умеренной скорости ветра 4 м]сек уносятся кусочки топлива размером до 0,5 мм, при скорости вет-
Среднее количество мелочи, образующейся ври перегрузках топлива, % [Л. 29]
Операция | Антрациты Угли длинно-пламенные и газовые Угли 6 у рые Угли тсщие
Угли типа ; араличевск пл rriz 4
Перелопачивание на рас- стояние 5 м 1,10 2,0 3,20 4,70 6,80
Ручная погрузка в вагонетки 0,40 0,70 1,10 1,60 2,30
Передача ленточным транспортером на 160 м ... 0,06 0,10 0,20 0,25 0,35
Передача скребковым транспортером на 10 м 0,30 0.55 0,80 1,20 1,80
Перегрузка с транспортера на транспортер с перепадом 1 я 0,06 0,10 0,17 0,25 0,35
Спуск по желобу на 10 л под углом 30—35° .... 0,35 0,65 1,0 1,50 2,20
Спуск по желобу на 10 л под углом 60° 0,65 1,20 1,90 2,70 4,00
Скреперная доставка на 50 л 1,20 2,20 3,5—5,0 5,0—8,0 7,00
Перегрузка грейфером . . . 0,25 0,45 0,70 1,0 1,40
Разгрузка с эстакады (высота 2,3 л) 0,50 1,0 1,50 2,20 8,0
Разгрузка с эстакады (высота 3,5 л) 2,60 4,70 7,30 11,0 15,50
ра 6—8 м!сек размер уносимых кусочков возрастает до 1—2 мм. Ветер, имеющий скорость 13 м)сек, уносит кусочки размером до 5 мм. Потери топлива от уноса ветром возрастают при неудачных схеме механизации и планировке склада.
Вымывание топлива атмосферными осадками возникает из-за хранения топлива в штабелях, при неплотной укатке кровли и особенно откосов штабелей, отсутствия уклонов кровли к краям штабеля, скопления снега, отсутствия или неисправности системы водоотвода.
Вдавливание топлива в грунт и перемешивание с ним вызывается хранением топлива в нештабелирован-ном виде, неудовлетворительной конструкцией и недостаточным уплотнением подштабельного основания и при неумелой эксплуатации механизмов, обслуживающих склад, неудачной его планировкой.
Увлажнение топлива вызывается храпением его в нештабелированном виде, неплотной укаткой кровли и откосов штабелей, отсутствием уклонов кровли к краям, нерегулярной очисткой, штабелей от снега и льда, измельчением топлива, неудовлетворительным удалением атмосферных вод из-за неудачно выполненной планировки площадки или неупорядоченности последней.
Особенно подвержен намоканию фрезерный торф. Малоразложившийся торф поглощает влаги больше, чем хорошо разложившийся. Намокание заштабелированного торфа распространяется на глубину 0,5—0,75 м.
Увеличение влажности снижает теплоту сгорания топлива (§ 3-2), вызывает приращение объема продуктов сгорания, рост потерь тепла с уходящими газами (§ 2-2), ограничивает теплопронзводительность котлоагрегатов, увеличивает расход электроэнергии на тягу.
Кроме этих прямых потерь, избыточная влага топлива оказывает резко отрицательное влияние на всю работу котельной установки: замазывание в дробилках и питателях, зависание в течках и бункерах, усиление коррозии хвостовых поверхностей нагрева вследствие конденсации водяных паров продуктов сгорания. Потеря сыпучести наблюдается при следующих величинах влажности топлива: донецкие антрациты и тощие угли от 8 до 9°/о, кузнецкий тощий 12%, карагандинский ПЖ от 14 до 15%, подмосковный уголь от 34 до 35%. Замазывание, вызываемое присутствием в топливе примеси глины, наблюдается при таких значениях влажности топлив: челябинский уголь от 27 до 30%, богословский и волчанский угли от 25 до 28%, подмосковный уголь от 36 до 37%', райчихинский уголь от 40 до 42%.
При низких наружных температурах влажное топливо смерзается в штабелях, затрудняя работу механизмов на складе. Бурые угли типа карагандинских при влажности 27%' и сильных морозах смерзаются с образованием корки толщиной от 0,5 до 1 м. Антрациты и каменные угли типа ПЖ при влажности до 8% и небольших морозах промерзают на 100—150 мм от наружной поверхности.
Влажность топлива, безопасная в отношении смерзания, составляет для каменных углей от 4 до 8%, для бурых углей типа подмосковного от 18 до 28%', для молодых бурых углей типа александрийского и для торфа от 28 до 33%.
Озоление — повышение зольности рабочей массы топлива — является результатом выветривания, самоокисления и самовозгорания. Выветривание также вы-' зывает уменьшение содержания летучих горючих ве-
рис. 10-1. Потеря теплоты сгорания каменного угля марки ГР в зависимости от длительности хранения н температуры внутри штабеля, в процентах.
ществ, повышение доли балласта в топливе и снижение теплоты сгорания, но наиболее активно эти процессы протекают при самоокислении и самовозгорании топлива. Известны случаи полного уничтожения целых штабелей топлива в результате самовозгорания. Потеря топливом теплоты сгорания оказывается тем больше, чем выше температура в штабеле и чем дольше оно в нем хранится. На рис. 10-1 приведен график указанной зависимости для донецкого каменного угля марки ГР [Л. 36]. Потеря теплоты сгорания артемовского бурого угля марки БР при хранении в штабеле около 1 года составила 2,5%, при хранении челябинского бурого угля марки БР в течение 9 мес. — 3,5%. В среднем потеря теплоты сгорания топлива в правильно сформированных штабелях составляет для каменных углей от 1 до 1,5%, для бурых углей от 2 до 2,5% в год [Л. 22].
Самоокисление топлива является результатом взаимодействия его с кислородом воздуха. Наибольшую 206
склонность к окислению имеют молодые топлива с высоким содержанием кислорода — бурые и каменные угли, за исключением тощих, торф. Это объясняется тем, что кислород воздуха активно соединяется с уже имеющимися в топливе кислородосодержащими органическими веществами. Процесс окисления начинается с физического процесса адсорбции углем кислорода из воздуха, из атмосферных осадков, протекающей при низких температурах, и завершается химическим взаимодействием его с органической массой топлива с выделением при этом тепла. В зависимости от условий хранения и особенностей топлива происходит более или менее быстрое накопление тепла, приводящее к повышению температуры топлива, а затем и к самовозгоранию. Скорость окислительного процесса пропорциональна температуре. При повышении температуры угля на 10 °C и при прочил равных условиях скорость реакции окисления возрастает в 2—3 раза. Резкое ускорение повышения температуры наступает по достижении 60 °C, в связи с чем эту температуру принято считать критической температурой самовозгорания для большинства углей. Но уже при температуре 45—60 °C происходит окисление органической массы топлива, выделение летучих горючих веществ, что приводит к уменьшению теплоты сгорания. Способность к самоокислению и самовозгоранию увеличивается с измельчением топлива, из-за роста поверхности контакта с окружающей средой и более интенсивного поглощения кислорода из воздуха и атмосферных осадков. Ускорению окисления способствуют также хранение топлива с недостаточно уплотненными поверхностями штабелей, влажность топлива, воздушные каналы, перемешивание топлива со щепой, опилками и мусором.
Быстро ухудшается качество угля из-за окисления в первый период хранения (2—3 мес). При последующем хранении в правильно уплотненном штабеле качество угля меняется незначительно. Большое влияние на интенсивность самоокисления топлива оказывает температура воздуха в период закладки штабеля. Штабеля, заложенные в теплое время года, самоокисляются быстрее, чем заложенные в осенне-зимний период, соответственно и сокращаются сроки хранения топлива. Штабеля, расположенные длинной стороной перпендикулярно направлению господствующих ветров, подвержены ускоренному повышению температуры и образованию очагов 207
самовозгорания в откосах После нагрева топлива в штабеле до критической температуры дальнейшее ее повышение вплоть до воспламенения, если не приняты меры, протекает очень быстро. Воспламенение углей происходит при температуре 150—200 °C. Самоокисление фрезерного торфа приводит к повышению температуры внутри штабеля до 60—70°C. В результате окислительных процессов торф теряет летучие (с 70 до 40—50%), значительную часть кислорода (с 30 до 1—6%) [Л. 51]; при этом происходит обугливание торфа с образованием в штабеле полукоксовой массы.
Потери топлива значительно возрастают при пропуске всего или большей части топлива через склад. Поэтому необходимо направлять максимально возможное количество топлива, прибывающего в железнодорожных вагонах или автомашинах, непосредственно в котельную с тем, чтобы запас топлива хранился в правильно оформленных, хорошо уплотненных штабелях. В настоящее время установлены нормы максимально допустимых потерь разных видов топлива при хранении на складе и при транспортных операциях (табл. 10-3).
Таблица 10-3
Предельно допустимые потери твердого топлива при хранении и при транспортных операциях, % [Л. 17]
Вид топлива Наименование операции
Железнодорожные перевозки Разгрузка . железнодорожных вагонов Перемещения скреперами, кранами и погрузка в бункера, вагоны Хранение на складе I год Подача со склада в котельную
Каменный уголь Угольная мелочь Бурый уголь . . . Кусковой торф . . Фрезерный торф Дрова 0,8 1,0 0,8 0,6 1,25 0,1 0,2 0,2 0,15 0,5 0,2 0,2 0,3 о.з 0,15 0,5 0,2 0.3 0,5 2,0 3,0 0,5 0,1 0,2 0,1 0,3 0,2
РАЦИОНАЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО СКЛАДОВ
ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Для хранения твердого топлива при котельных должны сооружаться, как правило, только расходные склады, рассчитанные на регулярное получение топлива 208
с базисных складов. Емкость расходных складов принимается не более недельного запаса при регулярной доставке автотранспортом и до двухнедельного запаса при доставке по железной дороге [Л. 3]. За расчетный принимается расход топлива котельной при средней температуре наиболее холодного месяца. Увеличение емкости склада при котельной допускается в случае отсутствия базисного склада или большой его удаленности. В это?*! случае сооружаются объединенные базисно-расходные склады с общим запасом, соответствующим среднему 2—3-месячному расходу. Основным типом склада твердого топлива является открытый склад. Устройство закрытых складов допускается для котельных в населенных пунктах, в стесненных условиях, при топливе, непригодном для открытого хранения, при специальных требованиях технологии' производства, в районах Крайнего Севера. Применение закрытых складов способствует снижению потерь топлива не только на складах, но и в процессе использования его в котельных установках, значительно повышает надежность эксплуатации. В тех условиях, когда местные условия вызывают увеличенные потери топлива при открытом хранении, целесообразно рассмотреть вариант устройства закрытого склада с технико-экономическим обоснованием по методике, приведенной в гл. 13.
Хранение твердого топлива на открытых механизированных складах производится в штабелях, размеры которых определяются емкостью склада и техническими характеристиками имеющихся механизмов. Для сокращения потерь топлива целесообразны штабеля с наименьшей наружной поверхностью на единицу объема, что достигается устройством крупных, сплошных штабелей. Разгрузка топлива из транспортных средств на склад, штабелирование и погрузка на устройства топ-ливоподачи должны быть механизированы.
Склады углей, склонных к самонагреванию, должны иметь катки типа дорожных для послойного уплотнения штабелей. Неплохие результаты дает укатка гусеницами трактора.
На механизированных складах угля размеры штабелей не ограничиваются и выбираются сообразно с емкостью склада и возможностями механизмов.
На немеханизированных складах топлива, устройство которых для вновь строящихся и реконструируемых 14—1 209
котельных нормами не предусматривается, размеры штабелей принимают для бурых и каменных углей по высоте 2,5 м, по ширине не более 20 м, для торфа по длине не более 125 м, по ширине не более 30 м, углы откосов штабелей^ не менее 60° для кускового торфа, не менее 40° для фрезерного торфа.
Исключение составляют антрациты и каменные угли марки Т, для которых размеры штабелей и на немеханизированных складах не ограничиваются. Расстояния между смежными штабелями угля должны быть не менее 1 м при высоте штабелей до 3 м и не менее 2 м при большей высоте. Штабеля торфа размещают попарно, с разрывами между подошвами штабелей не менее 5 м, а между каждой парой не менее ширины штабеля по подошве, но не менее 12 м.
Разрывы между торцами штабелей, считая по подошве, принимают для кускового торфа не менее 20 м, для фрезерного торфа не менее 45 м. Расстояние от подошвы штабеля должно быть не менее 5 м до ограждения территории, не менее 1,5 м до ближайшего рельса железнодорожного пути и до бровки автомобильной дороги.
Расстояния между штабелями и ближайшими к ним зданиями и сооружениями согласно противопожарным нормам должны быть не менее указанных в СНиП П-М.1-71.
Площадь, необходимая для открытого склада твердого топлива, должна быть достаточной по величине для возможности работы складских механизмов при минимальных потерях топлива с устройством требуемых нормами разрывов, проездов и проходов. Для предварительной оценки необходимой для склада территории площадь, непосредственно занимаемая штабелями, должна быть увеличена в 1,5—1,7 раза. Длина фронта разгрузки при подаче угля в железнодорожных вагонах типа гондола может быть подсчитана исходя из величины Вп — одновременной подачи угля, определяемой по формуле К. А. Егорова [Л. 24]:
Вн= 120+4^-, т,
где ВГОд — годовой расход топлива котельной, т.
Для котельных тепловой мощностью до 50 Гкал/ч, работающих на антрацитах, каменных и бурых углях, 210
за последние годы выработаны типовые схемы открытых складов этих топлив.
При доставке топлива по железной дороге такой склад емкостью 1 500 т состоит (рис. 10-2) из эстакадного приемного устройства с приподнятым железнодорожным путем 1, штабелей топлива 2 и погрузчика-бульдозера 3. Приемный бункер 4, ленточные
Рис. 10-2. Открытый расходный склад угля емкостью 1500 т с эстакадным приемным устройством.
конвейеры 5 и 6 и дробильная установка 7 с дробилкой ДДЗ-1М относятся к устройствам топливоподачи котельной 8.
Для площадок, где сооружение эстакадного приемного устройства затруднено или нецелесообразно, применяют вариант склада с бункерным приемным устройством (рис. 10-3): 1 — железнодорожный путь; 2—бункерное приемное устройство; 3— маневровое устройство; 4 — штабель топлива емкостью 2 000 т; 5—приемный бункер топливоподачи; 6 — погрузчик-бульдозер; 7— дробильное устройство; 8—конвейер; 9 — котельная.
Преимуществом склада с бункерным приемным устройством является возможность разгрузки топлива из железнодорожных вагонов непосредственно в котельную, минуя склад, что снижает потери топлива по сравнению
Рис. 10-3. Открытый расходный склад угля емкостью 2 000 т с бункерным приемным устройством.
с эстакадным приемным устройством. Недостатком этого варианта является необходимость заглубления здания приема топлива до 5 м и приямка для конвейера в нем до 7 м.
При доставке топлива автотранспортом склад угля емкостью 1 000 т (рис. 10-4) состоит из штабеля 1 и погрузчика-бульдозера 2. Приемный бункер 3, винтовые дробилки 4 и ленточный конвейер 5 212
относятся к устройствам топливоподачп котельной 6. Доставка автотранспортом позволяет также подавать топливо непосредственно в бункера котельной, минуя склад. Устройства топливоподачп рассчитаны на получение топлива размерами кусков до 200 мм и выход фракций дробления до 40 мм.
Рис. 10-4. Открытый расходный склад угля емкостью 1 000 т при доставке автотранспортом.
Для котельных, постоянно работающих на сортированных углях, применяется схема топливоподачи* без дробильного устройства. Недостатком примененных в описанных схемах погрузчиков-бульдозеров является измельчение ими топлива, особенно существенное для углей, имеющих малую механическую прочность. Однако этот недостаток в значительной степени компенсируется снижением потерь, достигаемым хорошим
штабелированием (плотность укатки, правильная форма).
Для предотвращения скопления атмосферных вод у штабелей топлива и организованного отвода их за пределы склада должна быть выполнена вертикальная планировка территории. Вокруг склада, в стороне от штабелей устраивают открытые дренажные канавы. Планировочные отметки склада назначают не менее чем на 0,5 м выше уровня грунтовых вод с учетом их максимально возможного подъема. При высоком уровне грунтовых вод рекомендуется устройство между штабелями закрытых дренажных канав. Основание для штабелей должно быть плотно укатано и иметь ровную поверхность. Лучше всего покрыть основание одеждой из плотных суглинков со шлаком — слои шлака втрамбовывают в грунт.
При илистых, песчаных или скалистых грунтах выполняют подсыпку из глинобетона на шлаке слоем 150— 200 мм с тщательной укаткой для обеспечения плотной и ровной поверхности в соответствии с проектными планировочными отметками. Грунты, содержащие органические вещества для подштабельных оснований, не должны применяться. При обнаружении торфа на площадке, предназначенной для склада, он должен быть заменен на глубину не менее 400 мм глинобетоном на шлаке с уплотнением и обработкой поверхности, как указано выше. Подштабельные основания из бетона, асфальта, камня и дерева нецелесообразны.
Пример устройства закрытого силосного склада угля по проекту Центрального конструкторского отделения бывшего треста Союз-проммеханизация приведен на рис. 10-5.
Из автосамосвалов уголь сгружается в приемный бункер 1 и лен.точным конвейером 2 с .рентой шириной 650 мм подается на дробилку 3 типа ДДЗ-1М. Дробленый уголь поднимается цепным элеватором 4 типа Ц1у350 и Поступает в закрытый расходный склад, представляющий собой отдельно стоящий силос 6. Дисковый питатель 7 типа Д-250 выдает уголь из силоса на ленточный конвейер 5 с лентой шириной 500 мм, транспортирующий его в бункера котлов. Предусмотрена ^возможность подачи дробленого угля непосредственно на конвейер 5 и в бункера котлов, минуя силосный склад. Запас топлива в силосе 500 г рассчитан иа 3—5-суточный расход.
Аналогичная схема может применяться и для котельных с меньшим расходом топлива. Взвешивание топлива производится на ленточных весах, установленных на конвейере 5. Для предотвращения сводообразования предусмотрена возможность шуровки и подогрев стенок устья силоса. Управленце конвейером 2, дробилкой н элеватором производится с пульта, размещенного у приемного бункера 1. 214
Рис. 10-5. Закрытый расходный склад угля с силосом емкостью 500 г.
Эти механизмы, обслуживаемые одним рабочим, эксплуатируются в одну смену. Работа конвейера 5 автоматизирована, датчики уровня установлены в бункерах котлов и в силосе. Режим работы линии силос — бункера котлов периодический, в течение суток; частота и продолжительность включения зависят от емкости бункеров у котлов. Наблюдение за работой этой линии должен вести персонал котельной.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКЛАДОВ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
Организация эксплуатации складов твердого топлива должна обеспечить минимальные потери топлива при механизированной разгрузке из прибывающего транспорта в установленные сроки; приемку поступающего топлива с контролем по количеству и качеству; минимальные потери массы и качества топлива при хранении запаса на складе и транспортировке в котельную;
подготовку топлива — дробление, удаление посторонних предметов и при необходимости подсушку; создание запаса сухого топлива для возможности расходования его в дождливое время в смеси с вновь поступающим влажным или лучше в чистом виде, что имеет решающее значение для бесперебойной и экономичной работы котельной установки; возможность механизированного приготовления смеси топлив оптимального состава для повышения к. п. д. котлоагрегатов.
Качество топлива, получаемого котельной, должно соответствовать проектному, установленному планирующими органами, действующим ГОСТ и техническим условиям на поставку, а по влажности (для углей и сланцев), кроме того, техническим условиям отдельных предприятий угольной промышленности. В технических условиях к договорам, заключаемым поставщиками и потребителями топлива, должны быть указаны марка топлива; класс по крупности и максимальные размеры кусков; группа по зольности и ее предельная величина; влажность максимальная; влажность минимальная (для торфа); степень окисленности (для кузнецких углей); отсутствие в топливе посторонних примесей.
Применение в котельных со слоевым сжиганием топлив, поставка которых для такого сжигания действующими стандартами не предусматривается, не должно допускаться ввиду чрезвычайно больших потерь топлива. Так, например, для котельных со слоевыми механическими топками не должны поставляться штыб, отсев, промпродукт, а также антрациты марок АСШ, АРШ и тощие угли. Все эти топлива должны эффективно использоваться в камерных топках крупных котлов.
Каждая партия топлива, прибывшего на склад котельной, должна быть тщательно осмотрена. При обнаружении несоответствия качества техническим условиям поставки или характеристике, указанной в документах поставщика (влажность, содержание мелочи, кусков породы и др.), необходимо отобрать контрольные пробы. По результатам анализа этих проб в случае расхождений с техническими условиями поставки составляют акты и предъявляют материальные претензии поставщику. Отбор контрольных проб должен производиться в соответствии со специальной инструкцией.
Один раз в квартал от каждого штабеля длительного хранения должны отбираться пробы топлива для кон
троля влажности, зольности, содержания летучих горючих веществ и теплоты сгорания. Сравнение этих данных с результатами предыдущих анализов позволяет оценить потерю качества при хранении. Одновременно с отбором проб, но не реже 1 раза в квартал на складе должна производиться инвентаризация топлива для контроля его расхода.
Оптимальным в отношении экономии топлива является такой режим эксплуатации, при котором топливо из разгрузочного устройства подается в бункера котлов, минуя склад. При таком способе работы «с колес» сокращается число транспортных операций и уменьшаются потери топлива (см. табл. 10-3). Сокращение времени контакта топлива с воздухом (быстрое штабелирование, см. ниже) уменьшает также потери летучих, озоление и потери от самовозгорания. Склад при этом служит регулирующей емкостью, где хранятся правильно сформированные штабеля. Для осуществления такого режима необходимы регулярное поступление, стабильность сортов и соблюдение качества топлива, требуемого для устойчивой работы топливоподачи и котлоагрегатов (отсутствие избыточной влаги, смерзшихся кусков и т. п.), достаточный запас на расходном складе. На практике из-за несоблюдения перечисленных условий постоянная работа «с колес» бывает затруднена. При поступлении топлива в автосамосвалах с базисного склада или в железнодорожных «вертушках» с места добычи (торф) такой режим, как способствующий экономии топлива, обязателен.
При разгрузке топлива из прибывающих транспортных средств и формировании штабелей не должны допускаться сбрасывание с высоты более 1,5—2 м. и излишние перегрузки, вызывающие измельчение и потери топлива (см. табл. 10-2). Как видно из указанной таблицы, увеличение высоты падения топлива с 2,3 до 3,5 м при разгрузке с эстакады вызывает возрастание количества образующейся мелочи в 5 раз. Каждая перегрузка грейфером приводит к измельчению от 0,25 до 1,4% перегружаемого топлива. Раскрыть грейфер следует не выше 1—1,5 м над формируемой поверхностью штабеля или над приемным бункером топливоподачи.
Основным условием сохранности топлива при хранении является правильная закладка штабелей. При соблюдении этого условия могут быть сведены к мини
муму потери от механических и химических воздействий на топливо (см. табл. 10-1), предупреждено его самовозгорание и облегчен учет. Правильная геометрическая форма, плотная укатка, оптимальные размеры и расположение штабелей — основные требования, предъявляемые к хорошо организованному и рационально эксплуатируемому складу. Послойная укатка в процессе формирования штабелей должна производиться при хранении топлива, склонного к самоокислению, более 2 мес. При хранении от 0,5 до 2 мес. ограничиваются поверхностной укаткой, при меньшем сроке хранении укатка не обязательна. Каждый штабель должен иметь табличку с ясно видимыми обозначениями номера штабеля, даты его закладки, веса и марки топлива. Такие же сведения записывают в паспорт штабеля.
Перед разгрузкой прибывшей партии свежего топлива площадка склада должна быть очищена от остатков старого топлива и от посторонних предметов.
При поступлении на склад топлива разных марок хранение организуют в раздельных штабелях, посортно. В одном штабеле нельзя хранить топливо разных марок. Произвольное смешение топлив разных марок также недопустимо. Смеси должны приготовляться в соответствии с рекомендациями, обеспечивающими повышение к. п. д. котлоагрегатов (см. гл. 3).
Важность плотной укладки штабелей для топлив, склонных к самоокислению и самовозгоранию, диктуется следующими соображениями.
Химические воздействия на топливо вызываются поглощением кислорода из воздуха и атмосферной воды поверхностями частиц топлива. Количество поглощаемого кислорода техМ больше, чем больше величина адсорбирующей поверхности единицы массы топлива и срок его хранения. Поглощение топливом кислорода сопровождается выделением тепла, отвод которого изнутри штабеля затруднен из-за низкой теплопроводности углей. Поэтому важнейшей мерой защиты топлива от химического воздействия кислорода является предотвращение доступа воздуха в штабель, что достигают тщательной послойной укладкой с укатыванием дорожным катком, создающим давление 2—3 кгс/см2 для каменного и 3—4 кгс/см2 для бурого угля, не допуская оставления пустот. Толщина каждого слоя 1,5—2 м для каменных и 0,5 м для бурых углей. Штабеля торфа вместо укатки 218
покрывают плотным слоем влажной торфяной мелочи, предотвращающей доступ воздуха внутрь штабеля. Наиболее подвержены повышению температуры откосы штабелей, что объясняется рассортировкой топлива по крупности кусков, получающейся при насыпании топлива на штабель. Более крупные куски собираются у подошвы штабеля, что облегчает доступ воздуха внутрь штабеля и способствует самоокислению. Поэтому поверхность откосов очищают от крупных кусков, засыпают мелочью и утрамбовывают. Особенно плотно должны быть укатаны нижние части откосов штабелей. Температура наружного воздуха и длительность процесса формирования штабеля оказывают решающее влияние на сохранность топлива при последующем хранении.
По опытам, проведенным на челябинском буром угле [Л. 22] в штабелях, заложенных ранней весной (март — апрель), при отрицательной температуре воздуха и грунта максимальная температура угля не превышала 33 °C. В штабеле майской закладки эта' температура достигала 60 °C, а в штабеле, заложенном в июле, возникли очаги самовозгорания с температурой более 250 °C.
Весьма важно также сокращение времени между выгрузкой угля из вагонов и завершением формирования уплотненного штабеля.
По опытам на богословском угле при одинаковой общей продолжительности процесса формирования двух штабелей в одном случае период между выгрузкой и уплотнением угля составлял 5 суток, а в другом 25 суток; температура угля в первом штабеле за период хранения не превышала 35 °C, во втором температура угля быстро поднялась до 80 °C, что привело к необходимости разборки штабеля.
Длительность формирования штабеля топлива, склонного к самоокислению, должна быть минимальной — не более 2—3 суток при летней закладке. В этих условиях штабелирование топлива целесообразно производить ночью. Топливо, прибывшее при повышенной температуре, до закладки в штабель необходимо охладить. Недопустимо включение в штабель топлива с очагами горения. Такое топливо после ликвидации очагов горения и охлаждения подается в котельную. Оптимальным в отношении снижения потерь от самоокисления является расположение штабелей длинной стороной вдоль направления господствующих ветров.
Штабеля должны находиться под регулярным визуальным наблюдением и контролем температуры. При
обнаружении промоин, провалов, трещин и т. п. необходимо восстановление поврежденных мест подсыпкой мелочи и трамбовкой. При осмотре штабелей обращают внимание на признаки самовозгорания, которыми являются проталины на снежном покрове штабеля; влажные пятна или быстрое высыхание отдельных мест с образованием на поверхности штабеля сухих пятен после дождя; запах углеводородов, сернистых соединений, появление легкого дыма; повышение температуры в течение суток на 3—5°C и подъем температуры до 60°C; такие участки считаются опасными.
Контроль температуры в штабелях топлива, склонного к самоокислению, производят через 3—5 дней, а при обнаружении температуры выше 45—50 °C ежедневно, пока не установится температура ниже 45 °C.
Стальные трубки внутренним диаметром 20—40 мм для термометров закладывают в откосы штабеля вертикально, на расстоянии 1,5 м от края подошвы, с шагом 5—10 м. Топливо вокруг трубок утрамбовывают. Длину трубок выбирают так, чтобы нижние концы их находились на расстоянии 300—500 мм от подошвы штабеля, а верхние выступали на 300—400 мм.
Нижние концы труб оттягивают на конус и заваривают, верхние закрывают пробками. Термометры применяют со шкалой от 0 до 150 °C и длинными хвостовиками. На ртутный шарик термометра надевают металлический капсюль, заполненный машинным маслом. Замер температуры в штабеле производят опусканием термометра в трубку на нужную глубину с помощью шнура или рейки на 15— 20 мин. Результаты измерения температуры штабеля регистрируют в специальном журнале по приведенной ниже форме. Все точки измерения нумеруют масляной краской на трубках.
Дата и час суток № штабеля Место измерения Температура, °C Примечания
Целесообразно применение автоматической сигнализации повышения температуры в штабеле выше допустимой. Одним из возможных конструктивных решений такого устройства является сжатая пружина с сигнальным флажком, закладываемая в трубки. Пружина удерживается в сжатом состоянии стяжкой из специального сплава. При превышении опасной температуры стяжка плавится и освобождает пружину, которая выбрасывает над трубой сигнальный флажок.
Обнаруженные очаги самовозгораний Необходимо локализовать дополнительным уплотнением поверхности очага и прилегающих участков. При недостаточности этого поверхность недопустимо разогретого участка обмазывают раствором глины с песком слоем 2—3 см. В тех случаях, когда и это мероприятие окажется недостаточно эффективным, горящее топливо следует разбросать на запасной площадке слоем до 0,5 м для охлаждения и при необходимости залить водой. Тушение очагов горения водой или углекислотой в штабеле нецелесообразно.
Воспрещается разрыхление топлива и устройство вентиляционных каналов в штабеле для охлаждения очага горения. Охлажденное и подсохшее на площадке топливо подается для использования в котельную. Во избежание разрушения откосов и кровли штабелей при хождении (например, к термометрам) устраиваются дощатые трапы. Хождение по откосам и краям кровли штабелей не должно допускаться.
На базисных складах длительного хранения для предотвращения потерь производят периодическое обновление запаса топлива по графику, согласованному с поставщиками (при отсутствии чрезмерного повышения температуры до 60°C), в следующие сроки: антрациты, тощие угли, фрезерный торф и кусковой низинный— через 2 года, каменные, бурые угли и кусковой торф прошлых лет добычи — через 1 год. Обновление угля на базисном складе рекомендуется производить в периоды наиболее постоянной влажности воздуха; не следует производить закладку штабелей в периоды, когда днем температура воздуха относительно высока, а ночью снижается ниже нуля. Вскрытие штабелей рекомендуется ..производить в ограниченной зоне и расходовать топливо возможно быстрее. В первую очередь забирается топливо, имеющее температуру выше 40 °C. Для районов с низкими наружными температурами при систематическом поступлении сильно смерзшегося топлива на складе устраивают «тепляки» — сараи, в которых циркулирует воздух, подогретый до 120—160 °C. Вагон с топливом размораживается горячим воздухом в течение 2,5—3 ч. Возможно совмещение такого сарая с бункерным приемным устройством. Расход тепла на размораживание угля в железнодорожном вагоне грузоподъемностью 60 т составляет примерно 300—500Х
X103 ккал. Указанное количество тепла соответствует расходу не более 0,10—0,25% топлива, находящегося в вагоне. Если же подавать в топки котлов все топливо со смерзшейся влагой, то расход тепла на подогрев и таяние льда для молодых бурых углей и торфа может достигнуть 2—3% их теплоты сгорания. Толщина слоя смерзшегося топлива зависит от температуры наружного воздуха и от времени пребывания вагона в пути.
Башкирский уголь, находившийся в пути 25 ч, промерзал в вагоне при температуре наружного воздуха —5 °C на глубину 110 мм, а при температуре —15 “С на глубину 180 мм. При этой же температуре и пребывании вагона в пути 10 ч глубина промерзания угля составляла только 120 мм [Л. 22].
Подсушка топлива на месте добычи наиболее целесообразная мера, обеспечивающая сокращение веса при перевозках, предотвращение смерзания топлива, облегчение разгрузки вагонов, уменьшение их простоев. По данным Н. М. Михайлова [Л. 22], при подсушке башкирских углей на месте добычи обеспечивается экономия топлива до 3—4%, вес перевозимого угля сокращается на 30%.
10-3. ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ РАЦИОНАЛЬНЫХ УСТРОЙСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКЛАДОВ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
ИСТОЧНИКИ ПОТЕРЬ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Топочные мазуты — остаточные продукты переработки нефти — поставляются в соответствии с ГОСТ 10585-63. В стандарте предусмотрено три марки топлива: маловязкий мазут — 40 и высоковязкие мазуты—100 и 200. Последний применяется в котельных только при возможности непосредственной подачи с нефтеперерабатывающих заводов по трубопроводам, что является исключением. Требования, предъявляемые стандартом к топочным мазутам, приведены в табл. 10-4.
Основные свойства топочных мазутов, определяющие условия их применения в котельных установках: вязкость, температура застывания, содержание серы, влажность, зольность, плотность, температура вспышки, низшая теплота сгорания.
Топочные мазуты характеризуются условной вязкостью, обозначаемой ВУ<. Индекс указывает, при какой температуре определяется вязкость. Маловязкие топлива типа солярового масла характеризуются ВУ50, т. е. 222
Основные показатели топочных мазутов по ГОСТ 10585-63
Наименование показателей Марка мазута
40 100 200
Вязкость условная, °ВУ (не более):
при 80 °C 8,0 15,5 —
при 100 °C — —- 6,5—9,5
Содержание воды, % (не более) . . 2,0* 2,0* 1,0
Зольность, % (не более) 0,15** 0,15** 0,3
Содержание механических примесей, % (не более) 1,0 2,5 2,5
Содержание серы, % (не более) . . 0,5*** для малосернистого
2,0*** для сернистого
3,5*** для высокосернистого
Температура вспышки при определе-
нии в открытом тигле, СС (не ниже) 90 НО 140
Температура застывания, °C (не выше) -j-10 +25 +36
Температура застывания мазута из высокопарафинистых нефтей, °C
(не выше) +25 +42 +42
Теплота сгорания низшая в пересчете на сухое топливо’ (небраковочиая),
9 700 9 650 9 600
ккал/кг 9 550 9 500 9 450
Плотность при 20 °C, г 'см3 (не более) — 1,015 —
* При водных перевозках и сливе с подогревом .открытым" паром не более 5%;
** Из бакинских нефтей допускается до 0,5%.
*** Из арлано-чекмагущекой, серновэдекой и бугурусланской нефтей—не более 4,3%.
1 В числителе для малосернисгого и сернистого топлива, в знаменателе для высокосернистого топлива.
условной вязкостью при 50 °C; для топочных мазутов, текучесть которых при 50°C недостаточна, вязкость определяется при температуре 80 или 100 °C и обозначается ВУ8о или ВУюо- Зависимость вязкости мазутов от температуры показана на номограмме ВТИ (рис. 10-6).
Горизонтальными линиями с цифрами на номограмме обозначены значения рекомендуемой и предельно допустимой вязкости для насосов и форсунок разных типов, по которым может быть ориентировочно определена необходимая температура подогрева соответствующего топлива. Величина вязкости, определяющая качество распыления в форсунках, а следовательно, и экономичность сжигания, а также продолжительность слива и гидравлическое сопротивление при перекачке по
трубопроводам, имеет в эксплуатации важное значение.
Температура застывания мазутов марки 40 от 10 до 25 °C, марки 100 от 25 до 42 °C. Верхние пределы
Рис. 10-6. Номограмма для определения вязкости и температуры мазута.
1 — предельная вязкость мазута для винтовых и шестеренчатых насосов; 2—то же для поршневых и скальчатых насосов; 3 — то же для центробежных насосов производительностью 20—40 т/ч; 4—то же для паровых форсунок; б — то же для воздушных вентиляторных форсунок; 6 — то же для воздушных компрессорных форсунок; Z — то же для механических форсунок и рекомендуемая вязкость для паровых форсунок; 8 — рекомендуемая вязкость мазута для воздушных и вентиляторных форсунок; 9 — то же для механических форсунок.
так называемая псевдокристаллическая структура, вызывающая понижение текучести и затруднение слива и перекачки (80—100°ВУ). Для мазута марки 100 это имеет место за 25—30 °C до температуры застывания. В некоторых мазутах формируются трудно расплавляемые твердые комки и зерна.
По сернистости мазуты делятся на малосернистые, сернистые и высокосернистые с содержанием серы до 0,5, 2 и 3,5% соответственно. Содержание серы в мазутах зависит от исходной нефти, но значительно выше, чем в последней, так как сера концентрируется преимуще-224
ственно в тяжелых остаточных продуктах. При переработке высокосернистых нефтей (арлано-чекмагушской, серноводской и бугурусланской) содержание серы в мазутах может доходить до 4,3%. Сера содержится в мазутах в активной и пассивной форме. Активная сера вызывает коррозию трубопроводов, подогревателей в резервуарах, теплообменников и хвостовых поверхностей нагрева при температурах стенки металла последних ниже температуры точкц росы.
В мазутах, выпускаемых нефтеперерабатывающими заводами, содержатся, как правило, только следы воды. Значительное обводнение мазута происходит при перевозках и в особенности при подогреве «открытым» паром. При таком способе разогрева содержание влаги в мазуте резко возрастает, что не только вызывает потери пара и конденсата, но и ухудшает качество самого мазута. В результате снижается к. п. д. котлоагрегатов и надежность работы котельной. При подогреве в открытых резервуарах вода, содержащаяся в мазуте, вызывает вспенивание.
Зольность мазутов марок 40 и 100 составляет от 0,10 до 0,15% (мазуты бакинских нефтеперерабатывающих заводов до 0,4%). Присутствие в золе щелочных и щелочноземельных металлов и ванадия снижает температуру ее размягчения и приводит к образованию минеральных отложений на поверхностях нагрева. Увеличение зольности от 0,1 до 0,3% усиливает образование отложений в 2—3 раза (Л. 11], снижает экономичность и теплопроизводительность котлоагрегатов. Зольность топочных мазутов в 2—4 раза больше зольности исходной нефти.
Плотность топочных мазутов, измеряемая при 20 °C, мало отличается от плотности воды и может изменяться в пределах 950—1 050 кг/м3. Из-за малого отличия плотности мазутов и воды отделение последней путем естественного отстоя почти исключено. Максимальная плотность мазута 100, установленная стандартом, составляет 1 015 кг/м3.
Температура вспышки мазутов колеблется в пределах 90—170 °C, для мазута 100 должна быть по стандарту не ниже 110 °C.
Низшая теплота сгования обезвоженного мазута Qp = = 9 500 — 9800 ккал/кг, при влажности W,p = 5°/0 низ
шая теплота сгорания рабочего топлива марки 40 Q° = =9 140—9 330 ккал/кг, марки 100 9 050—9 250 ккал{кг. Меньшие величины относятся к высоковязким, большие к маловязким мазутам.
Основными источниками потерь мазута, а также связанных с его применением потерь тепла в условиях котельных установок являются:
разогрев мазута в железнодорожных цистернах «открытым» паром; на 1 т мазута расходуется до 100 кг пара, обводнение мазута при этом достигает 10%. По данным ВТИ {Л. 11] сжигание мазута с такой влажностью приводит к перерасходу около 0,75% сухого мазута за счет тепла, идущего на испарение влаги, и дополнительного расхода энергии на тягу; кроме того, снижается надежность работы котельной;
удлинение времени разогрева и слива железнодорожных цистерн сверх минимально необходимого вызывает увеличение расхода пара за счет потерь в окружающую среду; при температуре наружного воздуха— 10°С и подогреве мазута 100 в цистерне емкостью 50 лг3 от 0 до 60 °C средняя потеря тепла в окружающую среду равна 30500 ккал!ч, что соответствует 20% часового расхода тепла на разогрев мазута в цистерне. Причинами удлинения времени разогрева чаще всего являются недостаточное давление пара перед вводом в цистерну, значительная конденсация пара в подводящем паропроводе, неумелое обслуживание устройств для разогрева и слива мазута из цистерн;
хранение мазута в открытых емкостях, вызывающее дополнительное обводнение атмосферными осадками и увеличенные потери от испарения; открытые лотки для слива мазута, вызывающие потери тепла;
недостаточный подогрев мазута перед сжиганием, не обеспечивающий снижения вязкости до нормальной величины (рис. 10-6), что ухудшает распыление топлива форсунками и влечет рост потерь тепла от механической и химической неполноты сгорания;
неудовлетворительное состояние или отсутствие тепловой изоляции стальных наземных резервуаров, паро-и мазутопроводов, что вызывает значительные потери тепла в окружающую среду;
отсутствие присадок, необходимых при сжигании сернистых мазутов (содержание серы более 0,5%), для
Нормы потерь топочного мазута при приеме и хранении
(а соответствии с приказом Госплана СССР № 760 от 10/XII 1964 г. и изменениями, утвержденными приказом Госплана СССР JVs 827 от 4/VII 1906 г.)*
Перевозки в железнодорожных цистернах (в процентах от перевозимого количества)...................................0,040
Прием из железнодорожных цистерн, автоцистерн, нефтеналивных судов, резервуаров (в процентах от принятого количества):
из железнодорожных и автоцистерн в заглубленные желе-
зобетонные и наземные металлические резервуары . . . 0,021 из барж и танкеров в заглубленные железобетонные и на-
земные металлические резервуары.................. . 0,006
Хранение в резервуарных емкостях (1 яг на 1 я2 поверхности
• испарения в месяц):
резервуары заглубленные, железобетонные...............0,003
резервуары наземные, металлические....................0,006
Примечание. Для вертикальных наземных цилиндрических резервуаров поверхность испарения принимается по калибровочной таблице нижнего пояса, а для заглубленных вертикальных резервуаров — по калибровочной таблице на 0,8 высоты взлива независимо от фактической степени заполнения.
Для горизонтальных цилиндрических наземных и заглубленных резервуаров поверхность испарения вычисляется исходя из заполнения резервуара на 0,75 высоты взлива независимо от фактической степени заполнения по формуле F—0,865 dl, где d— диаметр корпуса резервуара; I — длина цилиндрической части; 0,865 — постоянный коэффициент.
Нормы для заглубленных железобетонных резервуаров распространяются на резервуары с засыпкой от 0,2 м и выше над верхом кровли и временно — на заглубленные горизонтальные металлические резервуары с засыпкой от 0,3 м и выше над верхней образующей. Нормы потерь топочного мазута одинаковы в весенне-летний и осенне-зимний периоды.
Нормы путевых потерь мазута при перевозках в железнодорожных цистернах принимаются независимо от расстояния н периода года.
* Выдержки из (Л. 43J.
уменьшения образования плотных отложений на поверхностях нагрева, в мазутопроводах, подогревателях и облегчения их чистки, донных отложений в резервуарах и для защиты хвостовых частей котлоагрегатов от низкотемпературной коррозии. Нормы потерь топочного мазута при приеме и хранении приведены в табл. 10-5.
РАЦИОНАЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО И ЭКОНОМИЧНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКЛАДОВ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
Устройство и эксплуатация складов жидкого топлива котельных должны обеспечивать:
минимальный расход тепла на подогрев мазута при разгрузке из цистерн, хранении и подаче в котельную, при соблюдении требуемой вязкости топлива;
15* 227
быстрый и полный слив мазута из разгружаемых цистерн, что важно как в отношении уменьшения простоя транспортных средств, так и для сбережения топлива и тепла на подогрев;
исключение или уменьшение обводнения мазута при сливе и хранении;
подготовку мазута — подогрев и фильтрацию, а для сернистого топлива и химическую обработку — добавку жидких присадок.
В состав установки для снабжения котельной топочным мазутом входят сооружения и устройства для приема и хранения топлива, подготовки и подачи его в котельную. Устройство для приема топочных мазутов из железнодорожных цистерн состоит из эстакады для обслуживания узла разогрева у сливаемых цистерн, междурельсового сливного лотка, снабженного паровой рубашкой, и лотков, ведущих в подземные резервуары-хранилища. При наземных резервуарах в состав устройства добавляется заглубленная «нулевая» емкость, из которой топливо перекачивается насосами в хранилище. Для котельных рассматриваемого в настоящей работе типа применяют установки с двумя подземными резервуарами емкостью по 50, 100, 250, 500 и 1 000 м3 и двумя наземными резервуарами емкостью по 200, 400 и 1 000 л? по типовым проектам Сантехпроекта. Подогрев массы мазута в резервуарах циркуляционный, горячим мазутом и местный. Оборудование для подготовки и подачи мазута в котельную размещено в насосной. В зависимости от расхода мазута применяют насосные производительностью 3,25; 6,5; 11 я3/ч, а также 2X11 и 2X22 я?1ч.
Принципиальная схема трубопроводов мазутонасосной для установки с подземными резервуарами показана на рис. 10-7.
В состав основного оборудования входят насосы 1 подачи мазута в котельную, насосы 2 циркуляционно-греющего контура, подогреватели мазута 3, фильтры грубой очистки 4, фильтры тонкой очистки 5. Вспомогательное оборудование насосной — охладитель конденсата 6 и дренажные насосы 7.
Для предотвращения твердых отложений и пробок в мазутопроводах необходимо поддерживать постоянную циркуляцию в контуре подачи топлива в котельную и температуру, зависящую от вязкости мазута и типа 228
применяемых форсунок (см. рис. 1-0-6). Регулирование температуры и давления мазута должно быть автоматизировано.
Жидкое топливо может применяться в котельных в качестве основного — в течение всего периода работы, резервного — в течение длительного периода (зимние
К мазутосл 'иВд
Рис. 10-7. Принципиальная схема мазутонасосной с циркуляционным разогревом для подземных резервуаров.
— мазут;---------пар;-------— конденсат.
месяцы), аварийного — при непродолжительном прекращении подачи основного топлива (газа) и в качестве растопочного — при камерном сжигании твердого топлива. Требования к устройству складов мазута котельных установок в зависимости от назначения жидкого топлива и местных условий изложены в нормативных документах [Л. 3, 4].
Для быстрого и безостаточного слива топочных мазутов из железнодорожных цистерн требуется снижение их вязкости, что достигается подогревом до температуры, обеспечивающей текучесть топлива (табл. 10-6).
Таблица 10-6
Рекомендуемая Температура подогрева топочных мазутов, °C
Место подогрева Мазут марки
40 I юо 230
В железнодорожных цистернах перед сливом В приемной (промежуточной) емкости и в хранилищах • Перед форсунками разных типов .... 30 40—60 60 60—80 См. рис. 70—90 10-6
Примечания;!. Для сернистых мазутов 40 и 100 температура разогревав тошшвохранилищах и приемной емкости 70—80 °C.
2. В открытом баке во избежание вспенивания температура разогрева мазута должна быть не более 90 °C.
3. Температура разогрева солярного масла перед сливом из железнодорожных цистерн 10—15 °C.
Для экономии топлива и тепла необходима замена разогрева мазута в железнодорожных цистернах «открытым» паром другими методами разогрева. Наиболее целесообразна доставка топочных мазутов в цистернах, оборудованных паровыми рубашками в сливном приборе и в нижней части бака. Конструкция таких цистерн разработана ЦНИИ МПС.
Безостаточный слив мазута из 60-т цистерны, снабженной паровой рубашкой, обеспечивается за 4 ч вместо 10—14 ч, удельный расход пара на слив уменьшается в среднем в 2 раза, исключается обводнение топлива, соответственно на 5—10% увеличивается полезная емкость мазутохранилищ, исключается трудоемкая ручная зачистка цистерн от остатков мазута, значительно повышается производительность и улучшаются условия труда по разгрузке топлива. По расчетам Теплоэлектропроекта затраты на внедрение цистерн, оборудованных паровыми рубашками, окупятся примерно за полтора года [Л. 11].
В научно-исследовательских организациях и на предприятиях разрабатываются и другие экономичные методы разогрева мазута для слива пз железнодорожных цистерн.
Виброподогреватели позволяют примерно в 20 раз увеличить коэффициент теплоотдачи по сравнению с коэффициентом для неподвижной поверхности. Продолжительность разогрева мазута на 60 СС в цистерне 50 Л3 составляет 3,5 ч, тепловая мощность около 0,4 Гкал/ч, мощность парового привода 4,8 кет, поверхность нагрева подогревателя 5,65 л2, скорость вибрации 0,83 м/сек [Л. 43].
На ГРЭС-1 Ленэнерго разработан и внедрен разогрев мазута методом электроиндукционных потерь. Основное достоинство метода — исключение обводнения мазута, сокращение времени слива 230
цо 4—6 ч, исключение тяжелого труда по ручной зачистке. Электрическая мощность установки— 160 кет.
Разрабатываются также установки для разогрева цистерн прокачкой горячего мазута, при помощи инфракрасных лучей и др.
До возможности систематического получения топочных мазутов в специализированных цистернах с паровыми рубашками и при отсутствии других устройств целесообразно применять для разогрева мазута перед’ сливом взамен «открытого» пара переносные змеевиковые подогреватели системы Гластовецкого и Чекмарева, состоящие из трех секций, соединяемых при помощи шлангов.
Поверхность нагрева подогревателя, применяемого для цистерн емкостью 50—25 м3, составляет 23,1 м2, вес 228 кг. Подогреватели изготовляют из стальных или дюралюминиевых труб. В качестве теплоносителя применяют сухой насыщенный или слабо перегретый (до 200 °C) пар давлением 6—8 кгс]см2.
Основные недостатки переносных змеевиковых подогревателей: значительный вес и громоздкость, затрудняющие обслуживание, большая продолжительность разогрева, необходимость зачистки цистерны после слива. Существенные преимущества таких подогревателей перед разогревом «открытым» паром: исключение обводнения мазута, экономия топлива.
Некоторое ускорение разогрева «открытым» паром достигается путем применения пара повышенных параметров— давлением до 6—8 кгс!см2, лучше слегка перегретого, до 200 °C. Хорошая тепловая изоляция подводящих паропроводов и правильно организованный дренаж способствуют уменьшению обводнения мазута и ускорению разогрева.
Потери мазута во время слива из цистерн сокращаются при замене переносных лотков на стационарные междурельсовые, как это принято в действующих типовых проектах установок для мазутоснабжения котельных (Сантехпроект, 1967 г.). Потери тепла сокращаются при закрытых крышками сливных лотках, что способствует также ускорению слива топлива. Давление пара в рубашке обогреваемого междурельсовлго лотка не должно' превышать 2 кгс!см2. Использование паровых рубашек или встроенных змеевиков, которыми оборудована часть цистерн, должно быть обязательным при разогреве мазута перед сливом.
Наиболее распространенный до последних лет способ разогрева мазута в резервуарах при помощи паровых змеевиковых или секционных подогревателей обладает крупными недостатками, к числу которых относятся низкая эффективность передачи тепла высоковязкому мазуту из-за осаждения на трубах карбоидов и других загрязнений, что обусловливает большой расход металла на создание развитой поверхности нагрева подогревателей, почти полное отсутствие отстоя воды при подогреве высоковязких мазутов из-за незначительной разницы плотности топлива и воды, выключение части поверхности нагрева змеевиков или секций донными отложениями, обводнение мазута в результате коррозии и нарушения плотности многочисленных соединений труб, сложность проведения ремонтных работ. Эти недостатки способа подогрева непосредственно влияют на качество подготовки мазутов для сжигания, увеличивают потери топлива, затрудняют эксплуатацию котельных.
В мазутных хозяйствах котельных, в которых еще сохранился способ разогрева мазута в резервуарах при помощи змеевиковых или секционных подогревателей, целесообразно заменить его на циркуляционный, разработанный проф. Геллером [Л. 43].
В последние годы циркуляционный способ разогрева мазута, обладающий многими преимуществами, получает все более широкое распространение. Затраты на реконструкцию мазутного хозяйства окупаются в короткий срок за счет улучшения качества подготовки топлива, его экономии при сжигании, повышения надежности эксплуатации, удешевления очистки и ремонта резервуаров.
Циркуляционный подогрев осуществляется подачей топлива насосом из нижней части хранилища через внешний подогреватель к насадкам, расположенным в хранилище. Турбулентные затопленные струи горячего мазута, выбрасываемые из насадков, обеспечивают быстрое и эффективное перемешивание, однородный состав и равномерную температуру топлива, препятствуют отложению карбоидов.
В качестве внешних подогревателей применяются трубчатые секционные конструкции. Относительно высокие скорости мазута в трубчатых подогревателях обеспечивают благоприятные условия теплопередачи от греющего теплоносителя мазуту и длительную работу без образования отложений.
В современных типовых установках- для мазутоснаб-жения котельных нашли применение подогреватели мазута ПМ-25-6 и ПМ-40-15, изготовляемые таганрогским заводом «Красный котельщик».
Хорошо зарекомендовали себя секционные подогреватели конструкции ПКБ Башкирэнерго. Каждая секция такого подогревателя состоит из пучка труб диаметром 38X3 мм, заключенного в кожух диаметром 219x6 мм. Удельная поверхность нагрева этого подогревателя, отнесенная к 1 т подогреваемого мазута, благодаря высокому коэффициенту теплопередачи и рациональной компоновке трубных пучков в 2,5 раза, а вес металла в 6 раз меньше, чем у широко распространенных подогревателей мазута типа «труба в трубе».
Благодаря возможному быстрому повышению температуры массы мазута в резервуаре циркуляционный подогрев позволяет уменьшить температуру мазута при его хранении, что сокращает расход тепла на подогрев и уменьшает потери топлива от испарения. Местный подогрев мазута внутри резервуара выполняют при этом только в зоне всасывающей трубы.
При хранении топочных мазутов, представляющих собой сложные многофазные смеси органических и неорганических соединений, на днище и стенках резервуаров образуются большие отложения—-осадки. Толщина слоя осадков зависит от промежутка времени между зачистками, способа разогрева мазута в резервуаре, особенностей топлива и может достигать высоты 1 м. Мазутные осадки могут снизить полезную емкость резервуаров на 20—25% и, кроме того, значительно ухудшают подогрев топлива вследствие заиливания подогревательных устройств. Наиболее подвержены отложениям резервуары, оборудованные паровыми змеевиками. При циркуляционном способе подогрева, обеспечивающем интенсивное перемешивание топлива в придонных слоях, образование отложений значительно меньше (табл. 10-7). Только одно это преимущество диктует целесообразность замены змеевикового подогрева в существующих мазутных хозяйствах циркуляционным.
Ручные способы очистки резервуаров от отложений с применением средств малой механизации, все еще применяемые в эксплуатации, не освобождают от тяжелого физического труда, являются трудоемкими и дорогостоящими. Механизированные способы зачистки резервуаров
234
Таблица 10-7
Количество’осадков в мазутных резервуарах (по данным ОРГРЭС и Союзморниипроекта)
Рижская ТЭЦ || Клинцовская ТЭЦ || Грозненская ТЭЦ-2
Показатели Станционный номер иля индекс резервуара
А 1 Б 1 1 1 2 53 | Г>4 | 55
Тип резервуара Железобетонный Стальной
Емкость, 640 640 ' 500 500 622 627 627
Диаметр резервуара, м . . 14,25 14,25 12,5 12,5 8,55 8,59 8,59
Способ подогрева мазута в резервуаре Змеевиковый Змеевиковый и циркуляционный Змеевиковый Циркуляционный
Количество осадков в ре- зервуаре, ,и3 105 95 94 103 10 48 22
Толщина слоя осадков, м 0,65 0,58 0,80 0,88 0,16—0,50 0,71—1,0 0,35—0,44
Объем резервуара, занимаемый осадками, % ... . 16,5 14,5 23,5 25,6 1,6 7,7 3,5
Продолжительность накопления осадков, лет . . . 9 9 8 11 12 12 12
от осадков мазута с применением моющих препаратов МЛ, используемые на морском и речном флоте и в других отраслях народного хозяйства, основаны на гидравлическом |размыве отложений струей 0,5—1 %-кого водного раствора моющего препарата МЛ-2 с добавкой 5—10% поваренной соли и химическом воздействии на остатки мазута. В результате такой обработки высоковязкие отложения приобретают достаточную подвижность и удаляются тем или иным способом из резервуаров.
Значительным преимуществом применения моющих препаратов является избавление от тяжелого физического труда, исключение предварительной пропарки резервуаров. Эмульсионный метод очистки резервуаров широко освещен в специальной литературе [Л. 37, 43].
При подготовке к сжиганию сернистых мазутов (содержание серы более 0,5%) приходится считаться с необходимостью предотвращения низкотемпературной коррозии хвостовых поверхностей нагрева котлов.
Основная часть серы топлива образует при сгорании сернистый ангидрид SO2 и только около 1% серы — серный ангидрид SO3, при соединении которого с водяными парами получается серная кислота. Однако даже незначительное количество паров серной кислоты в продуктах сгорания вызывает резкое возрастание температуры точки росы. По данным ОРГРЭС, при сжигании башкирских мазутов, имеющих содержание серы до 4%, температура точки росы доходит до 148—152 °C. Поверхности нагрева котлов, температура стенки которых ниже температуры точки росы, подвергаются интенсивной коррозии при конденсации на них паров серной кислоты.
За последние годы на ряде электростанций изучалось влияние различных присадок, нейтрализующих коррозионное воздействие продуктов сгорания сернистых мазутов. Применялись твердые присадки: порошкообразные магнезит, доломит, известковая пушонка, вводимые в газоходы котлов при помощи сжатого воздуха. Эти присадки (расход около 0,25% от количества сжигаемого топлива) не дают существенного снижения температуры точки росы дымовых газов, а применение их удорожает и усложняет эксплуатацию котельных. Более эффектив-ным по сравнению с твердыми присадками является ввод в газоходы газообразного аммиака (0,06—0,08% веса сжигаемого топлива). Однако в условиях рассматриваемых котельных наиболее эффективным средством борьбы
с коррозией и обеспечения чистки хвостовых поверхностей нагрева являются жидкие присадки, предложенные Всесоюзным научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности (ВНИИ НИ). Руководящие указания по их применению разработаны ЦКТИ.
Присадки ВНИИНП-104. ВНИИНП-106 уменьшают отложения нагара и коррозию поверхностей нагрева котельных агрегатов, коксование мазутных форсунок. Отложения становятся рыхлыми, что облегчает их удаление. Применение присадок способствует также уменьшению загрязнений мазутопроводов, подогревателей, образованию уплотненных донных отложений в резервуарах.
Подача присадок в мазут производится насосом-дозатором в количестве 2 кг на 1 т сливаемого мазута. Установка для приема и ввода жидких присадок в мазут состоит из приемного колодца, подземных стальных резервуаров и насосной, оборудованной двумя насосами-дозаторами НД-1000/10 производительностью до 1 т/ч, насосом РЗ-ЗО и паровыми подогревателями контура циркуляции и подогрева присадок. В зависимости от условий доставки присадок применяется установка с тремя резервуарами емкостью по 25 л3 при получении присадок в железнодорожных цистернах или с тремя резервуарами по 5 л3 при получении присадок в автоцистернах. Типовой проект установки для приема и ввода жидких присадок в мазут разработан Латгипропромом совместно с ЦКТИ в 1969 г. (проект № 903-2-4). Жидкая присадка ВНИИНП-106 изготовляется фенольным заводом Укрглавкокса в Донецкой области.
Оптимальные условия применения жидких присадок— достаточные температура подогрева и время контакта, а также хорошее перемешивание с мазутом, что должно быть обусловлено местной инструкцией по эксплуатации.
Для снижения расхода тепла на мазутное хозяйство целесообразно применение так называемого «холодного хранения» мазута. Опытами, проведенными проф. Геллером, установлено, что пуск системы циркуляционного подогрева вполне надежен при температуре мазута марки 100, равной 30—35 °C, а марки 40 — 25—30 °C. При таком хранении обязательным условием надежного включения системы и быстрого повышения температуры мазута является попутный подогрев всасывающих и напорных мазутопроводов по всей их длине, исключающий образование пробок застывшего мазута. Для определения времени включения циркуляционного подогрева необходимо контролировать температуру мазута в резервуаре, для чего устанавливают термопару.
ГЛАВА ОДИННАДЦАТАЯ
УЧЕТ, ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ
И АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ
УСТАНОВОК
Важнейшим условием экономичной работы котельной установки является постоянный и точный учет отпускаемого тепла, а также расходуемого топлива. Учет отпускаемого тепла по видам и параметрам теплоносителей является задачей теплотехнического контроля и должен производиться при помощи самопишущих или суммирующих приборов. Точность этого учета обусловлена величиной погрешности самих приборов при правильном их обслуживании.
Комплексная автоматизация котельных установок обеспечивает существенную экономию топлива как за счет повышения к. п. д. котлоагрегатов, так и благодаря улучшению регулирования теплопроизводительности в соответствии с графиком нагрузки.
11-1. УЧЕТ РАСХОДА ТОПЛИВА И ВЫРАБОТКИ ТЕПЛА
Количественный учет получаемого твердого и жидкого топлива при доставке его железнодорожным транспортом ведется взвешиванием на вагонных весах на железнодорожной станции. При отсутствии такой возможности весы должны быть установлены на территории котельной или предприятия. При доставке топлива автотранспортом взвешивание его производится на базисном складе или на автомобильных весах, устанавливаемых при котельной. Для котельных с суточным расходом топлива более 250 т должно производиться вторичное взвешивание твердого топлива на ленточных весах в тракте топливоподачи. Для котельных с суточным расходом топлива менее 20 т установка автомобильных весов по нормам [Л. 4] не является обязательной. Однако исходя из директивных указаний по экономии топлива и вследствие этого повышения требований к учету его расхода целесообразно во всех случаях взвешивать твердое топливо, подаваемое в котельную.
Независимо от взвешивания для контроля количества поступившего на склад и израсходованного котельной топлива не реже 1 раза в квартал проводится инвентари
зация с обмером штабелей, для чего они должны иметь правильную геометрическую форму. Результаты обмеров фиксируются в специальном журнале.
Обязательны периодическая проверка и регулировка весов, по которым ведут учет топлива. Предъявление весов государственным поверителям должно производиться в сроки, установленные специальной инструкцией.
Недогруз топлива, превышающий размер убыли, установленный для транспорта нормами, оформляется соответствующим документом для предъявления материальных претензий поставщику.
Выявленные следы потерь топлива в пути и повреждения вагонов или автомашин служат основанием для предъявления претензий к транспортному предприятию. В периоды года, когда железнодорожные вагоны подвергаются интенсивному обледенению и увлажнению деревянных частей, должен проверяться вес тары вагонов.
В котельных, схема топливоподачи которых не позволяет смонтировать весы для вторичного взвешивания топлива (например, топливоподача с ковшовым подъемником системы П. И. Шевьева), необходимо установить счетчик подач. Вес топлива в ковше определяется заранее по его емкости с учетом коэффициента заполнения и насыпной массы для каждой марки топлива, при-, меняемого в котельной.
Контроль качества твердого топлива с определением влажности, зольности, содержания летучих веществ и низшей теплоты сгорания производится периодически химической лабораторией котельной или обслуживаемого ею предприятия. При отсутствии такой возможности анализы должны выполняться лабораториями других предприятий или институтов на договорных началах. Порядок контроля температуры в штабелях топлива, склонного к самоокислению, приведен в § 10-2.
Кроме взвешивания в железнодорожных или автоцистернах, контроль количества жидкого топлива, получаемого на склад котельной, должен вестись измерением уровня в резервуарах. Тарировка резервуаров производится по специальной методике, пользуясь которой составляют калибровочные таблицы. Должно быть обращено внимание на правильное определение плотности мазута и степени его обводнения. Плотность мазута определяют ареометром-нефтеденсиметром, в который вмонтирован термометр, измеряющий темпепатуоу испы-238
туемой пробы топлива. Для правильного определения плотности необходимо вводить поправку на температуру мазута, величину которой берут из специальных таблиц [Л. 43]. Уровень мазута в резервуаре измеряют специальными стальными рулетками с лотом. Водочувствительная бумажная лента, прикрепленная к измерительной ленте рулетки, позволяет установить высоту слоя воды под мазутом. Для измерения уровня топлива в резервуарах применяются также указатели уровня разных конструкций с отсчетом показаний на месте или с дистанционной передачей показаний.
Помимо контроля по уровню в резервуарах, расход топлива, подаваемого в котельную, необходимо учитывать по счетчикам. Целесообразно применение расходомеров-дифманометров с сужающим устройством, имеющим профиль «четверть круга» для измерения расхода вязких сред. Поршневые счетчики-мазутомеры, изготовляемые 'Ивано-Франковским приборостроительным заводом, рассчитанные на давление до 10 кгс!см2 и температуру до 100 °C, сложны в эксплуатации. Количественный учет -мазута, расходуемого котельной, должен проводиться посменно. Для правильного определения массового расхода топлива необходима регистрация или периодическая запись его температуры. В зависимости от стабильности физико-химических характеристик устанавливают частоту регулярного отбора проб мазута для лабораторного анализа.
Количественный учет расхода газообразного топлива производят суммирующими приборами с внесением поправок на переменные давление, температуру и плотность газа. Качественный учет—определение теплоты сгорания газа в котельных рассматриваемого типа, как правило, не производится. Величину теплоты сгорания принимают по данным лаборатории газоснабжающей организации.
Для измерения расхода газа применяют ротационные счетчики типа PC цри расходе газа низкого давления до 1 000 м3[ч и дифманометры с диафрагмами при больших расходах газа среднего и высокого давления. Для обеспечения необходимой точности учета при переменном потреблении газа устанавливают параллельно два-три расходомера с разными пределами измерений. Такая мера необходима в связи с тем, что у рассматриваемых приборов при расходах ниже 30% номинального точность из
мерений недостаточна. Выбор расходомеров производят в соответствии с «Правилами 28-64 измерения расхода жидкостей, газов и паров стандартными диафрагмами». Шкалы приборов градуируются в кубических метрах при стандартных параметрах газа—давлении 760 мм рт. ст. и температуре 20°С. Приведение к стандартным параметрам производится при помощи поправочных коэффициентов [Л. 66].
В связи с тем, что непрерывное автоматическое измерение плотности газа в котельных установках нецелесообразно, действительная величина плотности газа может быть принята по данным лаборатории газоснабжающей организации. Фактический расход газа подсчитывают умножением (расхода, измеренного прибором, на произведение поправочных коэффициентов.
По наблюдениям, проводившимся на киевских электростанциях на протяжении ряда лет, среднемесячные величины теплоты сгорания природного газа изменялись в пределах 7 760—8 000 ккал/м3. При этом снижение теплоты сгорания газа наблюдалось ежегодно в весенние и летние месяцы. По данным лаборатории управления газового хозяйства г. Киева, в период с 3 по 8 января 1968 г. теплота сгорания газа изменялась от 8 100 до 8 239 ккал/м3.
В связи с тем, что колебания величины теплоты сгорания газа существенно влияют на показатели работы котельных, а также учитывая, что в условиях рассматриваемых котельных определение теплоты сгорания газа, как правило, не производится, необходимо при учете расхода газа котельной вносить поправки, пользуясь средненедельными данными газоснабжающих организаций или электростанций.
Подсчет общего количества тепловой энергии, отпущенной котельной в сеть потребителям за месяц (квартал), SQ производится на основании показаний приборов суммированием расходов тепла по видам и параметрам теплоносителей:
— Q = Qr.e.n4- Qn.n+Qnp.B + Одр+Qn.n+ “bOn + Op-n—(QrB.o + Qn.o), Гкал,
где тепло, отданное в сеть потребителям: Ог.в.п— с горячей водой в подающую линию; Ок.п—с конденсатом; Опр.в —с продувочной водой; Одр —с дренажами; Qn.n — с перегретым паром; 0п — с насыщенны?.! свежим паром; Ор.п — с редуцированным паром. Тепло, возвращаемое 240
потребителя ми: Qr.B.o — с горячей водой из обратной линии; QK.o — с возвращаемым конденсатом.
Удельный расход условного топлива определяется делением расхода условного топлива В за рассматриваемый период времени на количество отпущенной тепловой энергии за этот же период по формуле
руд = , кг/Гкал,
где В — расход условного топлива, т; SQ — отпуск тепловой энергии, подсчитанный по предыдущей формуле, Гкал.
11-2. АВТОМАТИЗАЦИЯ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ
Комплексная автоматизация предусматривает автоматизацию основного и вспомогательного оборудования котельных при их эксплуатации постоянным обслуживающим персоналом. К основному оборудованию котельных относятся котлоагрегат, дымосос и вентилятор. К вспомогательному оборудованию относятся: для котельных с водогрейными котлами — деаэрационно-подпиточная установка, сетевая установка, химводоочистка, ГРП и склад мазута; для котельных с паровыми котлами— деаэрационно-питательная установка, теплофикационная установка, химводоочистка, узел перекачки конденсата, ГРП и склад мазута или топливоподача.
Автоматическому регулированию подлежат в первую очередь те элементы технологического процесса, правильное ведение которых способствует повышению экономичной работы оборудования. Кроме того, в котельной существует ряд объектов регулирования, автоматизация которых повышает надежность работы всего оборудования и позволяет в значительной мере сократить численность обслуживающего персонала.
Внедрение автоматизации значительно облегчается при условии применения в котельных газообразного либо жидкого топлива. В этом случае появляется возможность быстрого изменения теплопроизводительности котельной и практически мгновенного прекращения подачи топлива при нарушениях нормального режима работы котлов.
При автоматизации котлоагрегата предусматривается автоматическое регулирование производительности, экономичности процесса горения, разрежения в топке. Кро-16—1 241
ме того, для всех паровых котлов предусматривается автоматическое регулирование питания.
При автоматизации вспомогательного оборудования котельных с водогрейными котлами предусматривается автоматическое регулирование расхода воды через котлы, температуры воды, поступающей на котлы (регулятор рециркуляции), температуры химически очищенной воды, температуры деаэрированной воды, уровня воды в деаэраторном баке, подпитки системы теплоснабжения.
При автоматизации вспомогательного оборудования котельных с паровыми котлами предусматривается автоматическое регулирование давления пара в деаэраторе, уровня деаэрированной воды, температуры прямой сетевой воды, подпитки системы теплоснабжения, давления редуцированного пара.
Кроме того, автоматизируется работа питательных и конденсатных насосов.
Для всех котельных, сжигающих жидкое топливо, независимо от типа установленных котлов выполняется автоматическое регулирование температуры мазута, подаваемого к котлам, и давления мазута в общем коллекторе котельной.
В схемах автоматического регулирования наибольшее распространение получила электронно-гидравлическая система автоматического регулирования «Кристалл», предназначенная для автоматизации теплотехнических процессов в промышленных и отопительных котельных малой и средней мощности.
Как показал опыт работы котельных с котлами типа ДКВР и ТВГ, регуляторы системы «Кристалл» легко поддаются наладке и надежны в эксплуатации. Наиболее слабым звеном в системе «Кристалл» является гидравлический исполнительный механизм.
Питание гидравлических исполнительных механизмов должно осуществляться умягченной деаэрированной водой или конденсатом с повторным использованием. Расход воды на один механизм от 80 до 120 л/ч, После заполнения системы водой ее, за исключением случаев крайней необходимости, не следует опорожнять, так как это приводит к усилению коррозии элементов, работающих в воде. Конструкция сочленения исполнительного механизма с регулирующим органом должна предусматривать использование полного хода поршня сервомотора исполнительного механизма при полном ходе регулирующего органа. При этом регулирующий орган должен быть уравновешен и легко перемещаться. Выполнение всех этих требований гарантирует надежную работу гидравлического исполнительного механизма.
Автоматизация работы котлоагрегата. Наиболее важной с точки зрения повышения коэффициента полезного действия котельной установки является автоматизация процесса горения, что включает автоматическое регулирование теплопроизводительности, экономичности процесса горения и разрежения в топке котла. Для паровых котлов предусматривается также автоматическое регулирование питания. Кроме автоматического регулирования, при автоматизации котлоагрегата предусматривают автоматику безопасности и в определенном объеме теплотехнический контроль.
На рис. 11-1 представлена рекомендуемая схема автоматизации парового котла типа ДКВР, оборудованного газомазутными горелками типа ГМГМ, а на рис. Нерекомендуемая схема автоматизации водогрейного котла типа ТВГ-8 с подовыми газовыми горелками.
Регулирование производительности парового котла типа ДКВР осуществляется изменением количества топлива, подаваемого в котел в соответствии с нагрузкой.
Регулирующим параметром в дайной схеме является давление пара в барабане котла либо в общем паропроводе. Если давление пара сохраня’ется постоянным, то это значит, что в данный момент существует соответствие между расходом пара и его выработкой. Импульс по давлению пара берется в барабане котла (при работе в базовом режиме) либо в общем паровом коллекторе (при работе в регулирующем режиме). В качестве датчика давления пара используется электрический дистанционный манометр МЭД, преобразующий величину давления в электрический сигнал. На вход регулятора поступает также сигнал по расходу топлива. При работе на газе для этой цели используется дифманометр, подключенный к диафрагме на газопроводе, а при работе на мазуте — датчик жесткой обратной связи исполнительного механизма. Для повышения качества регулирования в схему введена упругая отрицательная обратная связь по положению регулирующего органа. Поэтому в качестве исполнительного механизма в схеме используется ГИМ-Д2И, имеющий датчики жесткой и упругой обратных связей.
Регулирование теплопроизводительности котла типа твг осуществляется путем изменения количества газа, подаваемого в котел в зависимости от заданного параметра— температуры воды на выходе из котла (при работе в базовом режиме) либо температуры воды, подаваемой в теплосеть (при работе в регулирующем режиме). Для повышения качества регулирования в схему введена упругая отрицательная обратная связь по положению регулирующего органа (заслонки на газопроводе 16* 243
IS
Рис. 11-1. Схема автоматизации парового котла типа ДКВР (топливо — газ, мазут).
S Рис. 11'1-2. Схема автоматизации водогрейного котла типа ТВГ (топливо — газ).
к котлу). Задание регулятору теплопроизводительности устанавливается с помощью задатчика вручную. В качестве датчика используются стандартные термометры сопротивления типа ТСП. Так как система авторегулирования «Кристалл» не имеет в своем составе корректирующих регуляторов, реагирующих на внешние возмущения, то эксплуатационный персонал должен вести процесс в строгом соответствии с отопительным графиком, вовремя меняя задание регулятору теплопроизводительности.
Регулирование экономичности процесса горения или соотношения «газ —• воздух» для котлов типа ТВГ выполняется по следящей схеме.
Изменение расхода газа вызывает появление сигнала рассогласования на выходе измерительной схемы регулятора. В зависимости от знака сигнала рассогласования исполнительный механизм изменяет положение направляющего аппарата вентилятора, что приводит к изменению подачи воздуха в котел. В качестве датчиков в схеме используется диафрагма с дифманометром для измерения расхода газа и пневмометричеекая трубка с дифманометром для измерения расхода воздуха. Для повышения качества регулирования в схему введена упругая отрицательная обратная связь по ' положению регулирующего органа.
Регулирование экономичности процесса горения для паровых котлов типа ДКВР осуществляется по двум схемам в зависимости от вида топлива. При работе на газе применяется схема регулирования «газ — воздух», а при работе на мазуте — схема «пар — воздух». Регулирование соотношения «газ — воздух» на котле ДКВР выполняется аналогично описанной выше схеме для водогрейного котла типа ТВГ. Регули|рование.соотношения «пар— воздух» также выполняется по следящей схеме.
Изменение расхода пара вызывает изменение давления в паропроводе, а следовательно, и изменение подачи топлива в котел, так как вступает в работу регулятор производительности. Новому значению расхода топлива должно соответствовать и новое значение количества воздуха, поступающего в топку. Таким образом, изменение расхода пара вызывает соответствующие изменения расхода воздуха. Поэтому в схеме регулирования одним из импульсов является сигнал датчика расхода пара. Вторым импульсом у регулятора экономичности горения является расход воздуха, измеряемый с помощью пневмометрической трубки. Такая схема применима лишь для установившегося режима работы котла.
Для переходных режимов, когда из-за инерционности котла изменение расхода топлива не сразу сказывается на выработке пара, т. е. когда нарушается пропорциональность между расходом топлива н выработкой пара, в схему введена упругая обратная 246
связь от регулятора производительности по- положению регулирующего органа на мазутопроводе к котлу, повышающая качество регулирования.
Регулирование разрежения в топке котлов типов ДКВР и ТВ Г осуществляется путем воздействия на направляющий аппарат дымососа.
В качестве датчика используется дифференциальный тягомер, включенный в измерительную схему регулятора. Импульс разрежения берется в верхней части топки. Основное требование к регулятору — максимально возможное быстродействие, так как топка как объект регулирования разрежения практически безынерционна. Отклонение разрежения от заданного значения вызывает появление на выходе измерительной схемы регулятора сигнала рассогласования. В зависимости от знака этого сигнала регулятор меняет положение направляющего аппарата дымососа и тем самым восстанавливает заданное значение разрежения. Так как объект регулирования представляет собой безынерционное звено, то введения отрицательной обратной связи в схему регулирования не требуется, т. е. применяется астатический однонмпульсный регулятор разрежения.
Необходимым условием нормальной безаварийной работы паровых котлов является поддержание постоянного заданного уровня воды в барабане котла. Отклонение уровня от заданного значения происходит цри нарушении баланса между притоком воды и расходом пара, а также при изменении паросодержания в пароводяной смеси (явление «набухания» котловой воды). Значительные колебания уровня могут привести к забросу воды в паропровод и гидравлическим ударам, к разрыву экранных труб (при упуске воды). Поэтому колебания уровня от среднего положения не должны превышать 20—30 мм. Для автоматизации процесса поддержания уровня воды в барабане также используется аппаратура системы «Кристалл». Наибольшее распространение для котлов типа ДКВР получила схема двухимпульсного регулятора.
На вход измерительного блока регулятора поступают импульсы по уровню воды и расходу пара, а также сигнал упругой обратной связи. Двухимпульсный регулятор работает с опережением, так как импульс по расходу пара вызывает изменение подачи воды еще до того, как изменение расхода пара вызовет отклонение уровня в барабане котла. Такой способ регулирования значительно улучшает условия работы котла. Двухимпульсный изодромиый регулятор поддерживает заданный уровень воды в барабане котла независимо от возмущения. В качестве сервомотора регулятора уровня используется гидравлический исполнительный механизм типа ГИМ-Д2И, обеспечивающий пропорционально-интегральный закон регулирования.
Кроме автоматики регулирования, при автоматизаций котлоагрегатов выполняют схемы автоматики безопасности и теплотехнического контроля.
Автоматика безопасности предназначена для защиты котла от аварий в случае отклонения определенных параметров котла от нормы. Действие защиты сводится к отсечке топлива (газ или мазут), поступающего к горелкам. Автоматика безопасности должна выполняться в объеме, предусмотренном [Л. 4]. Экономичная и надежная работа котлоагрегата немыслима без хорошо организованного теплотехнического контроля.
При определении объема теплотехнического контроля руководствуются следующими основными положениями [Л. 4]:
параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного и экономичного ведения установленных режимов эксплуатации, должны контролироваться щри помощи показывающих приборов;
параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, следует контролировать при помощи сигнализирующих приборов;
параметры, учет которых необходим для анализа работы оборудования и хозяйственных расчетов, необходимо контролировать при помощи самопишущих или суммирующих приборов.
При разработке схем автоматизации рекомендуется предусматривать установку приборов с совмещенными функциями: показание и регистрация, регистрация и суммирование и т. д.
Все эти требования были учтены при разработке типовых схем автоматизации котлоагрегатов типов ДКВР и ТВГ (рис. 11-1 и 11-2).
На щит контроля и автоматики вынесены приборы оперативного контроля, позволяющие вести тепловой процесс в наиболее оптимальном режиме. К этой группе следует отнести приборы, контролирующие разрежение в топке котла, температуру уходящих газов, напор воздуха за дутьевым вентилятором, расход воды через котел, температуру и давление воды в выходном коллекторе котла. Кроме приборов контроля, на щите установлена аппаратура автоматики регулирования и безопасности. Это позволяет сосредоточить контроль и управление работой котлоагрегата в одном месте, что значительно облегчает эксплуатацию установки.
Из приборов, устанавливаемых по месту, наиболее важным с точки зрения экономичного ведения теплового процесса является переносный газоанализатор, например типа ГХП-2. В зависимости от типа газоанализатора можно проводить частичный или полный анализ газов. Наибольшее распространение получили переносные химические и хроматографические газоанализаторы. В рассматриваемых котельных используется переносный химический газоанализатор, выполняющий частичный анализ газов.
Все приборы, применяемые в рассматриваемых схемах, серийно изготавливаются заводами.
Автоматизация вспомогательного оборудования котельных. Перечень узлов вспомогательного оборудования, подлежащих автоматизации в котельных с котлами ТВГ и ДКВР, приведен выше.
Для снижения потерь тепла, связанных с перегревом помещений, необходимо автоматизировать теплоподготовительную установку. Схема автоматизации теплоподготовительной установки представлена на рис. 11-3,я.
Из всех систем теплоснабжения наибольшее распространение получила закрытая система с качественным регулированием. При такой системе теплоснабжения количество циркулирующей в сети воды остается неизменным, температура же теплоносителя изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха. Заданную температуру теплоносителя можно получить двумя способами: регулированием количества подаваемого пара в бойлеры или перепуском части обратной сетевой воды в прямую, минуя бойлер. Наибольшее распространение получил второй способ регулирования, осуществляемый с применением регуляторов системы «Кристалл». В качестве датчика используется термометр сопротивления, устанавливаемый в трубопроводе прямой сетевой воды. Кроме регулятора температуры сетевой воды, в схеме предусмотрен еще регулятор подпитки тепловой сети. Регулятор подпитки тепловой сети ставится для поддержания постоянного давления во всасывающем трубопроводе сетевых насосов. При снижении давления ниже допустимого сетевые насосы не обеспечат требуемый напор для самых верхних точек тепловой сети и появится возможность присосов воздуха в сеть. Наиболее распространенным регулятором подпитки является регулятор давления прямого действия «после себя». При значительных
Рис. Н-З. Схемы автоматизации.
а — теплоподготовительной установки котельной с паровыми котлами; б — сетевой установки котельной с водогрейными котлами; / — сетевой иасос; 2 — подпиточный насос; 3 — пароводяной подогреватель; 4 — водоводяной подогреватель; 5 рециркуля-ционный насос.
расходах подпиточной воды (открытые системы теплоснабжения) устанавливаются регуляторы системы «Кристалл».
Схема автоматизации сетевой установки котельной с водогрейными котлами типа ТВГ-8 представлена на рис. 11-3,6.
Необходимым условием нормальной работы водогрейных котлов является поддержание постоянной заданной температуры воды на входе в котлы и постоянного расхода воды через них. Эта задача также решается при помощи регуляторов системы «Кристалл».
Конденсация водяных паров на конвективной поверхности котлов происходит при температуре воды на входе в котел, равной для природного газа примерно 56 °C. Для поддержания температуры воды на входе в котлы не ниже 70 °C служит регулятор рециркуляции. Как показывает практика, отсутствие регулятора рециркуляции приводит к коррозии конвективной поверхности котлоагрегата и быстрому выходу ее из строя. В качестве датчика в схеме регулятора рециркуляции используется термометр сопротивления, устанавливаемый в трубопроводе обратной воды перед котлами. Сигнал от термометра сопротивления поступает на вход измерительного блока регулятора. Для улучшения процесса регулирования в схему вводится упругая обратная связь по положению регулирующего органа. При отклонении температуры воды от заданной на выходе, измерительного блока регулятора появляется сигнал рассогласования. В зависимости от знака этого сигнала происходит изменение положения регулирующего клапана, т. е. изменение в нужных пределах кратности рециркуляции. Результатом этого явится восстановление заданной температуры воды перед котлами.
В соответствии с [Л. 1] уменьшение расхода воды через котел допускается лишь до величины, при которой недоцрев воды до кипения на выходе из котла при максимальной нагрузке и рабочем давлении в выходном коллекторе достигает 20°C. Для котлов типа ТВГ-8 снижение расхода допускается в пределах до 10% (Юдг/ч), т. е. практически расход воды через котел должен оставаться постоянным. Стабилизация расхода воды через котел на расчетном уровне способствует повышению надежности и эффективности эксплуатации котла.
Поддержание заданного расхода воды через котлы осуществляется путем сброса избыточного количества воды мимо котлов по линии перепуска в подающий трубопровод котельной. Регулирование может быть выполнено либо с использованием сигнала от дифманометра, непосредственно измеряющего расход воды,- подаваемой в котлы, либо от дифманометра, измеряющего перепад 251
давления воды на котлах. При постоянном расходе воды через котлы перепад давления на них также будет постоянным и строго определенным, т. е. может служить характеристикой расхода.
Использование сигнала по перепаду давления позволяет вести автоматическое регулирование при любых, режимах работы котельной. В то же время использование сигнала по расходу требует вмешательства персонала для изменения задания регулятору в периоды подключения или отключения котлов. Учитывая это, в схеме регулирования рис. 11-3,6 в качестве датчика используют дифманометр. измеряющий перепад давления воды иа котлах. Сигнал от дифманометра поступает на вход измерительного блока регулятора, где происходит сравнение его с заданием и с сигналом гибкой обратной связи по положению регулирующего органа. В зависимости от знака этого сигнала происходит соответствующее изменение положения регулирующего органа и как следствие изменение сброса воды мимо котлов по линии перепуска.
При автоматизации вспомогательного оборудования независимо от типа устанавливаемых котлов предусматривается установка контрольно-измерительных приборов.
11-3. ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ АВТОМАТИЗАЦИИ КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
При ручном регулировании повышенный расход топлива вызывается в первую очередь большими потерями тепла с уходящими газами при чрезмерном коэффициенте избытка воздуха, подаваемого в топку, или, наоборот, потерями тепла от химической неполноты сгорания при недостатке воздуха. Другой причиной повышенного расхода топлива при ручном регулировании является трудность ведения процесса в строгом соответствии с графиком нагрузки. Как показывает опыт эксплуатации котельных, работающих по отопительному графику, перерасход топлива часто вызывается тенденцией обслуживающего персонала к перегреву помещений. Особенно это относится к котельным, работающим на жидком либо газообразном топливе, так как в этом случае от обслуживающего персонала не требуется никакого дополнительного труда для повышения производительности котлоагрегата. Перерасход топлива возникает также ввиду сложности ручного регулирования в переходных режимах и при резких колебаниях нагрузки. Причиной повышенного расхода топлива может быть также недостаточная квалификация обслуживающего персонала. Для устранения отмеченных недостатков эксплуатации, 252
вызываемых ручным регулированием, следует, как уже отмечалось, автоматизировать регулирование технологических процессов в котельных установках.
ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ АВТОМАТИЗАЦИИ ПРОЦЕССА РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ КОТЕЛЬНЫХ, РАБОТАЮЩИХ ПО ОТОПИТЕЛЬНОМУ ГРАФИКУ
При отсутствии индивидуального автоматического регулирования температуры в отдельных помещениях или их группах избежать разброса температур невозможно из-за того, что качественное регулирование тепло-производительности котельных, принятое в отечественной практике, обеспечивает лишь одинаковый сдвиг температуры теплоносителей, подаваемых в отапливаемые помещения. Регулирование теплопроизводительности котельной ведется, как правило, по отопительному графику, позволяющему добиться минимально допустимой температуры в помещениях, имеющих наибольшие тепловые потери.
Как показали термографические исследования тепловых режимов отапливаемых помещений, при ручном и даже при автоматическом регулировании, как правило, наблюдается превышение температуры в помещении по сравнению с нормативной на некоторую величину At. Но при автоматическом и ручном регулировании эта величина различна.
При автоматическом регулировании среднее превышение температуры от нормативной ДГ1=1,3°С, а при ручном — ДГ2=3,2°С [Л. 31].
Поэтому количество тепла, отпускаемого котельной на отопление, а следовательно, и потребляемое количество топлива при автоматическом и ручном управлении также будут различны. Расход топлива на отопление, средний за отопительный сезон, может быть определен на основании статистических данных или расчетным путем на основании отопительного графика. Определить расход топлива на основании статистических данных сложно, так как расход топлива различен для каждой из котельных и, кроме того, меняется из года в год в зависимости от климатических условий. Использование отопительного графика для определения расхода топлива значительно облегчает задачу.
Количество тепла, отпускаемого котельной на отопление, среднее за отопительный сезон, можно определить из выражения
Q = GcB(i'n—/о) • Ю Гкал 1ч,
(11-1)
где G — количество воды, поступающей в теплосеть, Л13/ч; сБ — теплоемкость воды, 103 ккал) (№ • °C); tn —
Рис. 11-4. Отопительный график — построение для определения изменения расхода тепла.
1 — линия температур прямой сетевой воды отопительного графика; 1а — то же сдвинутого отопительного графика; 2 — линия температур обратной сетевой воды отопительного графика; 2а — то же сдвинутого отопительного графика; 3 — ли-ния температур в отапливаемых помещениях отопительного графика; За — то же сдвинутого отопительного графика.
средняя температура прямой воды, °C; /0— средняя температура обратной воды, °C.
Средние температуры прямой и обратной воды tn и t(l, необходимые для определения количества тепла, отпускаемого котельной, могут быть определены по отопительному графику (рис. 11-4) по известной средней за отопительный сезон температуре наружного воздуха tv.
Средняя за отопительный сезон температура наружного воздуха К определяется на основании климатологических справочников для конкретного района страны. Поэтому значения температур /п и to, соответствующие определенной средней - температуре наружного воздуха за отопительный сезон, также будут различны для разных районов. Так, например, для района г. Киева tv=—1,2 °C (по климатологическому справочнику). По отопительному графику для /в = =—1,2 °C найдено: 1П=88,5°С, 1О=49°С.
Результаты подсчета по формуле (П-1) справедливы лишь в том случае, когда регулирование производится в строгом соответствии с отопительным графиком и при наличии идеальных тепловых сетей без транспортного запаздывания, т. е. в чисто теоретическом случае. На практике, как отмечалось, наблюдается превышение температуры в отапливаемых помещениях по сравнению с нормативной, т. е. наблюдается перетоп. Поэтому формула для определения реального количества тепла, вы-254
даваемого котельной, будет иная. Для ее вывода использован отопительный график.
При правильном расчете системы отопления на отопительном графике с достаточной точностью соблюдается линейная зависимость между температурой прямой и обратной воды и наружной температурой. Когда наружная температура воздуха равна требуемой температуре, линии прямой, обратной температур и линия температуры помещения (18°C) пересекаются в одной точке (рис. 11-4). При этом температура теплоносителя во всей системе отопления выравнивается до температуры наружного воздуха (точка d).
Так как на практике при регулировании температура в помещении обычно на А/, °C, больше нормативной (18СС), то начало графика сдвигается в точку d', расположенную на А/, СС, выше и влево от точки d, т. е. графики оказываются сдвинутыми. При этом средней за отопительный сезон наружной температуре будут соответствовать уже другие значения температур прямой и обратной воды (Гп и t'o).
Поэтому формула для определения количества тепла, выдаваемого котельной, по аналогии с (11-1)
Q = Gcf;(//1I—f(>) • 10~3 Гкал[ч. (Н-2)
Из треугольников ABd и A'B'd' следует:
t'a - °с> (1 b3)
tn-to = (18+1ДI) (tg сц-tg a2), °C. (11 -4)
Величины си и a2— углы наклона графиков температур прямой и обратной воды, построенных в одинаковых масштабах по оси абсцисс (tn) и оси ординат (/п, М-
После подстановки значения (/п—to) в формулу (11-3)
/'ц-t'o= (tgai-tga2) (18+А/+ [Л>|), °C. (11-5)
Полученная разность (fn—t'o) представляет собой действительный средний за отопительный сезон перепад между температурой прямой и обратной воды.
После подстановки из выражения (П-5) значения (7'п—t'o) в формулу (11-2)
Q = GcB(tga1—tga2) (18ф-Д/+
+ \tv[) • 10~3 Гкал/ч. (И-6)
Формулы (11-7) и (11-8) для определения количества тепла, выдаваемого котельной при автоматическом и ручном регулировании, получены путем подстановки соответствующих значений At в формулу (П-6).
При автоматическом регулировании
Qa=GcB(tga1—tga2) (18 + &G + + |М) -1(У3 Гкал/ч-, (11-7)
при ручном регулировании
Qp = GcB(tgal—tga2) (18+Д72 +
+ |^|) • 1О';! Гкал/ч. (П-8)
Экономия тепла при эксплуатации котельной с автоматическим регулированием теплопроизводительности составляет:
AQ = фр Qa',
AQ = GcB(tga1—tga2) (Д/2—AG) • IO3 Гкал/ч. (11-9)
Экономия топлива за отопительный период определяется из выражения
ДВ—, т (или тыс. .и3), (11-10)
где QP — низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, ккал/кг или ккал/м3-, т]к.у — к. п. д. котельной установки; То — длительность отопительного периода, ч.
Пример 11-1. Определить экономию топлива при 'автоматизации процесса регулирования теплопроизводительности котельной с котлами типа ТВГ-8. Топливо — природный газ.
Средние отклонения температуры отапливаемых помещений от заданной при автоматическом и ручном регулировании соответственно:
ДД=1,5°С; AG=3CC;
G = 312 м3/ч; (2ц = 8500 ккал/м3; т0 = 191 -24 — 4580 ч; т;к.у=0,85.
По отопительному графику tgai=3,192; tg 02=1.144.
На основании формул (11-10) и (11-9)
.,.312(3,192— 1,144) (3 — 1,5)-4 580-10s '
-------------8 500%,'85-------- = 610 тыс- м*‘
ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ АВТОМАТИЗАЦИИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПРОЦЕССА ГОРЕНИЯ
Важным источником экономии топлива является повышение к. п. д. котлоагрегата за счет автоматизации регулирования экономичности процесса горения.
Коэффициент полезного действия котельной установки определяется в основном потерями тепла с продуктами сгорания, а также потерями тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива.
Для поддержания минимальной суммы потерь тепла Хд в котлоагрегате при разных нагрузках необходимо применение регуляторов соотношения топливо — воздух, обеспечивающих оптимальный избыток воздуха в топке а°пт (см. также гл. 3).
Отсутствие методики для подсчета экономии топлива при автоматизации регулирования экономичности процесса горения создает определенные трудности при определении эффективности этого мероприятия, однако на основании эксплуатационных данных можно сделать соответствующие выводы. Ниже рассмотрен ряд примеров повышения к. п. д. котлоагрегата при автоматизации процесса горения.
На основании анализа работы котельных с котлами типа ТВГ и данных, приведенных в работе Харьковского отделения Сантехпроект «Повышение теплопроизводительности котлов типа ТВГ», можно’ считать, что при ручной стабилизации соотношения газ — воздух коэффициент избытка воздуха а поддерживается в пределах от 1,3 до 1,5, а потери тепла с уходящими газами при этом составляют от 9,6 до 11,5%.
Из этой же работы следует, что при введении автоматизации процесса регулирования соотношения газ — воздух коэффициент избытка воздуха а может поддерживаться на уровне 1,13, а потери тепла с уходящими газами q2 составляют при этом 8%, т. е. уменьшаются на величину от 1,6 до 3,5%.
17—1 257
Таким образом, по результатам указанных испытаний коэффициент полезного действия котлоагрегата при автоматическом регулировании повышается на 1,6—3,5%.
По данным института Сантехпроект, обследовавшего котельную сахарного завода в Черниговской области, экономия топлива (мазут) от автоматизации котлов составила 1 %. Фактические капитальные затраты на автоматизацию указанной котельной, включая стоимость наладки, составили около 30 тыс. руб. Изменения штата обслуживающего .персонала автоматизация не вызвала. Если не считать экономии от улучшения производственного процесса у потребителей тепла и пренебречь эксплуатационными расходами на электроэнергию и воду для системы автоматики, мало влияющими на результат расчета, юрок окупаемости капиталовложений составил 9 мес.
При автоматизации одной из котельных в химической промышленности достигнуто повышение к. п. д. на 4,3%; срок окупаемости затрат на автоматизацию только за счет экономии топлива составил 7,1 мес.
Таким образом, можно считать, что автоматизация регулирования экономичности процесса горения позволяет повысить к. п. д. котлоагрегата на 1—4%- Годовая экономия топлива за счет повышения к. п. д. котлоагрегата подсчитывается по формуле (1-1).
ГЛАВА ДВЕНАДЦАТАЯ
НАУЧНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ТРУДА
В КОТЕЛЬНЫХ КАК ФАКТОР ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА
12-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Широкое движение за научную организацию труда (НОТ) возникло в нашей стране в первые годы Советской власти в ответ на призыв В. И. Ленина «учит ь-с я работать».
Как фактор экономии топлива в котельных установках научная организация труда может быть сведена к комплексу мер, обеспечивающих:
нормирование расхода условного топлива на отпущенную 1 Гкал тепловой энергии;
соблюдение оптимальных режимов эксплуатации агрегатов на основе выполнения наладочных работ и эксплуатационных испытаний с составлением производственных инструкций и режимных карт;
проведение анализа технико-экономических показателей работы котельной установки и отдельных агрегатов за неделю, месяц, квартал и т. д. с выявлением источников потерь и резервов экономии топлива;
рациональную организацию рабочих мест, создание благоприятных санитарно-гигиенических и эстетических условий труда;
своевременное и высококачественное проведение ремонта основного и вспомогательного оборудования с устранением источников потерь топлива и тепла;
обучение и систематическое повышение квалификации персонала котельной;
организацию заработной платы, способствующей материальной заинтересованности персонала в реальной экономии топлива при выполнении плана отпуска тепловой энергии и безаварийной работе котельной установки;
укрепление дисциплины труда, воспитание коммунистического отношения к труду.
В настоящей главе рассмотрена часть перечисленных вопросов, наименее освещенных в литературе: основные принципы нормирования расхода топлива, рациональной организации рабочих мест в котельных установках и повышения квалификации обслуживающего персонала. Вопросы организации эксплуатации, проведения наладочных работ, испытаний, составления производственных инструкций, ремонтных работ широко освещены в специальной литературе (Л. 15, 37, 45, 66 и др.].
12-2. НОРМИРОВАНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВА
Нормирование расхода топлива является важнейшим условием экономичной работы котельной установки. Вместе с тем, предъявляя требования к соблюдению установленного технологического режима, к исправному действию всех элементов котельной установки, нормирование расхода топлива способствует и надежной эксплуатации, бесперебойному теплоснабжению потребителей.
Задачами нормирования являются разработка и внедрение в производство тепловой энергии прогрессивных норм расхода, обеспечивающих экономное использование топлива. Норма расхода (норма удельного расхода) — это максимально допустимое количество условного топлива в килограммах, расходуемого в котельной на про-17* 259
изводство 1 Гкал отпущенного тепла (Гкал— 10е ккал — = 109кал) или 1 т нормального пара (iH=640 000 ккал/т), щри соблюдении заданных параметров в соответствии с установленным технологическим режимом.
Пересчет количества пара D, фактически вырабатываемого котельной установкой, в нормальный пар DB производится по формуле
Dn
Г йт.в)
640
т,
где 1п—энтальпия пара при рабочих параметрах, ккал)кг\ 1п.в — энтальпия питательной воды, принимается численно (равной температуре этой воды.
Под отпущенным теплом понимается тепло, выработанное котлоагрегатом или котельной, за вычетом расхода тепла на собственные нужды. Нормы расхода топлива должны устанавливаться для каждой котельной, потребляющей в сутки 2 т и более условного топлива. Обязательными руководящими документами при разработке норм расхода топливно-энергетических ресурсов являются постановление Совета Министров СССР № 857 от 3/XI 1969 г. «Об упорядочении норм расхода топлива, электрической и тепловой энергии в народном хозяйстве й усилении заинтересованности работников энергетических предприятий и организаций в экономии топлива, электрической и тепловой энергии» и «Основные положения по нормированию расхода топлива, электрической и тепловой энергии в производстве» (Л. 10].
Нормы расхода топлива определяются расчетным путем или применением расчетно-экспериментального метода, а в виде исключения — отчетно-статистическим способом. Как показывает практика, в нормах, установленных по последнему способу, зачастую не учитываются реальные возможности лучшего использования топлива 8 котельной.
Основными исходными данными для разработки норм расхода топлива в котельных установках в общем случае являются:
планируемая выработка тепловой энергии на определенный период (месяц, квартал, год) в Гкал (или в тоннах нормального пара) и намеченный режим работы котельной установки по времени и загрузке; планируемую выработку тепловой энергии подсчитывают суммированием нормированных расходов потребителями, при-260
соединенными к котельной, с добавлением нормированных потерь во внешних тепловых сетях и расхода тепла на собственные нужды котельной;
первичная техническая документация, содержащая параметры котельного и вспомогательного оборудования (теплопроизводительности, давление, температура, к. п. д. и т. д.);
проектные и гарантийные данные заводов-изготовителей оборудования;
экспериментально проверенные тепловые балансы котлоагрегатов при разных нагрузках;
данные специальных испытаний и замеров;
отчетные данные о фактических расходах и акты проверок использования топлива в котельных;
передовой опыт эксплуатации лучших котельных установок и достигнутые на них удельные расходы топлива;
план организационно-технических мероприятий па экономии топлива.
Разрабатываемые нормы (расхода топлива должны: соответствовать планируемому уровню снижения удельных расходов топлива и себестоимости тепловой энергии;
максимально способствовать мобилизации внутренних резервов экономии топлива;
отражать намеченные планом организационно-технические мероприятия по экономии топлива, учитывать передовой опыт;
периодически пересматриваться соответственно повышению технического уровня котельных установок и улучшению экономического стимулирования производства тепловой энергии.
Удельный расход условного топлива на 1 Гкал тепла, выработанного котельной, определяется по формуле
10е
Ьуд =-----кг > кал,
УД 7 000vj®P
где Tj®₽y — к. п. д. котельной брутто, ®/0.
Результаты подсчета 6УД для значений к. п. д. от 60 до 92% приведены в табл. 12-1.
Коэффициент полезного действия котельной для расчета удельного расхода топлива наиболее точно определяется путем полных балансовых испытаний при на-
Зависимость удельного расхода топлива от к. и. д. котлоагрегата
К. п. д. агрегата брутто, % Расход условного топлива, кг!Гкал К. п. д. котлоагрегата брутто, % Расход условного той лива, кг[Гкал
60 238 76 187
62 230 78 183
64 223 80 178
66 216 82 174
68 210 84 170
70 204 86 166
72 198 88 162
74 193 90 158
75 191 92 155
грузках 50, 75, 100 и 120%' номинальной производитель-. ности. Расчетным путем к. н. д, котлоагрегата и котельной определяется по рекомендациям, приведенным в гл. 2.
Расход натурального топлива на выработку тепла
QP тбр
<к.у
где Q — теплопроизводительность котельной, включающая расход тепла на собственные нужды Qc.n, Гкал/ч', QP*— низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг.
Удельный расход условного топлива на выработку
1 Гкал тепла по данным В и Q определяется по формуле
Ьуд=, кг/Г кал,
где — топливный эквивалент (см. табл. 3-4).
Норма расхода условного топлива на 1 Гкал отпущенного тепла, т. е. с учетом расхода тепла на собственные нужды, определяется по формуле
Ьн ----1 кг!^кал>
у» Q —Qc.h
Расход тепла на собственные нужды Qc.h может быть ориентировочно оценен в процентах от теплопроизводительности котельной Q: при работе на твердом топливе 262
2—4%, на газе 1,8—3%, на мазуте с механическим и паромеханическим распылением 5—7%, на мазуте с паровым распылением 7—10%. Большие значения относятся к котельным с котлоагрегатами теплопроизводительностью менее 5 Гкал/ч.
При подсчете величины Q должно быть также учтено количество тепла QpaCT, воспринятое котлоагрегатом за определенный период во время его растолок. Величина <2раст Для одной растопки в зависимости от длительности остановки перед растопкой приведена в табл. 7-1.
В норму расхода топлива на производство тепла не должны включаться расходы на разогрев и пуск котлоагрегатов после монтажа и капитального ремонта.
Норму удельного расхода топлива, определенную расчетом, рекомендуется сравнивать с фактическими удельными расходами в лучших котельных установках, близких по мощности и тепловой схеме и работающих в аналогичных условиях. При значительных отклонениях расчетной нормы от фактических удельных расходов топлива в лучших котельных до установления нормы необходим анализ причин, вызвавших такое отклонение. При разработке норм расхода топлива на 1 Гкал тепла, отпускаемого котельной установкой, используют также [Л. 2, 14, 16, 54] и соответствующие ведомственные руководящие указания.
Достижение утвержденных норм расхода топлива и дальнейшее снижение удельного расхода топлива на отпущенную тепловую энергию является одним из важнейших показателей повышения эффективности работы котельной установки.
12-3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОЧЕГО МЕСТА
Основоположник НОТ в нашей стране А. К. Гастев [Л. 32] писал о двух золотых правилах культуры рабочего места: 1) наведение чистоты; 2) наведение порядка; он разъяснял: «Чистота — это начальная установка организации», «...Порядок на рабочем месте — это прежде всего культурность, он морально действует на работника всегда положительно, «настраивает» к продуманности движения», «... установление порядка — часть производственного процесса».
Правильная организация рабочего места машиниста котла, отвечающая требованиям НОТ и способствующая
экономии топлива, должна обеспечивать:
удобство наблюдения за работой котлоагрегата и управления им; кроме обязательных требований, изложенных в fJI. 1], сюда относятся оптимальное расположение щита контрольно-измерительных приборов, местных приборов, органов местного и дистанционного управления, часов, гляделок, площадок и лестниц;
поддержание исправного состояния основного и вспомогательного котельного оборудования. Наряду с непосредственным влиянием на экономичность работы котельной (плотность газового тракта, исправная тепловая изоляция, отсутствие вибрации и т. п.) исправное состояние оборудования помогает оздоровлению рабочей зоны и высокой работоспособности персонала, что в свою оче-ред способствует экономии топлива;
надежно действующую сигнализацию предельных параметров котлоагрегатов, исправную связь старшего машиниста с другими цехами котельной установки;
поддержание чистоты и порядка на рабочем месте, благоприятные метеорологические условия труда.
Загромождение помещения котельной топливом, шлаком и посторонними предметами совершенно недопустимо. На рабочем месте машиниста котла должны находиться в строго определенных местах необходимый инструмент, правила для персонала котельных, производственная инструкция, режимные карты, определяющие нормативные удельные расходы топлива и электроэнергии на выработку тепла, наглядные схемы агрегатов и трубопроводов, плакаты по технике безопасности, аптечка, противопожарный инструмент.
12-4. ПОВЫШЕНИЕ КВАЛИФИКАЦИИ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА
Высокая квалификация обслуживающего персонала является одним из решающих условий экономичной и надежной эксплуатации котельных установок.
Кроме обладания минимумом знаний и умения, определяемых квалификационной характеристикой и программой подготовки персонала, персонал должен стремиться к постоянному повышению уровня знаний, в том числе экономических, развитию творческих способностей, освоению передового опыта. Это является частью мероприятий по научной организации труда в котельных.
Примерный круг основных вопросов для изучения на семинаре по экономии топлива инженерами, техниками и мастерами котельных установок приведен ниже:
Место призводственных и отопительных котельных установок в топливном балансе страны, народнохозяйственное значение экономии топлива; особенности топлива, применяемого в данной котельной.
Потери тепла в котельных и пути их снижения; анализ теплового баланса котлоагрегатов данной котельной установки.
Ведение оптимального топочного процесса, условия достижения расчетных показателей экономичности.
Снижение тепловых потерь за счет поддержания чистоты поверхностей нагрева, снижение потерь тепла в окружающую среду.
Оптимальное распределение нагрузки между котлоагрегатами и между котельными в группе.
Изыскание и использование вторичных ресурсов тепла в котельной установке, улучшение тепловых схем, снижение расхода тепла на собственные нужды.
Повышение производительности существующих котлоагрегатов.
Экономия топлива при рациональном устройстве и эксплуатации складов твердого и жидкого топлива.
Основные принципы учета вырабатываемого тепла и расхода топлива в котельных установках, задачи теплотехнического контроля, экономия топлива при автоматизации котельных установок.
Основы научной организации труда в котельных установках, нормирование расхода топлива, расчеты себестоимости выработки тепла, премирование за экономик» топлива.
Расчеты экономической эффективности мероприятий по экономии топлива, нормативный срок окупаемости дополнительных капитальных вложений, примеры расчетов.
Аналогичный круг вопросов целесообразно рассмотреть и на семинаре по экономии топлива для машинистов (кочегаров) котельных установок, но соответственно сократить объем материала по каждому вопросу.
Для повышения заинтересованности и улучшения материального стимулирования персонала за экономию топлива на семинаре следует уделить значительное внимание разъяснению вопросов нормирования расхода топ
лива и условий премирования за его экономию на основе соответствующих директивных документов.
Наряду с углублением теоретических знаний по приведенной примерной программе семинар должен практически помочь машинистам (кочегарам):
поддерживать на котлах заданные параметры теплоносителя;
пользоваться контрольно-измерительными приборами и делать по их показаниям правильные выводы об отклонениях работы котлоагрегатов от оптимальных условий;
приспосабливать режим работы топочного устройства к особенностям сжигаемого топлива и нагрузке котла, руководствуясь режимной картой;
своевременно обнаруживать неисправности оборудования, предупреждать неполадки и аварии, принимать меры по устранению причин, вызывающих потери топлива и тепла;
регулировать непрерывную продувку котлов в соответствии с нагрузкой, своевременно производить периодическую продувку и обдувку поверхностей нагрева котлов согласно эксплуатационной инструкции;
пршменять передовые методы обслуживания оборудования, изыскивать возможности экономии топлива и добиваться их реализации, правильно и четко вести оперативный журнал.
Интересным призывом к творческой работе персонала является плакат, вывешенный в одной из котельных, заимствованный у А. К. Гастева [Л. 32]: «В каждом деле будь лаборантом: точно учитывай, тщательно соблюдай, постоянно сопоставляй».
ГЛАВА ТРИНАДЦАТАЯ
РАСЧЕТЫ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ
ПО ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА
13-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Проведение мероприятий, требующих капитальных вложений по экономии топлива в котельных установках должно экономически оправдываться. Эти мероприятия могут осуществляться только после всестороннего изучения их технической целесообразности и проверки экономической эффективности.
В большинстве случаев капитальные затраты на мероприятия по экономии топлива не влияют на тепловую мощность котельной и на выработку тепла, т. е. не дают увеличения объем,а продукции. Затраты на проведение таких мероприятий являются дополнительными капитальными вложениями; они направлены на снижение себестоимости продукции (экономию топлива) и обеспечивают повышение рентабельности производства тепла.
Целесообразность осуществления мероприятий по экономии топлива при дополнительных капитальных вложениях проверяется по показателю срока окупаемости
ток=4’ лет> (131>
где К—дополнительные капитальные вложения на проведение мероприятия, руб.; С — годовая экономия эксплуатационных издержек от проведения мероприятия, руб.
Результаты подсчета по формуле (13-1) сравнивают с величиной нормативного срока окупаемости дополнительных капитальных вложений .Тн, принятого в настоящее время для технико-экономических расчетов в теплоэнергетике равным 8,3 года (Л. 8, 9]. При сроке окупаемости не более 8,3 года мероприятие по экономии топлива целесообразно и должно быть осуществлено.
При финансировании мероприятия по экономии топлива за счет кредита банка срок окупаемости капитальных вложений Тп на эти цели принимается до 6 лет с погашением кредита в этот же срок за счет прибыли (экономии) от осуществления мероприятия [Л. 69, 70].
Нормативный срок окупаемости капитальных вложений Ти и нормативный коэффициент эффективности ка-питательных вложений £н являются взаимно-обратными величинами. Для расчетов по экономии топлива в котельных установках нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений принимается соответственно £Н=1/ТН= 1/8,3 = 0,12 или 1/6^0,17.
Срок окупаемости дополнительных капиталовложений К на мероприятия по экономии топлива в котельных установках удобно определять по развернутой формуле, в основе которой лежит формула (13-1):
Т°* = - (Ит + + изл + ИЯ + Ио) ’ лет’ (13'2)
где ДЯТ — снижение годовых издержек на топливо в связи с его экономией; эта величина определяется из выражения ДЯТ = ДВЦТ, руб., где ДВ — экономия натурального топлива, обеспечиваемая проведенными мероприятиями, т/год-, Цт — цена натурального топлива франко-склад котельной, руб/т.
В технико-экономических расчетах для рассматриваемых котельных установок, когда мероприятия по экономии топлива не вносят существенного изменения в структуру топливного баланса района, эффективность оценивается [Л. 9] по прейскурантной цене фактически потребляемого топлива (см. приложения 2—5);
Нам — амортизационные отчисления на восстановление основных фондов (реновацию) и капитальный ремонт, руб.; принимаются в среднем в размере 8% капитальных вложений или более точно по табл. 13-1;
Таблица 13-1
Нормы годовых отчислений на амортизацию котельного оборудования [Л. 37]
Наименование оборудования
А. Котельное оборудование
Топливо с приведенными характеристиками Sn менее 0,2%Х
V103 кг/ккал и Ап менее 4%Х ХЮ3 кг!ккал
Топливо с приведенными характеристиками Sn более 0,2°/о-Х X103 кг/ккал и А" более 4°/оХ XI О3 кг)ккал
Топливо—малосернистый мазут и газ
Б. Вспомогательное оборудование
Процент амортизационных отчислений при числе часов работы в году
^4 000 4 000—5 000 | 5 000—6 000 >6 000
7,08 7,62 8,16 8,70
8,21 8,92 9,62 10,32
6,70 7,19 7,67 8,16
13,3 13,3 13,3 13,3
Примечание, Амортизационные отчисления, направляемые на реновацию, составляют 3,3%, остальная часть отчислений используется на капитальный ремонт.
Ит.р-—затраты на текущий ремонт, руб.; принимаются в размере 1,5% капитальных вложений;
И3.а — расходы на среднегодовую заработную плату, которые принимаются с начислениями на 1 человека в размере 1 000 руб. В случае работы котельной с чисто 268
отопительной нагрузкой среднегодовую заработную плату следует пересчитать в зависимости от длительности отопительного сезона; при малой нагрузке котельной летом среднегодовая заработная плата также пересчитывается с учетом фактической занятости персонала;
Иэ — затраты на электроэнергию, воду, основные материалы и т. п., руб.;
И0 — затраты на общепроизводственные и прочие расходы, руб.; принимаются в размере 30% суммы расходов по заработной плате и отчислениям на амортизацию, капитальный и текущий ремонты. В общие расходы входят содержание управленческого персонала, сторожевой и пожарной охраны, расходы хозяйственные и канцелярские. к прочим расходам относятся затраты по охране труда, приобретению смазочных материалов, реагентов, износу инструмента и спецодежды и т. п.
Отдельные величины, которые входят в знаменатель формулы (13-2) в виде слагаемых, в зависимости от характера мероприятий могут отсутствовать, возрастать или убывать, в связи с чем эти величины вовсе не вводятся в формулу либо принимаются со знаком плюс (при возрастании) или минус.
В тех случаях, когда то или иное мероприятие (например, автоматизация поддержания параметров теплоносителя) приводит, помимо экономии топлива в котельной установке, также к улучшению производственного процесса у потребителей тепла с дополнительным экономическим эффектом, в знаменатель формулы (13-2) добавляется член Ип, руб., отражающий годовую экономию у потребителей вследствие этого эффекта.
Если учесть, что
Иш+Ят ,р=0,08 К+0,015 0,095 К ~ 0,1 К,
то формула (13-2) может быть представлена в виде:
Т°к = ьит - (0,1К + И8.п + Иа+Иоу лет’ (13’3)
Во многих случаях мероприятия по экономии топлива в котельных установках вовсе или почти не вызывают изменений издержек на заработную плату, электроэнергию, воду и т. п., а также на общепроизводственные и прочие расходы (например, установка сепаратора и теплообменника непрерывной продувки, установка охладителя выпара); в таких случаях формула (13-3) упро
щается:
Т°к— шт — о,1К ’ лет‘ (13-4)
На основании этой формулы построен график зависимости срока окупаемости дополнительных капитальных вложений от К/АЯТ (рис. 13-1), по которому можно бы-
Рис. 13-1. График зависимости срока окупаемости дополнительных капитальных вложений от отношения К/ЛЯТ.
для мероприятий, к анализу которых он может быть применен, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений не превышает нормативного 8,3 года (6 лет) при величине ЩкИ? не более 4,53 (3,75); таким образом, оправданными являются такие капиталовложения, которые обеспечивают годовую экономию топлива стоимостью не меньше 22% (27%) этих вложений.
Сравнение вариантов реконструктивных мероприятий котельной с единовременными капитальными вложениями (срок реконструкции не более 1 года) производится по приведенным годовым затратам, определяемым по формуле
ЗпР = И+ЕиК, руб., (13-5)
где И — ежегодные издержки при нормальной эксплуатации, руб.; К — единовременные капитальные вложения, руб.; £н — нормативный коэффициент эффективности единовременных капитальных вложений.
При сроках осуществления строительства свыше 1 года следует также пользоваться формулой (13-5), но в качестве величины капитальных вложений принимать их суммарную приведенную величину
KDp=S руб., (13-6)
t=l
где Тс — период строительства, лет; Kt — капитальные вложения в t-тл году строительства, руб.; t — год строительства; Ен.п — норматив для приведения разновременных затрат, равный 0,08.
Формула (13-6) учитывает разновременность затрат путем их приведения по формуле сложных процентов к последнему году строительства.
Оптимальным из числа рассматриваемых считается вариант с наименьшими приведенными затратами. Если приведенные затраты по вариантам различаются между собой на 5% и меньше, то сравниваемые варианты подлежат дополнительному анализу с учетом удобства эксплуатации, дефицитности материалов и оборудования и т. п. По результатам анализа производится окончательный выбор рекомендуемого варианта.
Ниже приведены методики, а также иллюстрирующие примеры расчетов экономической эффективности отдельных мероприятий по экономии топлива в котельных установках.
13-2. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ УСТРОЙСТВ ВОЗВРАТА КОНДЕНСАТА
Нередки случаи, когда при технической возможности сбора конденсата требуются настолько значительные капиталовложения и эксплуатационные расходы, что дополнительные затраты на специальные устройства должны быть обоснованы технико-экономическими расчетами. В особенности это относится к встречающимся в практике случаям сброса в канализационную сеть небольших количеств конденсата от отдельных удаленных от котельной потребителей пара.
Применительно к рассматриваемой задаче оценки рентабельности устройств возврата конденсата в котельную формула (13-3) для определения срока окупаемости
дополнительных капитальных затрат преобразуется так:
У' _________________Кг + К2____________ (13-7)
ок Д/^ + ^/и.а+Д/^-ОД^+Л^)-/^
где /(1-—дополнительные затраты в рублях на строительство конденсатопроводов; на стоимость прокладки кон-денсатопроводов в значительной степени влияет рельеф местности: если общий уклон местности соответствует минимальному уклону, требуемому для стока конденсата, то конденсатопровод укладывается в канале параллельно уклону местности и глубина укладки труб в этом случае будет минимальной; если имеется горизонтальный рельеф при значительной протяженности конденсатопро-вода или рельеф местности с обратным уклоном, то для сбора и возврата конденсата устраиваются специальные насосные станции;
Аг — дополнительные затраты на строительство насосной станции, руб.; — денежная экономия на топливе благодаря возврату конденсата:
. (13-8)
где GK— количество возвращаемого в котельную конденсата, т/ч; ц;— энтальпия возвращаемого конденсата, ккал!кг-, /и.в— температура исходной воды, °C; т—число часов работы в году; Ц?— цена условного топлива фран-ко-склад котельная, руб!т\ т]к.у—к. п. д. котельной установки; ДЯп.в—экономия на питательной воде:
ДЯп.в=бктСп.в, руб/год, (13-9)
где Сп.в — стоимость питательной воды, руб/т; ДЯпрт — денежная экономия на топливе за счет уменьшения величины продувки (для случая отсутствия использования тепла продувочной воды):
A^nP = gg(L°P-±-:.).^, руб/год> (13-10)
где Gnp — количество сэкономленной продувочной воды, т[ч\ г’пр — энтальпия продувочной воды, ккал!кг\ Иал — дополнительные эксплуатационные издержки на электроэнергию по перекачке конденсата:
Яэл^АтСэл, руб/год, (13-11)
где N — мощность электродвигателя насоса, кет; Сэл — стоимость 1 квт-ч электроэнергии, руб.
При необходимости очистки конденсата от масла в числитель формулы (13-7) прибавляется стоимость сооружения маслоочистки Л3-
Если расчетный срок окупаемости больше нормативного и дополнительные затраты по устройству возврата конденсата не рентабельны, то в таких случаях следует рассмотреть возможность использования конденсата в производстве без возврата его в котельную.
Пример 13-1. Определить рентабельность устройства возврата конденсата для следующих условий:
количество возвращаемого в котельную конденсата GK=1,8 т/ч;
энтальпия конденсата £к=>151 ккал/кг (тепло перегрева конденсата Д;^е., =51 ккал/кг используется на станции перекачки конденсата для подогрева воды в бойлере);
температура исходной воды 1и.в=|10сС;
энтальпия продувочной воды гПр = 197,3 ккал/кг;
количество сэкономленной продувочной воды Gnp=0,l т/ч;
длина конденсатопровода 200 м; по местным условиям требуется устройство станции перекачки конденсата; стоимость сооружения ее /<2=8,5 тыс. руб.;
мощность электродвигателя конденсатного насоса W=2,8 кет;
цена условного топлива франко-склад котельная Цт = 18 руб/т.;
стоимость питательной воды Сп.в=0,1 руб/т;
стоимость 1 квт-ч Сэл = 0,018 руб.;
стоимость прокладки 1 м конденсатопровода 45 руб.;
число часов работы т=5 000; к. п. д. котельной установки ' Чк.у =0,85.
Снижение годовых издержек на топливо за счет возврата конденсата в систему питания котлов по формуле (13-8):
Д/7*
1,8(151 -10)-5 000-18
-----7000-05------= 3 840 РУ6 год‘
Снижение годовых издержек на питательной воде за счет сокращения производительности водоподготовки по формуле (13-9)
= 1,8-5 000 • 0,1 =900 руб/год.
Снижение годовых издержек на топливо за счет сокращения продувки по формуле (13-10)
m 0,1 (197,3—10)-5 000-18
Д//г — 7 000-0,85 = 280 руб'год-
Годовые отчисления от дополнительных затрат
Л=0,1 (200 - 45 + 8 500) = 1 750 руб/год.
Дополнительные издержки на электроэнергию по перекачке конденсата по формуле (13-11)
18-1
273
Показатель срока окупаемости по формуле (13-7)
200 • 45 -f- 8 500
Т°“ = 3 840 + 900 4-280—1 750 — 252 = 5’8 < 8’3 года-
Следовательно, дополнительные капитальные затраты по' устройству возврата конденсата в котельную рентабельны
13-31 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛА ПРОДУВОЧНОЙ ВОДЫ
Расчеты экономической эффективности использования тепла продувочной воды паровых котлов сводятся к определению срока окупаемости дополнительных вложений, связанных с установкой сепаратора непрерывной продувки и теплообменника. Установка этого оборудования не вызывает изменения эксплуатационных издержек на заработную плату, электроэнергию, на общепроизводственные и прочие расходы. В связи с этим срок окупаемости соответствующих капиталовложений может быть подсчитан по упрощенной формуле (13-4) или по графику на рис. 13-1.
Пример 13-2. Проверить экономическую эффективность использования тепла продувочной воды путем установки сепаратора непрерывной продувки в котельной по условиям примера 8-5.
Расход продувочной воды 0,38 т/ч, экономия условного топлива от установки сепаратора ДВ=25 т/год, стоимость условного топлива франко-склад котельная 7Л = 16 руб/т.
Единовременные капитальные вложения па установку (приобретение и монтаж оборудования, трубопроводов, теплоизоляционные работы) составляют 600 руб.
Снижение годовых издержек на топливо
ДТ/т =АВЦт=25 • 16 = 400 руб/год.
Срок окупаемости капитальных затрат по графику рис. 13-1 при отношении К/ДЯ,-=600/400= 1,5 равен 1,77 года; следовательно, установка сепаратора непрерывной продувки в условиях данной котельной вполне эффективна.
Пример 13-3. Подсчитать экономическую эффективность реконструкции двух котлоагрегатов ДКВР-10-13 с устройством двухступенчатого испарения и выносными циклонами взамен существующей внутрибарабапной сепарации; тепло продувочной воды используется в сепараторе и теплообменнике. Годовая экономия условного топлива составила по расчету 36 т.
Цена условного топлива франко-склад котельная 7(т = 26 руб/т. Единовременные капитальные вложения на реконструкцию составляют по смете 5 900 руб.
Снижение годовых издержек па топливо
Д77Т = ДВ7(1 =36-26 = 936 руб.
Срок окупаемости капитальных затрат то формуле (13-4) составит ~17 лет. Следовательно, рассматриваемая реконструкция не эффективна, так как 7’ок>8,3 года. .
13-4. ВЫБОР ВАРИАНТА МОДЕРНИЗАЦИИ КОТЛОАГРЕГАТА
Ниже рассмотрены пример сравнения и выбор наиболее экономичного варианта модернизации котлоагрегата с помощью метода приведенных годовых затрат.
Пример 13-4. В котельной с тремя котлами производительностью по 20 т/ч насыщенного пара при абсолютном давлении 14 кгс/см2 (гн=666,2 ккал/кг) намечается увеличить производительность котлоагрегатов с проведением реконструктивных мероприятий, заключающихся в увеличении поверхности нагрева водяных экономайзеров, модернизации конвективных и экранных поверхностей нагрева, смене форсунок и переустройстве вспомогательного оборудования.
Котельная использует в качестве топлива мазут 100, Q£ = = 9 410 ккал/кг. Энтальпия питательной воды /п.в = 102 ккал/кг.
По I. варианту паропроизводительность котельной возрастет до £>gp = 80 m/ч, к. п. д. повысится до т^.у = 0,85, стоимость реконструкции по смете составит К1 = 100 000 руб.; no И варианту паропроизводительность котельной возрастет до Pg'=75 т/ч, к. п. д. повысится до т)^у = 0,92; стоимость "реконструкции К11 = 130 000 руб.
Годовое число часов использования установленной мощности котельной составляет для I варианта т1=5 060 ч, а для II варианта ти=5 400 ч (годовая выработка пара для обоих вариантов одинаковая).
Цена 1 т мазута франко-склад котельная Цт=34 руб.
В обоих вариантах капитальные вложения производятся в течение 1 года.
Решение. При I варианте годовой расход мазута составит:
„I т1£>бр(гн—г'п.в) 5 060-80 (666,2— 102)
=------W-----------------9 410-0,85-----=28 500/в/гой.
Чк.у
Стоимость этого мазута С* = 28 500-34 = 97 000 руб.
При II варианте годовой расход мазута составит:
п11 5 400-75(666,2— 102)
В 9 410-0 92 =26 300 т/год.
Стоимость мазута по II варианту С.” = 26_300-34 =895 000 руб.
Остальные составляющие ежегодных издержек — амортизационные отчисления, затраты на текущий ремонт, расходы на заработ-18* 275
ную плату и др., подсчитанные по данным § 13-1, составят для I варианта 38 000 руб., а для II варианта 41 000 руб.
Итого годовые издержки составят:
для I варианта И1 — 970 000 + 38000 == 1 008000 руб.;
для И варианта = 895 000 + 41 000 = 936 000 руб.
По формуле (13-5) приведенные годовые затраты составят:
для I варианта 3^= 1 008 000 4-0,12-100 000= 1020 000 руб.;
для II варианта 3^ = 936 000 4-0,12-130 000 = 951 600 руб.
С экономической стороны оптимальным вариантом является вариант II, для которого приведенные годовые затраты меньше; с технической стороны оба варианта равноценны.
13-5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ АВТОМАТИЗАЦИИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ГОРЕНИЯ И ДРУГИХ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ В КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВКАХ
В расчетах экономической эффективности автоматизации котельных установок при определении срока окупаемости дополнительных капитальных вложений на приобретение, монтаж и наладку средств автоматизации в общем случае учитывают:
снижение эксплуатационных расходов на топливо за счет автоматизации регулирования теплопроизводитель-ности котельной в соответствии с заданным графиком нагрузки (за исключением перетопа помещений);
снижение эксплуатационных расходов на топливо за счет повышения к. и. д. котлоагрегатов при автоматизации регулирования горения;
снижение эксплуатационных расходов на заработную плату за счет высвобождения части персонала при комплексной автоматизации котельной установки;
экономический эффект от улучшения производственного процесса у потребителей тепловой энергии.
Капитальные вложения на автоматизацию [величина К в формуле (13-3)] принимаются по смете, а для предварительных приближенных расчетов — по сметам к типовым или аналогичным проектам котельных установок. При этом затраты на автоматику безопасности не должны учитываться.
Расчет экономии топлива за счет автоматизации регулирования теплопроизводительности котельной в соответствии с графиком может быть выполнен по методике, приведенной в § 11-3. Эта методика разработана для 276
Отопительных котельных. К отопительно-производственным котельным она может быть применена в части выработки тепла по отопительному графику.
Некоторую сложность представляет подсчет экономии топлива, которая может быть достигнута при автоматизации регулирования горения, из-за отсутствия соответствующей методики. Величина такой экономии топлива может быть оценена на основании результатов испытаний аналогичных котлоагрегатов в условиях, близких к рассматриваемым. По литературным данным автоматизация регулирования горения повышает к. и. д. котлоагрегатов на 1- -4% и более (подробнее см. § 11-3).
'Существенную долю экономического эффекта от автоматизации регулирования тепловых процессов в котельных дает высвобождение обслуживающего персонала.
Расчет снижения расходов на заработную плату при частичной или комплексной автоматизации регулирования котельных установок производится на основании проектов автоматизации, в которых должны быть решены вопросы расширения зон обслуживания оборудования и установлены соответствующие штаты обслуживающего персонала. Для предварительных оценок можно принимать, что в средних условиях для рассматриваемых котельных с двумя — четырьмя котлами комплексная автоматизация позволяет высвободить как минимум одного человека в смену, т. е.. четырех человек по списочному составу.
Пример 13-5. Подсчитать срок окупаемости дополнительных капитальных затрат на автоматизацию регулирования горения и поддержания постоянства параметров пара, отпускаемого в сеть потребителям, в промышленной котельной с тремя котлами ДКВР-6,5-13 для следующих условии:
установленная теплопроизводительность котельной Q= 16,8 Гкал/ч (1>к = 30 г/ч);
топливо-ма.чут 100; = 9 410 ккал/кг!
годовое число часов использования установленной производительности т=4 ООО ч;
среднегодовой к. п. д. котельной установки Г)'к.у=87%;
цена 1 т мазута франко-склад котельная Дт=28 руб.;
цена 1 квт-ч электроэнергии Сэ=0,02 руб.;
капитальные затраты на автоматизацию котельной, включая наладочные работы, /<=24 000 руб.
В результате осуществления автоматизации достигнуто повышение среднегодового к. п. д. котельной до Т)"к.у=89%, т. е. на 2%; у потребителей в результате повышения выпуска продукции за счет постоянства параметров пара получена денежная экономия в размере Л77п=1 500 руб/год; сокращение обслуживающего штата ко-
тельной за счет высвобождения одного кочегара в смену (четырех человек по списочному составу).
Решение. Годовая экономия топлива по формуле (1-1)
1000-16,8-4 000 (0,89—0,87)
Д5= 9410-0,87.0,89 = 185
Снижение расходов на топливо
\И-с = 185 • 28=5 180 руб/год.
Снижение расходов на заработную плату
Д7/зп=4 • 1 000=4 000 руб/год.
Расходы на амортизационные отчисления и текущий ремонт
0,1 Д=0,.1 • 24 000 = 2 400 руб.
Стоимость электроэнергии для эксплуатации средств автоматики ориентировочно
//э=77тСэ=5 • 4 000 • 0,02=400 руб/год, где N •— потребляемая мощность, кет.
Изменение общепроизводственных расходов
Ио=0,3(0,1 Л—И3.п) =0,3(2 400—4 000)=—480 руб.
Срок окупаемости капитальных затрат по формуле (13-3) с учетом дополнительного члена Д77п
24 000
= 5 180 + 1 500 — 2 400 — (— 4 000) — 400 — (— 480) 2 9 года •
В случае отсутствия экономии у потребителей тепла (исключается член срок окупаемости капитальных затрат, подсчитанный для условий примера, будет равен 3,5 года.
Таким образом, капитальные затраты в размере 24 тыс. руб. на автоматизацию регулирования указанных процессов в условиях рассматриваемой котельной вполне эффективны, так как окупаются в срок меньше нормативного.
Пример 13-6. Подсчитать срок окупаемости дополнительных капитальных затрат на автоматизацию регулирования теплопроизводительности и регулирования горения в отопительной котельной с тремя котлами ТВГ-8 для следующих условий:
установленная теплопроизводительность котельной Q=24 Гкал!ч\
топливо—[природный газ, QP = 8 500 ккал/'м3;
годовое число часов использования установленной теплопроизводительности т=2 500 ч;
средний за отопительный сезон к. п. д. котельной установки О к.у=84%;
цена 1 000 .и3 природного газа Г(т = 19 руб.;
цена 1 квт-ч электроэнергии Сэ=0,03 руб.;
капитальные затраты на автоматизацию котельной, включая наладочные работы, /(=20 500 руб.
В результате осуществления указанной автоматизации достигло следующее: экономия природного газа за счет исключения перегона отапливаемых зданий при автоматизации регулирования теплопроизводительности котельной, подсчитанная по методике, приведенной в § 113, составила 4,5%; экономия природного газа за счет повышения к. п. д. котлов при автоматизации регулирования горения принята по аналогии с действующими котельными равной 1,5%; штат обслуживающего персонала сокращен на четыре человека.
Решение. Суммарная экономия топлива за отопительный период эквивалентна повышению к. п. д. котельной установки до 11"к.у = 84+4,5+1,5=90%.
Годовая экономия природного газа по формуле (1-1)
1'000-24-2 500 (0,90 — 0,84)
= 8 500-0,90-0,84 —560 тыс. .м».
Снижение расходов на топливо
Д//т = 560-19=10 600 руб/год.
Снижение расходов на заработную плату
ЛИ-гл—4 1 000=4 000 руб/год.
Расходы на амортизационные отчисления и текущий ремонт
0,1 #=0,1-20 500=2 050 руб.
Стоимость электроэнергии для эксплуатации средств автоматики ориентировочно
#э=#тС0=4-2 500-0,03=300 руб/год,
где N — потребляемая мощность, кет.
Изменение общепроизводственных расходов
Яо=0,3(0,1 #—/#„) =0,3(2 050—4 000)==—580 руб.
Срок окупаемости капитальных затрат по формуле (13-3)
20 500
У°к ~ 10 600 — 2 050 — (— 4 000) — 30 — (—580) = 1 >6 года’
Следовательно, затраты на автоматизацию эффективны, так как окупаются в срок меньше нормативного.
13-6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ СНИЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ПОТЕРЬ НАГРЕТЫМИ ПОВЕРХНОСТЯМИ
Устройство изоляции нагретых поверхностей оборудования и линий коммуникаций приводит к увеличению капитальных затрат и к уменьшению эксплуатационных расходов, вызванных потерями тепла в окружающую среду. Экономический эффект тепловой изоляции
можно определить по показателю срока окупаемости затрат, используя формулу (13-4):
Т 1 изб'пз
-И-t 0, Н'пзСиз
(13-12)
где Гиз — объем готовой изоляционной конструкции, лгч; Сцз — стоимость 1 м3 готовой изоляционной конструкции, руб!м3\ ДИ? — экономия (расходов за счет снижения тепловых потерь.
ДЯТ^_пуб'год, (13-13)
где г/г— потери тепла 1 м2 соответственно неизолированной и изолированной поверхностью, ккал1лГ--ч-, к — поверхность изоляции, л/2; т — число часов работы в году; Цт — цена условного топлива франко-склад котельной, руб/г, 1]ку — к- и. д. котельной установки.
Пример 13-7. Для условий примера 6-4 определить срок окупаемости затрат при изоляции сборника конденсата. Стоимость 1 л/3 готовой 'Изоляционной конструкции СИз=75 руб>1м". Объем готовой изоляционной конструкции Сиз=1,1 л;3. Цена условного топлива франко-склад котельной Дт = 18 руб]т. Экономия тепла \С2год= = 144 Гкал)год.
Экономия расходов за счет снижения тепловых потерь по формуле (13-13)
144-106-18
= 7 000 • 0,84 • 10s ~ 440 РУ0'1 од'
Срок окупаемости затрат по формуле (13-12)
1,1-75
гок — 440 — 0,1-1,1-75 ~0,19 года
Примерная форма расчета экономической эффективности мероприятия по экономии топлива в котельной установке
№ п/п. Наименование показателей и расчетных величин Единица измерения Величина по расчету Способ определения (в скобках указаны номера пунктов)
1 Установленная теплопроизводитель-ность котельной (тепловая мощность) Г кал/ч Паспортные данные
2 Годовое использование установленной мощности ч'гад Данные учета
3 Отпуск тепловой энергии Г кал/год (100—<7С н) (1)-(2)- 100 , где ?с.п- расход тепла на собственные нужды, %
4 Удельный расход условного топлива а) до осуществления мероприятия б) после осуществления мероприятия кг/Гкал Данные учета Расчет (должен быть приложен)
5 Головая экономия топлива т условного топлива [(4а) — (46)] -(3)-Ю-з
6 Цена топлива руб, т условного топлива См. приложения 2, 3, 4
7 Тариф на перевозку руб/т натурального топлива ' См. приложение 5
8 Пена топлива франко-станция назначения руб/т условного топлива (6) + (7)
9 Снижение прочих затрат руб/год Расчет (должен быть приложен)
10 Годовая денежная экономия руб/год (5)-(8) + (9)
11 Единовременные капитальные затраты на мероприятия руб. Расчет должен быть приложен
12 Ежегодные отчисления на мероприятия руб/год 0,12. (11) или 0,17- (11)
13 Экономическая эффективность в приведенных затратах руб/год (10) —(12) (на объект)
ГО
СО to
Оптовые цены на уголь (выписка из прейскуранта 03-01)
Бассейн или месторождение Марка угля Характеристика >оплива Оптовая пена натурального топлива, руб 1т Цена условного топлива, pytijm
Ас, % А? % % Qh- ккал/кг
Донецкий ГР 22,6 20,9 7,5 5 500 15,6 19,90
ДР 23,0 20,1 13,0 4 800 13,2 19,27
ПАМ 14,0 13,3 5 0 6 630 18,9 19 95
Львовско-Волынское ГР 19,8 17,8 10,0 5 390 12,8 16 62
Кузнецкий гр 12,6 11,5 8,5 6 240 9,1 10,21
дм 10,5 9,4 10,5 5 830 10,0 12,01
ССР 12,5 11,5 7,5 6 330 8,0 8 85
Подмосковный БР 33,8 23,8 32,5 2 520 7,4 20*55
Карагандинский ЖР, КЖР 28,4 26,5 6,8 5 260 13,7 18’25
Печорский ДР 28,8 25,4 11,0 4 350 12,0 19 32
Кизеловское ГР 27,9 26,4 5,5 5 350 13,6 17 ‘80
Егоршинское ГР 23,4 21,4 4,0 5 120 13,7 18 74
Богословское и Веселевское БР 33,9 25,7 24,0 2 780 3,3 8 31
Ирша-Бородинское БР 8,9 6,0 33,0 3 720 1,8 3 38
Райчихинское БР 9,7 6,05 37,5 3 230 2,0 438
Черемховское ДР 29 4 26,0 11,'5 4 600 3,25 4^95
Харанорское БР 16,0 9,5 40,5 2 920 2,1 5,03
Сучанское гр 30,9 29,0 5,5 5 020 16,8 23 43
Артемовское БР 26,2 18,7 25,0 4 160 11,4 19 19
Экибастузское ССР 36,0 33,2 8 ’ 0 4 350 2,25 3 65
Среднеазиатское БР 18,5 13,5 29,5 3 550 10,5 20’,71
Ткварчельское ЖР 39,6 36,7 7,0 4 270 19,3 31,6
Сахалинское БР 22,2 16,9 23,7 3 790 17,15 31,70
Оптовые цены на мазут, ГОСТ 10585-63 (из прейскуранта 04-02)
Наименование и марка мазута W'1’, % wH, ккал/кг Поясные цены натурального топлива, руб!т Поясные цены условного топлива, рдв!т
I пояс II пояс III пояс I пояс II пояс Ш пояс
Мазут топочный малосернистый 40 (серы не более 0,5°/о) . . 2,0 9 630 25,5 28,5 32,5 18,6 20,7 23,6
Мазут топочный малосернистый 100, 200 (серы не более 0,5%) 2,0 9 540 25,0 28,0 32,0 18,3 20,5 23,4
Мазут топочный сернистый 40 (серы не более 2%) 2,0 9 540 24,0 27,0 31,0 17,6 19,8 22,6
Мазут топочный сернистый 100, 200 (серы не более 2%) .... 2,0 9 410 23,5 26,5' 30,5 17,5 19,6 22,4
Мазут топочный высокосернистый 40 (серы не более 3,5%) . . . 2,0 9410 23,0 26,0 30,0 17,1 19,3 22,2
Мазут топочный высокосернистый 100, 200 (серы не более 3,5%) 1,0 9 340 22,5 25,5 29,5 16,9 19,1 22,0
Примечание. К I поясу относятся союзные и автономные республики, края и области, за исключением указанных ниже, отнесенных КО II И III ПОЯСАМ.
Ко II поясу относятся Алтайский край, Бурятская АССР, Иркутская обл., Кемеровская обл.» Красноярский край, Магаданская обл., Новояз сибирская обл., Томская обл., Тувинская АССР, Тюменская обл., Читинская обл.
оо К HI поясу относягся Амурская обл., Камчатская обл. Приморский край, Сахалинская обл., Хабаровский край, Якутская АССР.
Цены на природный газ, попутный смешанный нефтяной газ с учетом транспортировки его потребителю, ГОСТ 5542-50 (выписка из прейскуранта 04-03)
Ne позиций по прейскуранту Республики, края, области, города Оптовая цена натурального топлива, руб/1 000 м3 Цена условно го топлива, риб /т
11 Узбекская ССР, Тюменская обл. 11 9,40
12 Джамбульская обл., Чимкентская обл., Таджикская ССР, Туркменская ССР 13 11,10
8 Кабардино-Балкарская АССР, Краснодарский край, Ставропольский край. Гурьевская обл., Киргизская ССР 14 11,96
5 Дагестанская АССР, Ростовская обл., Северо-Осетинская АССР, Чечено-Ингушская АССР, Якутская АССР, Алма-Атинская обл., Актюбинская обл. 15 12,80
7 Оренбургская обл., Донецкая обл., Челябинская обл., Луганская обл., Полтавская обл., Сумская обл., Харьковская обл., Кустанайская обл. 1G 13,66
9 Коми АССР, Пермская обл., Свердловская обл., Удмуртская АССР 17 14,52
10 Сахалинская обл., Днепропетровская обл.. Запорожская обл. 18 15,37
1 Астраханская обл., Башкирская АССР, Белгородская обл., Волгоградская обл., Воронежская обл., Калмыцкая АССР, Курская обл., Куйбышевская обл., Липецкая обл., Пензенская обл., Саратовская обл., Тамбовская обл., Татарская АССР, Ульяновская обл., Винницкая обл., Волынская обл., Житомирская обл., Закарпатская обл., Иваново-Франков-ская обл., Крымская обл., г. Киев, Киевская обл., Львовская обл., 19 16,24
Продолжение прилож. 4
№ позиций по прейскуранту Республики, края, области, города Оптовая цена натурального топлива, руб/1 000 м3 Цена условного топлива, руб 1т
1 Николаевская обл., Одесская обл., Ровенская обл., Тернопольская обл., Херсонская обл., Хмельницкая обл., Черниговская обл., Черновицкая обл., Черкасская обл. 19 16,24
4 Горьковская обл., Мордовская АССР, Марийская АССР, Чувашская АССР, Молдавская ССР 20 17,08
2 Брянская обл., Калужская обл., г. Москва, Московская обл., Орловская обл., Рязанская обл., Смоленская обл., Тульская обл., Белорусская ССР, 21 17,93
3 Владимирская обл., Ивановская обл., Калининская обл., Костромская обл., Ярославская обл., Грузинская АССР, Азербайджанская ССР, Литовская ССР, Латвийская ССР, Армянская ССР 22 18,79
6 Вологодская обл., Ленинградская обл., Новгородская обл., Эстонская ССР 24 20,50
Примечания: 1. Оптовые цены промышленности установлены при расчетной теплоте сгорания газа s 200±Ю0 ккал/дз.
Ч. Пересчет на фактическую теплоту сгорания производится по формуле —--------* где —оптовая цена по прейскуранту, руб/1 0Э0 м»;
с» факт ~~ фактическая теплота сгорания, ккал[м3.
ОЭ ст>
Тарифы на железнодорожные перевозки энергетического топлива, руб/т натурального топлива (из прейскуранта 10-01)
Вид топлива Расстояние, км
25 50 100 200 300 400 500 700 1 000 1 200 1 500 1 700 2 000 2 500 3 000 3 500 4 000
Мазут .... — 1,10 1,30 1,60 1,90 2,30 2,60 3,30 4,20 4,90 5,90 6,50 7,50 9,10 10,80 12,40 14,10
Уголь .... — 0,55 0,65 0,88 1,13 1,40 1,62 2,18 2,95 3,33 3,93 4,37 5,17 6,48 9,45 11,38 13,18
Уголь подмосковного бассейна .... — 0,27 0,33 0,47 0,62 0,77 0,90 1,22 1,67 1,97 2,42 — — — — — __
Торф 0,92 1,00 1,12 1,40 1,72 2,08 2,32 2,96 3,80 — — — — — — __ —
Сланцы .... 0,30 0,35 0,45 0,68 0,98 1,87 2,62 4,30 6,62 — — — — — — — —
Примечание. Техническая норма погрузки в полувагон грузоподъемностью 59—63 т для угля и сланца 60 т, для торфа 25 т.
Расчетные характеристики слоевых механических топок [Л.48]
ПРИЛОЖЕНИЕ &
Наименование величины Обозначение Размерность Топки с цепной решеткой Гопки с пневматическим забрасывателем и цепной решеткой прямого хода3
Донецкий антрацит AM, АС Каменные угли типа Бурые угли ппа
кузнецких ГиД донецких Г н Д артемовского
1 2 3 4 5 6 7
Приведенная влажность топлива Wn %• 103 -кг/ ккал 0,77 1,24—1,76 1,21—2,53 7,37
Приведенная зольность топлива Ап %-103 кг'ккал 2,04 1,43 3,13—3,06 4,1
Выход летучих топлива уг % 4 40—42 40—43 50,5
Теплота сгорания топлива <2н ккал/кг 6 500 6 450—5 960 5 760—5 130 3 660
Видимое теплонапряжение зеркала горения ккал/-ч 1 000 1 000 1 000 1 400
Видимое теп юнапряжение топочного объема -у?10-3 ккал!м?’Ч 250—300 200—250
Наименование величины Обозначение Размерность Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода
Каменные угли типа Бурые угли типа
кузнецких ГиД донецких ГиД ир'иа-боро-дин-ского хара-иор-ского под-мо- с ковкого
1 2 3 8 9 10 11 12
Приведенная влажность топлива %-IO’ кг/ккал .1,2-11,76 1,21—2,53 8,82 13,6 12,8
Приведенная зольность топлива Ап % -IO3 кг! ккал 1.43 3,13—3,06 1,61 2,88 8,86
Выход летучих топлива уг % 40—42 40—43 48 44 47
Теплота сгорания топлива ккал/кг 6 450—5 960 5 760—5 130 3 740 2 980 2 570
Видимое теплонапряжение зеркала горения -^.ю-з ккал/м2- ч 1 400 1 400 1 400 I 400 1 000
Видимое теплонапряжение топочного объема М W10” ккал/м*-ч 200—251
Продолжение прилож. 6
Наименование величины Обозначение Размерность Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной peine I кой
Донецкий антрацит AM, АС Каменные угли типа I Бурые угли типа
Кузнецких " Г и Д донецких ГиД и лпа-боро-дин-ского ар । е-мов-СКОГО хара-нор-ского
1 2 3 13 14 15 16 17 18
Приведенная влажность топлива °/о-103 кг/ккал 0,77 1,24—1,76 1,21—2,53 8,82 7,37 13,6
Приведенная зольность топлива Ап о/о-Ю3 кг/ккал 2,04 1,43 3,13—3,06 1,61 4,1 2,88
Выход летучих топлива ур % 4 40—42 40—43 48 50,5 44
Теплота сгорания топлива (ЗЕ ккал/кг 6 500 6 450—5 960 5 760—5 130 3 740 3 660 2 980
Видимое теплонапряжение зеркала горения ккал/к2 -ч 1 000 900 900 900 900 900
Видимое теплонапряжение топочного объема ккал/м'-ч 250—300 200—250
Наименование величины Обозначение Размерность Топки с цепней решеткой Тонки с пневматическим забрасывателем и цепной решеткой прямого хода8
Донецкий антрацит AM, АС Каменные углн типа Бу рые угли типа
кузнецких ГиД донецких ГиД арте-мов*-ского
1 2 3 4 6 7
Коэффициент избытка воздуха в топке1 “т — 1,4—1.5 1 .3—1,4
Содержание горючих в шлаке Г шл % 25 12,5—12 11 9
Содержание горючих в уносе2 Г ун % 76 55—54 36—34 20
Доля золы топлива в уносе2 аун % 10 8,3—9,1 6,7—7,5 8,5
Потеря от химической неполноты сгорания Яг % 0,5 0,5 0,5 0,5
Потеря со шлаком % 5 1,5—1,4 2,8—2,7 2,8
Потеря с уносом2 ^4 УН % 5 1,1—1.2 0,9 0,7
Суммарная потеря от механической неполноты сгорания ?4 % 10 2,6 3,7—3,6 3.5
Продолжение прилож. 6
Наименование величины Обозначение размерность Топки с пневмомеханическими забрасывателями и цепной решеткой обратного хода
Каменные угли типа Бурые угли типа
кузнецких ГиД донецких ГиД ирша-боро- дин-ского хара-нор- ского под-мо- с конного
I 2 3 8 9 10 И 12
Коэффициент избытка воздуха в топке1 “т — 1,3—1,4
Содержание горючих в шлаке Г шл % 12,5—12 11 11 11 7
Содержание горючих в уносе2 Г УН % 55—54 36—34 45 39 15
Доля золы топлива в уносе2 аун % 8,3—9,1 6,7—7,5 12 8,5 4,9
Потеря от химической неполноты сгорания Яз % 0,5 0.5 0,5 0,5 0,5
Потеря со шлаком % 1,5—1.4 2,9—2,7 1,3 2,7 4,8
Потеря с уносом2 Яяуъ % 1,1—1.2 0,9 1,2 1,2 0,6
Суммарная потеря от механической неполноты сгорания Яь % 2,6 3,7—3,6 2,5 3,9 5,4
—
Топки с пневмомеханическими забрасывателями и неподвижной решеткой
Наименование величины Обозначение Ра змерность Каменные угли типа Бурые угли типа
Донецкий антрацит AM, АС кузнецких Г и Д донецких ГиД ириа-боро-дин-ского артемовского хара-нор-ского
I 2 3 13 14 15 16 17 18
Коэффициент избытка воздуха в топке1 at — 1.6—1,7 1,4—1,5
Содержание горючих в шлаке Г шл 7о 25 15—14,5 14—13,5 13,5 11,5 13
Содержание горючих в уносе2 Гук "/о 76 55—54 36—34 45 20 39
Доля золы топлива в уносе2 “уи % 10 6,7—7,3 5,4—6,0 9,5 6,8 6,8
Потеря от химической неполноты сгорания % 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Потеря со шлаком Потеря с уносом2 Суммарная потеря от механической неполноты сгорания '/чуя Qi 7о 7о 7» 5 5 10 1,9—1,7 0,9—1,0 2,8—2,7 3,8—3,5 0,7—0,8 4,5—4,3 1,8 1,0 2,8 3,9 0,6 4,5 3,2 1,0 4,2
1 Менылие значения для котлов 0^10 т/ч.
1 Значения потерь с уносом в случаях сжигания каменных и бурых углей даны для рядового топлива с содержанием пылевых частиц
Dq 09=2,5% при наличии возврата уноса и острого дутья.
» Сжигание углей с легкоплавкой золой в топках данного типа не рекомендуется.
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
ПРИМЕРНАЯ ФОРМА РЕЖИМНОЙ КАРТЫ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛОАГРЕГАТА ТИПА ТВГ; ТОПЛИВО—ПРИРОДНЫЙ ГАЗ
Наименование показателей Обозначение Размерность Величина при нагрузке агрегата, % от номинальной
50 1 75 1 100 120
Те непроизводительность агрегата Давление газа у горелок допустимые отклонения ........ Разрежение в топке . . Разрежение за котлом Разрежение перед дымососом Содержание СО2 за котлом Коэффициент избытка воздуха за котлом . . Температура уходящих газов Расход топливного газа, приведенный к нормальным условиям . . Расход сетевой воды через котел Температура сетевой воды на выходе из котла допустимые отклонения Температура сетевой воды на входе в котел допустимые отклонения Давление сетевой волы на входе в котел . . Давление сетевой воды на выходе из котла . . допустимые отклонения Давление дутьевого воздуха ... ..... Потеря тепла с уходящими газами Потеря тепла от химической неполноты сгорания Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто Q /'г ±-/;т ST SK КЛ СО2 “к т J sx В G ‘"в +М"е ±Л."в У в р\ +&Р". ^возд 9г 9» „бр Va Г кал ,'н мм pm. cm. ” » 9 мм вод. ст. » я » И » » % °C м\'ч т/ч. °C Я V кгс/см?- я » мм вод. ст. °/о * •
Примерная форма режимной карты котлоагрегата с цепной решеткой
Наименование показателей Обозначение Размерность Величина при нагрузке, % номинальной
50 ! 75 100 120*
Паропронзводительность котлоагрегата D т/ч
Давление лара в барабане допустимые отклонения Рк кгс/см? »
Температура питательной воды .В °C
допустимые отклонения °C
Давление питательной воды Рп.в кгс/см2
допустимые отклонения ДРп . Е »
Содержание RO2 в уходящих газах ' ₽°2** %
Коэффициент избытка воздуха <Хух —
Температура уходящих газов Gx °C
допустимое повышение:
в период между чистками ...... я
в период между обдувками п
Разрежение в топке .... ST мм вод. ст.
Разрежение за котлом,. . . 3. мм вод. ст.
Разрежение за водяным экономайзером SB.B. И
Разрежение за воздухоподогревателем ^В.п Я
Разрежение перед дымососом я
Наименование показателей Обозначение Размерность Величина при нагрузке, % номинальной
50 75 100 120* **
Температура воздуха на всасе вентилятора . , . G.b. °C
Температура воздуха за воздухоподогревателем . . '„В. я
Тоддина слоя топлива . . . fl мм
Давление воздуха под решеткой:
I зона Двозд мм вод. ст.
11—III зоны п-ш /воз д я
IV зона / возд я
Скорость цепной решетки м/ч
Содержание горючих:
в шлаке ГШЛ %
в уносе Г УН
Потери тепла
с уходящими газами 9г %
от химической неполноты сгорания . . 9з я
от механической неполноты сгорания 91 ж
Коэффициент полезного действия котлоагрегата брут-ТО 7]бр ж.у %
* Необходимость введения показателей, относящихся к нагрузке котлоагрегата, равной 120% номинальной, определяется в каждом случае в зависимости от паспортных данных агрегата, особенностей топлива, наличия резерва тяги и дутья, графика нагрузки и других местных условий.
** При стабильной характеристике топлива.
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
Насыщенный водяной пар по М. П. Вукаловичу
Абсолютное давление, кгс(см? Температура насыщения, °C Удельный объем пара, Энтальпия, ккил,ьг Теплота парэобраззвания. ккал (кг
воды пара
1,0 99,09 1,725 99,19 638,8 539,6
1,1 101,76 1,578 101,87 639,8 537,9
1,2 104,25 1,455 104,38 640,7 536,3
1,3 106,56 1,350 (06,72 641,6 534,9
1,4 108,74 1,259 108,92 642,3 533,4
1,5 110,79 1,181 110,99 643,1 532,1
1,6 112,73 1,111 112,95 643,8 530,8
1,7 114,57 (.050 114,81 644,5 529,7
1.8 116,33 0,9954 116,60 645,1 528,5
1,9 118,01 0,9462 118,30 645,7 527,4
2,0 119,62 0,9018 119,94 646,3 526,4
3,0 132,88 0,6169 133,4 650,7 517,3
4,0 142,92 0,4709 143,7 653,9 510,2
5,0 151,11 0,3817 152,1 656,3 504,2
6,0 158,08 0,3214 159,3 658,3 498,9
7.0 164,17 0,2778 165,7 659,9 494,2
8,0 169,61 0,2448 171,4 661,2 489,8
9,0 174,53 0,2189 176,5 662,3 485,8
10,0 179,04 0,1980 181,3 663,3 482,1
Н.О 183,20 0,1808 185,7 664,1 478,4
12,0 187,08 • 0,1663 189,8 664,9 475,1
13,0 190,71 0,1540 193,6 665,6 472,0
14,0 194,13 0,1434 (97,3 666,2 468,9
15,0 197,4 0,1342 200,7 666,7 466,0
16,0 200,4 0,1261 204,0 667,1 463,1
18,0 206,1 0,1125 210,2 667.8 457,6
20,0 211,4 0,1015 215,9 668,5 452,6
22,0 216,2 0,0924 221,2 668.9 447,7
24,0 220,8 0,0849 226,2 669,2 443,0
26,0 225,0 0,0784 230,9 669,4 438,5
РАЗМЕР ВОЗНАГРАЖДЕНИЙ АВТОРУ ЗА ИЗОБРЕТЕНИЯ И РАЦИОНАЛИЗАТОРСКИЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ (угверждено постановлением № 435 Совета Министров СССР от 24 апреля 1959 г.)
Сумма годовой-экономии, руб. Вознаграждение за изобретение Вознаграждение за рационализаторские предложения
До 100 От 100 до 500 500 , 1 000 » 1 000 „ 5 000 „ 5 000 „ 10 000 „ 10 000 „ 25 000 „ 25 000 „ 50 000 , 50 000 , 100 000 „ 100 000 и выше 25% экономии, но не менее 20 руб. 15% 4- 10 руб. 12% + 25 „ 10% 4- 45 . 6% + 250 . 5% -|" 350 „ 4% + 600 „ з%+1 юо „ 2% 4- 2 100 руб, но не более 20 000 руб. 13,75% экономии, но не менее 10 руб. 7% + 10 руб. 5% 4- 20 руб. 2,75% 4-45 руб. 2% 4- 85 pv6. 1,75% + 110 руб. 1,25% 4- 235 руб. 1% + 360 руб. 0,5% + 860 руб., но не более 5 000 руб.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. Госгортехнадзор СССР. М., «Недра», 1968.
2. Временные руководящие указания по эксплуатации котельных установок промышленных предприятий. Государственная инспекция по промышленной энергетике и энергонадзору. М.—Л., Гос-энергоиздат, 1958.
3. Строительные нормы и правила. Ч. II, разд. Г, гл. 9. Котельные установки. Нормы проектирования СНиП П-Г 9-65, Госстрой СССР, М., Стройнздат, 1966.
4. Указания по проектированию котельных установок, СН 350-66, Госстрой СССР- М., Сгройиздат, 1967.
5. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) Под ред. Н. В. Кузнецова и др. М., «Энергия», 1973.
6. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). ЦКТИ им. И. Ползунова. М., «Энергия», 1964.
7 Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов. Изд. ВТИ, ЦКТИ, 1968.
8. Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений. Госплан СССР, Госстрой СССР, Академия Наук СССР, 1969.
9. Основные методические положения и исходные данные для проведения технико-экономических расчетов в теплоэнергетике. Изд. ВТИ, 1969, с «Дополнениями», 1970.
10. Основные положения по нормированию расхода топлива, электрической и тепловой энергии в производстве. Госплан СССР, 1966.
11. Экономия топлива на электростанциях и в энергосистемах. Под ред. А. С. Горшкова. М., «Энергия», 1967.
12. Инструкция по определению качества угля для учета удельных расходов топлива на электростанциях. М.—Л., Госэнсргоиздат, 1954.
13. Инструкция по ремонту поверхностей нагрева паровых кот-чов, пароперегревателей и экономайзеров. Союзэнергоремтрест. М—Л„ Госэнсргоиздат. 1964.
14. Инструкция по нормированию расхода газа в промышленных котельных малой производительности. Мингазпром СССР. М., «Недра», 1969.
15. Методика испытаний котельных установок, ОРГРЭС. М., «Энергия», 1964.
16. Нормирование расходов тепла и топлива для стационарных установок железнодорожного транспорта. ЦНИИ МПГ м„ ''Транспорт», 1968.
17. Пособия для изучения правил технической эксплуатации электрических станции п сетей. Выи. 1 и 2. Под ред. К. Ф. Родда-тиса. М., «Энергия», 1964.
18. Рекомендации по переводу котлов, работающих на сернистых мазутах, на режим сжигания с малыми избытками воздуха, ВТИ и ОРГРЭС. Изд. БТИ ОРГРЭС, 1966.
19. Руководящие указания по сокращению потерь конденсата на тепловых электростанциях. ОРГРЭС, 1961.
20. Руководящие указания по устройству и обслуживанию продувок паровых котлов. МЭС СССР. М.—Л., Госэнергоиздат, 1953.
21. Руководящие указания по химической очистке от накипи теплосилового оборудования. Техническое управление МЭС СССР, 1955.
22. Сборник материалов по обмену опытом работы топливнотранспортных цехов электростанций. Союзглавэнерго, изд. ОРГРЭС, 1961.
23. Труды научно-технической сессии по эксплуатации промышленных котельных установок. М.—Л., Госэнергоиздат, 1953.
24. Труды коифсренции-курсов по котлам малой мощности. Под ред. С. П. Невельсона. М.—Л., Госэнергоиздат, 1955.
25. Автоматизация отопительных котельных, Ленинградский научно-исследовательский институт Академии коммунального хозяйства им. К. Д. Памфилова. Сб. статей, вып. 3. Гостоптехиздат, 1963.
26. Аронов И. 3. Использование тепла уходящих газов в газифицированных котельных. М., «Энергия», 1967.
27. Белан Ф. И., Сутоцкий Г. П. Водоподготовка промышленных котельных. М., «Энергия», 1969.
28. Бузников Е. Ф., Роддатис К. Ф., Спейшер В. А. Перевод котлов дкв и ДКВР на газообразное топливо. М., «Энергия», 1964.
29. Вознесенский А. А. Экономия топлива на электростанциях малой и средней мощности. Изд. МКХ РСФСР, 1955.
30. Внуков А. К. Надежность и экономичность котлов для газа и мазута, М., «Энергия», 1966.
31. Галтыхин В. М., Славин М. Б. Эффективность эксплуатации автоматизированных отопительных котельных. М., «Недра», 196S.
32. Гастев А. К. Как надо работать. М.. «Экономика», 1966.
33. Геллер 3. И. Мазут как топливо. М., «Недра», 1965.
34. Далин А. Ф. Сбор и возврат конденсата. М.—Л., Госэнергоиздат, 1949.
35. Зайцев И. А., Матвеев А. А. Пути повышения эффективности использования топлива, электрической и тепловой энергии в промышленности Украинской ССР. УкрНИИНТИ, 1969.
36. Картошкин М. Д. Хранение топлива на электростанциях. М.—Л„ Госэнергоиздат, 1963.
37. Кибрик П. С., Либерман Г. Р. Эксплуатация котельных установок небольшой производительности. М., «Энергия», 1969.
38. Кнорре Г. Ф. Топочные процессы. М.—Л., Госэнергоиздат, 1961.
39. Коварский Л. Г. Защита паровых котлов от шлакования и заноса золой. М., «Энергия», 1964.
40. Левин М. С. Использование отработавшего и вторичного пара и конденсата. М,, «Энергия», 1971.
41. Лифшиц О. В. Справочник по водоподготовке котельных установок малой мощности. М., «Энергия», 1969.
42. Лохматов В. М. Автоматизация промышленных котельный. М., «Энергия», 1970.
43. Ляндо И. М. Эксплуатация мазутного хозяйства котельной промышленного предприятия. ДЕ, «Энергия», 1968.
44. Максимов А. А. Экономия электрической и тепловой энергии на промышленных предприятиях. М., «Энергия», 1968.
* 45. Манушин А. К. Испытание котельных установок, работающих на газовом топливе. Изд. МКХ РСФСР, 1961.
46. Мелентьев А. А., Стырикович М. А., Штейнгауз Е. О. Топливно-энергетический баланс СССР. М.—Л., Госэпергоиздат, 1962.
47. Мурзаков В. В. Основы теории и практики сжигания газа .ч паровых котлах. ЛЕ, «Энергия», 1969.
48. Нечаев Е. В., Лубнин А. Ф. Механические топки. ЛЕ, «Энергия», 1968.
49 Опыт сжигания мазута и газа на электростанциях. ОРГРЭС. ЛЕ, «Энергия», 1968.
50. Пеккер Я. Л. Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива. М., «Энергия», 1967.
51. Попов В. ЛЕ, Шабаров А. М. Сжигание торфа в топках котлов. М.—Л., Госэнергопздат, 1958.
52. Прнмспенш жидких присадок к мазутам, сжигаемым в котельных установках. ЦКТИ, Руководящие указания, вып. 19, 1968.
53. Прузнср С. Л. Экономика и организация энергетического производства. ЛЕ, «Энергия», 1969.
54. Равич М. Б. Упрощенный метод теплотехнических расчетов. М„ Изд.-АН СССР. 1968.
55. Равич М. Б. Топливо п эффективность его использования. ЛЕ, «Наука», 1971.
56. Семененко Н. А., Сидельковский Л. Н., Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.—Л., Госэнерго-издат, I960.
57. Семин А. Н. Хранение углей па железнодорожных складах топлива. ЛЕ, Траисжелдориздат, 1957.
58. Сигал И. Я., Лавренцов Е. М., Косинов О. И., Домбровская Э. П. Газовые водогрейные промышленно-отопитетьиые котлы. Киев. «Техника», 1967.
59. Сильницкий А. К. Работа котельных установок на мазуте. ЛЕ, «Недра», 1965
60. Спейшер В. А. Сжигание газа на электростанциях и в промышленности. М., «Энергия», 1967.
61. Стырикович М. А. Внутрикотловыс процессы. М.—Л., Гос-энергоиздат, 1954.
62. Татищев С. В. Топочные устройства промышленных котельных. ЛЕ-Jffl., Госэнергопздат, 1956.
63. Флаксерман Ю. Н. Диаграммы расчета горения топлив СССР. ЛЕ—Л., Госэнергопздат, 1961,
64. Хазен М. М., Иванов И. И., Аронович С. С. Теплосиловое хозяйство. ЛЕ, «Транспорт», 1964.
65. Хижняков С. В. Практические расчеты тепловой изоляции промышленного оборудования и трубопроводов. М., «Энергия», 1964.
66. Эстеркин Р. И. Эксплуатация котлоагрегатов на газообразном топливе. ЛЕ, Гостоптехиздат. 1963.
67. Аронович С. С. Теплосиловое хозяйство железнодорожного транспорта. ЛЕ, Траисжелдориздат, 1951.
68. Лпсргетпка СССР в 1971—1975 гг. Под редакцией А. С. Павленко н А. М. Некрасова. 1Л., «Энергия», 1972.
69. Инструкция о порядке образования и использования средств фонда развития производства предприятиями, переведенными на новую систему планирования и экономического стимулирования промышленного производства. Министерство финансов СССР, Госплан СССР, Госбанк СССР, 1967.
70. Инструкция о кредитовании затрат по внедрению новой техники, увеличению производства товаров народного потребления и улучшению культурно-бытового обслуживания населения. Государственный банк СССР, 1968.
71. Справочник химика-энергетика. Под обшей ред. С. М. Гур-вича. Т. 3. И. И. Матвеева. Энергетическое топливо (характеристика и контроль качества). М., «Энергия», 1972.
72. Татищев С. В. Работа и расчет подовых горелок с перекрытыми амбразурами. — «Промышленная энергетика», 1969, № 5.
73. Бузников Е. Ф. и др. Опыт модернизации котла ДКВР-6,5/13 с повышением производительности до 20 т/ч. — «Промышленная энергетика», 1968, № 6.
74. Кружков В. Н. и др. Модернизация паровых котлов типа ДКВР-10-13. — «Промышленная энергетика». 1970, № 2.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.................................................. 3
Глава первая. Народно-хозяйственная эффективность экономии топлива ......................................... 5
Глава вторая. Коэффициент полезного действия котлоагрегата ... . 15
2-1. Определение коэффициента полезного действия котлоагрегата и расхода топлива .... 15
2-2. Определение тепловых потерь в котлоагрегате . 27
Глава третья. Экономичная эксплуатация топочных устройств............................................ 43
3-1. Общие положения ..................................43
3-2. Влияние свойств топлива на экономичность работы топок............................................. 49
3-3. Экономичная эксплуатация топочных устройств для слоевого сжигания.....................................58
3-4. Экономичная эксплуатация топочных устройств для сжигания газа и мазута............................ . 67
Глава четвертая. Мероприятия для повышения коэффициента полезного действия котлоагрегата 78
4-1. Общие замечания...................................78
4-2. Влияние коэффициента избытка воздуха в топке на экономичность котлоагрегата .... 82
4-3. Устранение присосов воздуха по газовому тракту 84
4-4. Поддержание номинального давления в котле . . 90
4-5. Поддержание экономичной температуры питательной воды........................................ . 92
4-6. Безнакипный режим эксплуатации котлоагрегата . 95
4-7. Снижение тепловых потерь путем поддержания чистоты наружных поверхностей нагрева .... 9/
4-8. Хвостовые поверхности иагрева котлоагрегатов . . 106
4-9. Оценка эффективности мероприятий для повышения экономичности котлоагрегатов . ... ИЗ
Глава пятая. Перевод котлов иа газообразное и жидкое топливо............................................ ... 115
5-1. Общие положения.................................115
5-2. Перевод котлов на сжигание газообразного топлива 118
5-3. Перевод котлов на сжигание жидкого топлива . . 125
5-4. Повышение паропроизводительности котлов . . 127
Глава шестая. Снижение потерь тепла в окружающую среду нагретыми поверхностями........................131
6-1. Тепловые потери нагретыми поверхностями . . . 131
6-2. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов котельных установок .......... ..................133
Глава седьмая. Оптимальный режим эксплуатации котельных установок . 145
7-1. Общие замечания ................................145
7-2. Экономичное распределение нагрузок между котлоагрегатами . . . '..........................146
7-3. Поддержание оптимальных параметров вырабатываемых теплоносителей .......................... .153
Глава восьмая. Использование тепла непрерывной продувки паровых котлов................................ 155
8-1. Потери тепла с продувочной водой................155
8-2. Схемы использования тепла непрерывной продувки 166
Глава девятая. Сокращение потерь конденсата . . 173
9-1. Потери тепла с конденсатом .... . . 173
9-2. Схемы использования тепла конденсата . 182'’
9-3. Устранение потерь конденсата .... 192
Глава десятая. Экономия топлива при рациональных устройстве и эксплуатации складов топлива 201
10-1. Общие требования к устройству и эксплуатации складов топлива ............................... 201
10-2. Экономия топлива при рациональных устройстве и эксплуатации складов твердого топлива . 202
10-3. Экономия топлива при рациональных устройстве и эксплуатации складов жидкого топлива . . 222
Глава одиннадцатая. Учет, теплотехнический контроль и автоматизация работы котельных установок 237
11-1. Учет расхода топлива и выработки тепла 237
!1-2. Автоматизация и теплотехнический контроль . . 241
11-3. Экономия топлива при автоматизации котельных установок.........................................252
Глава двенадцатая. Научная организация труда в котельных как фактор экономии топлива 258
12-1. Общие сведения.............................. . 258
12-2. Нормирование расхода топлива ...... 259
12-3. Организация рабочего места.....................263
12-4. Повышение квалификации обслуживающего персонала .........................................264
Глава тринадцатая. Расчеты экономической эффективности мероприятий по экономии топлива 266
13-1. Общие положения................................266