Автор: Геллер З.И.  

Теги: нефть   нефтяная промышленность   топливо   издательство недра   мазут   вторичное сырье  

Год: 1965

Похожие

Топлива для современных и перспективных автомобилей

Топливо и его сжигание

Топливо и теория горения. Часть 1. Топливо

Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент и применение.

Текст
                    КАК
ТОПЛИВО

З.И. ГЕЛЛЕР
МАЗУТ
КАК
ТОПЛИВО
www.janko.front.ru
ИЗДАТЕЛЬСТВО «НЕДРА»
Москва 1965

ИДК 665.521.7 : 662.75
АННОТАЦИЯ
В книге охарактеризованы состав и свойства
нысокосернистых и высоковязких мазутов, ис-
пользуемых в качестве котельного и печного
топлива. Изложены способы топливоподачп,
подготовки топлива к сжиганию и некоторые
вопросы технологии топочных процессов (рас-
пиливание, горение, лучистый теплообмен, за-
грязнение и коррозия поверхностей нагрева) при
сжигании мазутов п топках паровых котлов п
технологических печей нефтеперерабатывающих
заводов.
Книга предназначена для ипжеперпо-технпче-
ческих работников, запятых эксплуатацией, про-
ектированием и исследованием тепловых элек-
тростанции, производственных и отопительных
котельных, нагревательных и технологических
печей промышленных предприятий и нефтезаво-
дов. Опа может быть полезна также студентам
и аспирантам теплоэнергетических и технологи-
ческих специальностей.

ПРЕДИСЛОВИЕ
В решении главной экономической задачи, намеченной Про-
граммой КПСС, — создании материально-технической базы ком-
мунистического общества на основе полной электрификации
страны и развития передовой техники, технологии и организации
производства — исключительно важная роль принадлежит топ-
ливной промышленности.
На протяжении всего этого периода будет неуклонно прово-
диться намеченная XXI съездом КПСС линия на преимуществен-
ную добычу нефти и природного газа и широкое использование
газа п нефтяного топлива на тепловых электростанциях, про-
мышленных котельных и других предприятиях, железнодорож-
ном п водном транспорте.
Коренные изменения в структуре топливного баланса СССР
в пользу нефти и газа обеспечат огромную экономию обществен-
ного труда и окажут серьезное воздействие на ускорение темпов
развития народного хозяйства. Общая экономия от замены угля
природным газом и нефтяным топливом составит только за семи-
летие (1959—1965 гг.) более 12,5 млрд. руб.
Широкое применение нефтяного топлива н природного газа
для нужд энергетики, промышленности и транспорта имеет суще-
ственное значение для форсированного строительства тепловых
электростанций и уменьшения их сметной стоимости, комплекс-
ной механизации и автоматизации производственных процессов,
повышения производительности труда и снижения себестоимости
продукции.
В свете изменения структуры топливного баланса СССР ра-
циональное и экономное использование котельного и печного
жидкого топлива имеет большое народнохозяйственное значение.
В книге использованы исследования автора, его учеников и
сотрудников, проведенные в Грозненском пефтяном институте,
1*	я

начиная с 1953 г., а также обобщен отечественный и зарубежный
материал по составу п свойству мазутов, методам подготовки его
к сжиганпю п технологии топочных процессов.
В книге применяется Международная спстема единиц СП
(ГОСТ 9867-G1), которая введена в СССР с 1 января 1963 г. в ка-
честве предпочтительной во всех областях науки, техники и на-
родного хозяйства, а также при преподавании *. В ряде случаев
в тексте и иллюстрациях попользуются кратные п дольпые еди-
ницы с международными десятичными приставками по ГОСТ
7663-55 (например, см, мм, мг, г, Гг, кн, Мн, кдж, кет, Мет и др.),
а для времени — внеспстемпые единицы (мин, ч, сутки, педеля,
год).
Автор выражает глубокую благодарность Л. Р. Стоцкому за
просмотр рукописи и замечания по применению Международной
системы единиц.
Автор будет весьма признателен читателям за все советы, за-
мечания и пожелания, которые просит направлять по адресу:
Москва, Третьяковский проезд, д. № 1/19, издательство «Недра».
* Таблица соотношений между единицами измерения приведена в копце
книги (стр. 492).

ГЛАВА ПЕРВАЯ
СОСТАВ II СВОЙСТВА МАЗУТОВ
1. 1. Общая характеристика мазутов
В качестве жидкого топлива для котельных и печных устано-
вок применяются мазуты нефтяного происхождения, а в некото-
рых случаях тяжелые высокосернистые и смолистые обессолен-
ные, отбензиненные (стабилизированные) нефти (например, ар-
ланские, ярегские), которые в настоящее время по ряду причин
перерабатывать нецелесообразно. Кроме того, в виде котельного
и печного топлива могут быть использованы остатки перегонки
смол полукоксования углей (мазут — топливо угольный) и ней-
трализованные сланцевые смолы (мазут — сланцевое масло), по-
лученные в процессе полукоксования сланцев.
В общем балансе жидких котельных и печных топлив преиму-
щественное значение имеют мазуты нефтяного происхождения.
Стабилизированные нефти, а также угольные и сланцевые мазуты
составляют небольшую долю.
За последние 15—20 лет произошли серьезные качественные
изменения в сырьевой базе нефтеперерабатывающей промышлен-
ности и технологических процессах. Если раньше перерабатыва-
лись главным образом малосернистые кавказские нефти, то в на-
стоящее время преимущественно высокосернистые нефти Башки-
рии, Татарии п Поволжья. Состояние нефтеперерабатывающей
промышленности характеризуется также внедрением ряда новых
процессов и значительным углублением переработки нефти. При
этом около одной трети от количества перерабатываемой нефти
составляют тяжелые остатки. Значительная часть их предста-
влена высоковязкпми крекинг-остатками. В результате этих
изменений топочные мазуты, получаемые на нефтезаводах путем
смешения (компаундирования) тяжелых нефтяных остатков с мало-
вязкими компонентами плп в качестве целевых продуктов с уста-
новок термического крекинга, обладают повышенной вязкостью
и плотностью, высоким содержанием асфальто-смолистых ве-
ществ, большим содержанием серы и ванадия.

В таил. 1. 1 представлены характеристики нефтяного топлива
(мазутов) по ГОСТ 1626-57 и ГОСТ 1501-57 *. Маловязкпе флот-
ские мазуты по ГОСТ 1626-57 предназначены главным образом
для корабельных п судовых котельных установок. Их получают
обычно компаундированием мазута прямой гонки с соляровым
маслом и крекннг-остатком. Вязкпе мазуты по ГОСТ 1501-57
применяют в стационарных и транспортных паровых котлах п
промышленных печах. Основной компонент этих топлив — высоко-
вязкий крекпнг-остаток. В качестве котельного топлива на тепло-
вых электростанциях используются главным образом высокосер-
нистые мазуты марок 80, 100 и 200. При этом мазут марки 200
с ненормированной плотностью должен поставляться потреби-
телю только по трубопроводам непосредственно с нефтеперераба-
тывающих заводов. Разогрев его открытым паром недопустим.
Для мазутов марок 80 и 100 по ГОСТ 1501-57 допускается отно-
сительная плотность не более 1,015 при содержании воды до 1%,
если топливо поступает по трубопроводу с нефтеперерабатываю-
щего завода или железнодорожным транспортом, без применения
для его разогрева открытого пара. Для топлив марок 20, 40, 60,
80 п 100 при водных перевозках или сливе с подогревом открытым
паром максимальная влажность не должна превышать 5%. Если
мазуты марок 20, 40, 60 и 80 получены пз высокопарафинистых
нефтей, допускается температура застывания пе выше +25° С.
Из сравнения свойств нефтяных топлив по ГОСТ 1501-57
с флотскими мазутами (табл. 1. 1) следует, что последние обладают
лучшими качественными характеристиками (меньше содержание
золы, серы, механических примесей п воды, ограниченное коли-
чество смолистых веществ и более нпзкая температура застыва-
ния).
В табл. 1. 2 приведены характеристики ухтинского котельного
топлива, представляющего остаток прямой перегонкп ухтинскпх
нефтей, а также тяжелых ярегской и обессоленной стабилизирован-
ной арланскои [1] нефтей, применяемых в качестве топ-
лива.
* Взамен ГОСТ 1501-57 и 1626-57 с 1/1 1965 г. введен единый
ГОСТ 10585-63 на флотские л топочные мазуты, которым предусмотрены
следующие марки нефтяного топлива: мазут флотский Ф5 и Ф12; мазут то-
почный 40, 100 и 200; топливо для мартеновских печей МП. По ГОСТ 10585-63
содержание золы во флотских мазутах не более 0,1 %, а для топочных мазутов
марок 40 и 100 не более 0,15%. Одновременно для флотских мазутов и ма-
зута 40 предусмотрено понижепие содержания механических примесей.
ГОСТ 10585-63 допускает плотность для мазутов марок 100 п МП до о’0 = 1,015
и повышенную температуру застывания для топлив, полученных из высоко-
парафиновых нефтей (до -f-25° С для мазута 40 и +42° С для марок 100 и
200). Для топочных мазутов 40, 100 и 200, вырабатываемых из арлано-чек-
магушской, серноводской и бугурусланской нефтей, устанавливается норма
содержания серы не более 4,3%.
В книге маркировка топочных мазутов приведена в соответствии с
ГОСТ 1501-57.
6

Характеристика нефтяных топлив (мазутов) по ГОСТ 1626 57 и ГОСТ 1501-57
Тич.и1ЦЧ 1.1
	Мазут флотский по ГОСТ 1626-57		Нефтяное топливо (мазут) по ГОСТ 1501-57						
Ф1юша»-х показатели	Марии								Мен «дм min .ланий
	12	20	20	4 0	;о	SU			
Относительная плот-									
ность, е'у0, ио выше									ГОСТ 3000 47
Вязкость условная, ° В У:									
при 50J С	6,0- 12,0								
» 75° С		2,0—6,0							ГОСТ 0258 52
» 80°		—	2,5-5,0	5,0—8,0	8,0-11,0	11,0- 13,0	13, -15,5		
» 100° с								6,г	
Зольность В /о, более	0,15	0,15	0,30	0,30	.30	,30	0,30	0,30	ГОСТ 1401 59
Содержание серы и ? :									
в малосернистом топливе, по более		—	0,5	0,5		0,5			
сернистом топ- ливе, не более	0,8	0,8	1.0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	ГОСТ 1431 49
нысокосернистом топливо, поболее			3,5					3,5	
Содержание в %:									
водорастворимых кислот и щелочей				Отсу	TCTBV KJT				ГОСТ 6307 60

00
Физ	Мазут |||логскпй пи ГОСТ 1G2G-57		
			
	12	20	
смолистых веществ, не более механических при- месей, ио более	0,25	0,25	
воды, не более	1,0	1,0	
Температура в °C: застывания, не вы- ше	-8		
вспышки (опреде- ляемая в откры- том* тигле), не ниже вспышки '(опреде- ляемая в закры- том тигле), но пила*	911		
Теплота сгорания низ- шая па сухое топливо н 1\1дж!к21 пс менее: малосориистого то- плива сернистого топлива			
высокосерпистого топлива			

Продолжение табл. 1.1
Нефтяное топливо (мазут) но ГОСТ 1501-57						Методы uii j rainiii
Марки						
20	40	00	80	100	200	
						ГОСТ 2550-
			2,50	2,50	2,50	ГОСТ 6370-59
			2,0	2,0	1,0	ГОСТ 2177-44
	1 -ю	15	20			ГОСТ 1533 42
		110				ГОСТ 4333 48
						ГОСТ 6356 52
б 1,32	-50,82	-50,61	50,48	40,36	40,19	
41,32	40,82	40,01	40,48	40,36	40,19	ГОСТ 6712 53
		50,02	39,90	39,77		

Таблица 1.2
\ i.iahTcpitCTii ;а ухтинского котельного топлива. ярегской п арланской нефтей
Ф ИЗИКГ)-К1ТМ tl'IcCJilli) показатели	Ухтин- гког котельное 7Л1ГЛ1ИИ1	Тяжелая ярС|-<’|?ан нефть	Арлаи- ская нефть *	Методы испытаний
Вязкость условная, ВУ не более: при 30 С	 > 75’ С		30	28	3,5 7,')	ГОСТ 6258 52
> too С 	 Зольность, % не более . .	13 (),5()	0-15	0,1	ГОСТ 1461-59
Содержание, %: серы, по более		1.1	1.3	3,1 2.1	ГОСТ 1131 19
водорастворимых кислот и щелочей		0	TCVTCJвун	»т	ГОСТ 6307-60
мех а и и чес к 11 х примесей, не более 		—	0,5	<1.1	ГОСТ 6.- 70-59
смолистых встцестн, не более	.	. , . . .	—	75	—.	ГОСТ 2.7.70-44
воды, це более 		2,0	2,0	Г , ды	ГО1 Г 2177-54
Температура, (*: застывай и щ нс выше*	г 25	—11	—18	1 ОС Г 1533-52
ВСПЫШКИ (ипреде.т ле  ia я в открытом тигле) не ни; те		110		.	15 Go	ГОС Г V33 48
вспышки (определяемая п закрытом тигле), не ниже 				95	39	ГОСТ 6356-52
Кракцпонпый состав: начало кипения в ГС, по ппже	...... 10% перегоняется при температуре в	—	195 285	—	ГОСТ 2177-39
10% перегоняется при температуре в С . - -	—	345	—	
• Нефть стаГлыизпровапа на АВТ путем отбора 4,4% светлых фракций.
Таблица 1.3
Характеристика мазут топлива сланцевого по ГОСТ 4806- 59
п мазут топлива угольного по ТУ 464-53
Физико-химические показатели	Сланцевое масло i мазут)	Мазт т-топливо (утильное)		Методы испытаний
		I	11	
Вязкость условная при 75 С ВУ, не более .	...	3,5	5,0	3,0	Г( )СТ 6258 32
Зольность, % не более . .	0,3	0.3	0,3	ГОСТ 1561 39
Содержание, %: серы, не более		2,0	0,5	(1.5	ГОСТ 1431-19
кп дпраст пор и м и х Кислс г и щелочей 		 воды, не би лее		0 5-0	TCJ тствук 2,lT	IT 2,(J	ГОС Т 1.307 60 ГОСТ 2177 44
1емнература вспышки (otrpe- ie.i'-емая в открытом тигле) в С. не ннл е . .	...	ИЗ	100	70	ГОСТ 4 33 48
TfMib ратура чш'тып.ишя в С, не выше		5	— 25	-7	ГОСТ 1333 12

Филино-химическая характеристика товарных
НефтепсрсрабгтыЕагацпП завод	Марья мазута	Относи- тельная ПЛОТНОСТЬ	Вяз1."сть при Ь0° Г		Темпера- тура за- стывапи 1, °C	
			°ВУ	с,.2 сек		
ос Koucitiiii	М-40	0,970	6.14	Г 4 i	0	
	М-60	0,98 5	8.91	0,65	+ 1"	
	М-1ОП	0,9' 7	12.01	0,87	(1	
	М-21'0	1,02,1	15.90 »	1 15*		
Саратове кш1	М- 4CJ	0,989	li.'i'J	0,46	4-12	
	М-ГИ1	1,0®	10,6	0,77	-г 6	
	М-80	0,997	9.13“*	0,16		
	М-100	1.014	г;.бч	ида	т8	
	M-J0O	0,993	18.70	1.36		
Новокупбы th jLiatn	М 40	0,988	5.9Q	0.42	-8	
	M-C.I	0,9 5	8.03	0,6	"Г ~ i	
	К' 100	0,993	11.13	1,03	4* 15	
	М-200	0,987	19,88	1.45	—	
Уфимский и Нивоуфнм-	М-40	0, 83	5.1'0	0.40	+ 9	
скип	М-60	0.991	9,90	0.72	+ б	
	М-8"	1,01"	—-	—	19	
	M-10J	0.985	12,4"	о 90	—	
	M-2O.I	1 02G	19-09	1.' >2	4-1	
‘ рскпи п ) ьрьелсыш	М-40	0,965	5.0	0.3.7	— 12	
	M-f.il i	0.969	8.3	0.1)0	4 о	
	м зо	1 023	9.1 **	0 6(1	-f~ 9	
Омский	М-Ш1	0,976	10,95	0.80	4- 25	
	М -80	0.960	12.60	11,92	4-20	
	М 1ОО	0,982	13,10	0,95	-	
Cjj ipancKiiii	М-20	0.R1S	3,90	0.27	7- 30	
	М 40	0,977	6.10	0,46	“Г	
Ьраснодарскии и Бат> и-	М-60	0,968		0.6"	- 19	
скип	М Фо	1.00ft	11,9	1.08	-а	
Грозненский п Нпвогрпз	М 20	0.942	.3.7	0 26	' 22	
ПСПСК11Й	\1 40	0.05.1	0.2	0,45	4-21	
	М-СО	0.971	9.6	0,71	+ 2	
	М-80	0/45	11,7	0,86	- 21	
	М-100	0,982	14.3	1,01.	21	
'1 О Л.е	М-20	0,949	,J, i	0,26	21	
	М-40	0,96 ’	6.0	0,44	' —20	
	М-10	0,975	9,6	0,71	4-21	
	М 80	0,972	11,8	0,87	“Г” ——	
	М-100	0,979	1.3,3	0.98		
1 р эзненскип	М 20	н,9 12	4,4	0,32	-U <	
	м-100	0.987	9.7	0.72	4-21	
* При температуре 75° С.
** Сохранена маркировка поставщика.
Характеристика сланцевых и угольных мазутов по
ГОСТ 480(1-49 ц ТУ 164-53 даны в табл. 1. 3.
.Необходимо отметить, что значения физико-химических по-
к.1зат?лей товарных мазутов в зависимости от качества исходного
.‘.ырья, технологического режима его переработки и принятой

Таблица 1.4
топочных мазутов СССР
	Температура вспышки (в открытом тигле), °с	Коксуемость, %	Содержание. %			Теплота сгорания qJJ, Мдж/хг
			о.ты Ас	серы Sc	ванадия, V	
	160	10,47	0,09					
	174	13,69	0,12	2,69	0,0150	—
	180	11,67	0,13	3,00	0,0160	39.90
	—	18,00	0,37	—	0,0190	39,60
	93	11,20	0,33	2,44	0,0100	40,14
	80	9,40	0.35	2,86	0,0100	39,93
	114	17,08	0.30	2,7	—	39,73
	180	14,85	0,34	2,8	—	39,60
	—	15,00	0,41 0,10	—	0,0130	—
	160	11,30		2,82	0,0075	40,32
	172	—	0,15	2,70	0,0120	40,48
	144	18,80	0,14	2,80	0,0200	39,90
	210		0,24	—	0,0150	40,23
	174	7,10	0,18	2,82	0.0100	—
	170	7,40	—	3,20	0,100 ♦♦♦	41,01
	—	7,50	0,13	2,70	0,0100	39,85
	—	16,49	0.20	3,20	0,0270	39,14
	116	6,10	0,08	1,90	0,0057	40,80
	115	9,40	0,06	2,00	9,0100	40,84
	80	10.00	0,31	3,08	0,0120	39.59
	142	•—	0,13	—	—	40,02
	172	17,60	0,14	2,8	0,0150	39,90
	132	13,50	0,12	2,67	0,0150	39,77
	68	4,30	0,14	2,04	—	—
	90	8,00	0,07	2,26	—	
	114	8,84	0,35	0,43 ***♦	Отсутствует	
	208	14,40	0,06	0,43 ♦♦♦*	0,0005	—
	117	—	0,14	0,45	—	41,07
	156		0,15	0,46		41,15
	187		0,14	0,45		41,18
	181		0,13	0,45		41,12
	201		0,16	0,43		41,15
	ПО		0,17	1,18		40,88
	128		0,17	1,20	—	40,80
	101		0,17	1,16	—	40,88
	171		0,21 0,19	1,20	—	40,89
	155			1,15	—	40,77
	—	—	006	—	0,0003	41,49
			0,08	—	0,0003	41,28
'** Состав на горючую массу
**** Содержит 3% влаги.
схемы компаундирования при приготовлении топлива могут суще-
ственно отлпчаться от величии, указанных в табл. 1. 1, 1. 2 и 1. 3.
В табл. 1. 4 приведены типичные физико-химические показа-
тели товарных мазутов СССР. При составлении таблицы исполь-
зованы данные ВТИ, ГрозНПП и заводских лабораторий.
11

о
0,9171	о Й	0,947 I	р	0,932	0,937	0,935	0,958	плотность 0^0**	Xapai стика
О		О				сл о	<5о	содержание смол по ГОСТ 2550-44, %	лтери- сырья
	332	240	290	285	СО о о	335	300	температура на- чала кипения, °C			
1	1	-= 1	1	1	1	1								250° С			
го	1		1	1	1	1	1	275° С		вин	раб.
-CN			О	© Сл		1		300° G		ипает,	гои на
о о	0,5	р	4,0	сп	Со Ъ		2,0	325° С		tin %	
											
12,0	0'8	16,0	го о	8,0	со о	5,0	12,0	350° С			
1,0050	1,02211	р о	1,0039	1,0315	1,0360	1,0441	1,0580	ПЛОТНОСТЬ			
243	195	208	232	202	193	185	198	вспышки открытом тигле)	(В	Темпер	
	+ 25	+34	^4	+ ГО 00	+26	+32	+34	аастываипя		О	D) О 0)
1,00	0,87	2,33	1,02	LVI	2,23	1,83	2,33	нарбоидов		СО. (по Г]	
о	12,7	14,7	р	14,1	ги	15,5	16,7	асфальтенов		цержаш розНИи	
											Л
-1	р	О	CJ	©	ЬЭ	СП 00	©	СМОЛ			
— р	18,4	21,9	1'91	21,1	20,6	|О го	25,8	коксуемость,		%	
Оч Со	СП	138,	ГО	О	О	со	©	ВУао			Я
СП	СП	Го		То	О'»	о				й	а U
531,0	702,0	О	СО © ОС	440,0	—S	1041,0	2728,0	ВУ60		[ГОСТЬ впая	
О g	42,97	I/O 90 *—i——	р Оч	’+‘68	39,91	39,83	39,40	Теплота сгорания о}}, Мбж/ха			
	«	#									
Физико-химическая характеристика крекпнг-остатков
X ар актеристина крени иг-остатнов

Таблица 1Л!
Физико-химическая характеристика прямогонных мазутов
Исходное сырье	Плот- ность	Вязкость условная		Температура, “С			Коксуемо	Содержанке, %					Механические примеси, %	Теплота сгорания Q^, 3/ дме 1 кг
				застывания	вспышки (в закры- том тигле)	напала кипения		3 г: R	серы Sc	ванадия Vе	асфальтенов (по ГроэНИИ)	смол (по ГОСТ 2550-44)		
		В У во	ВУю											
Лчалукская нефть	0,917	2) 47	8,77	+32	165	249	4,04	0,03	0,32	0,0002		38,0		41,91
Озексуатская нефть	0,883	1,74	5,59	| 38	170	285	2,02	0,03	0,15	0,0001			0,07	42,70
Грозненская нефть		2,54	8|53	4-33	142	196	4,22	0,04	0,21	0,0002		38,0	0,04	42,07
То же	0,900	2,25	5,72	+32	135	280	3,50	0,04	0Л5	0,0002	2,0	9,1 *	0,04	41,87
Туркменская нефть	0,918	3,61	11,80	-1 36	196	320	3,41	0,02	0,30	0,0003		36,0	0,02	42,33
То же	0,905	2,46		436	15G	288	2,00	0,02	0,23	0:0002	0,7	6,1 *	0,02	42,16
Малгобекская пофть	0,953	6,99		-8	191	290	6,00	0,05	0,44	0,0005	—	70,0	0,05	41,36
Ставропольская нефть	0,878	1,72	3,61	4 40	138	258	1,90	0,03	0,07	0,0001	0,1	6,2*	008	42,72
Бугульминская нефть	0,943	4,85		4 25	153		7,36	0,09	2,00	0,0050			0,03	41,28
Долинская нефть	0,926	3,28	13,09	1-42	218		4,10	0,03		0,0011			0,11	42,07
Мухановская нефть	0,950	6,66		+33	234		8,30	0,07	2,20					
* Содержание смол по ГрозНИГГ.

Я
* При температуре 125'
* При температуре 1U0L
Физико-химическая характеристика гудронов и экстрактов

В табл. 1. 5 представлены аналогичные данные для крекинг-
остатков, используемых в виде котельных и печных топлив [2 ]
или в качестве основного компонента при приготовлении мазутов
на нефтеперерабатывающих заводах.
В табл. 1. 6 приведены некоторые данные лаборатории испы-
таний топлив и масел и анализа нефтяных продуктов ГрозНИИ
по прямогонным мазутам, а в табл. 1. 7 — данные ГрозНИИ
и др. [3 ] по гудронам и экстрактам селективной очистки [21,
применяемым в отдельных случаях в качестве топлива или в виде
компонентов при приготовлении топочных мазутов.
1. 2. Вязкостные свойства мазутов
Вязкость — одна из важнейших технических характеристик
жидкого топлива, определяющая методы и продолжительность
сливо-наливных операций, условия перевозки и перекачки,
гидравлические сопротивления при транспортировании топлива
по трубопроводам п эффективность работы форсунок. Кроме
того, ит вязкости в значительной мере зависят скорость осажде-
ния механических примесей при храпении, подогреве и транспор-
тировании жидкого топлива, а также способность мазута отстаи-
ваться от воды.
Методы и э м е р е п и я вязкости. Измерение услов-
ной вязкости мазутов по ГОСТ 6258-52 производится вискози-
метром ВУ. При этом вязкость флотских мазутов определяется
при 50е С (мазут 12 *) и 75° С (мазут 20), котельных и печных
топлив по ГОСТ 1501-57 при 80° С — для мазутов марок 20, 40.
<•0, S0, 100 и при 100° С — для мазута марки 200. Вязкость ухтин-
ского котельного топлива определяется при 75 и 100° С, ярегской
и арлапской нефти — при 20 и 50° С, а сланцевых и угольных
мазутов — при 75° С.
Стандартный метод измерения вязкости применим лишь для
сравнительно маловязких топлив (флотских мазутов, мазутов
марок 20, 40, 60, 80 по ГОСТ 1501-57, сланцевых п угольных ма-
зутов, стабилизированной нефти). Проведенные исследования [41
и опыт эксплуатацпп показали, что применение вискозиметра ВУ
для измерения вязкости современных тяжелых топочных мазутов
приводит к большой погрешности. В табл. 1. 8 приведены сравни-
тельные данные вязкости крекпнг-остатка (р,0 = 1,006, v8o=
4.2 см21сек), полученные на вискозиметре ВУ и эталонном вискози-
метре Гепплера.
Значительная погрешность при определении вязкости топ-
лив на вискозиметре ВУ обусловлена большой продолжитель-
ностью истечения продукта из капилляра и невозможностью
поддержания неизменной температуры при применяемом в при-
* Марка топлива характеризует максимальное значение условной вя:
госты мазута при температуре 50° С.
15

Таблица 1. К
Результаты определения вязкости крекпнг-остатка на вискозиметре ВУ
и эталонном вискозиметре Гепплера
Температура н| «ениит-остатна, СС	Вязкость, полученная иа вискозиметре В У		Действительна!! низкость %’, С.и2/С?К	Погррнпк н?ТЬ,
	сву	V, С.М2 /ССК *		
80	19,5	1,445	4,200	— 65.5
100	9,7	0,719	1,220	-41,1
125	5.6	0,412	0,360	14.4
150	3,0	0,207	0,158	-31.0
17"	2,0	0,113	0,081	-4-39..="
* Пересчет ус.	11ПОНОСТП в		произведен	гост
п гост 986 7-61.				
боре термостатпрованип. Так, для рассматриваемого крекипг-
остатка время истечения при 125° С составляло 292 сек, при
80° С — 1008 сек. Замечено, что по мерс повышения температуры
при истечении топлива па капилляре осаждаются механические
примеси и карбоиды, что приводит к изменению водного числа
вискозиметра. Вискозиметры ВУ применимы при непрерывном
истечении струп из капилляра. При вязкости мазута более 20°
ВУ непрерывного истечения струи не наблюдается — топливо
капает из капилляра, что ограничивает возможность использо-
вания вискозиметра ВУ Кроме того, по ГОСТ 6258-52 мазут перед
определением вязкости должен быть обезвожен и освобожден
от механических примесей. Эти подготовительные операции тре-
буют значительного времени и сопровождаются подогревом топ-
лива, что может привести к изменению физико-хпмпческих свойств
мазута. Недостатком вискозиметра ВУ является также трудоем-
кость очистки его после проведения опыта.
Как.показали опыты [4], для определения вязкости мазутов
с успехом могут применяться вискозиметры с катящимся шари-
ком (типа Гепплера). К аналогичным выводам позднее пришли
во ВТИ.
Измерение вязкости при помощп вискозиметра Гепплера
основано па определении времени движения шарика, катящегося
внутри иаклонпой трубки, заполненной исследуемым продук-
том [5]. Зависпмость между вязкостью п временем движения
шарика для заданных условий (величина зазора, угол наклона)
может быть представлена в виде:
И = сх (рш — р:к),	(1-1)
где ц — динамическая вязкость продукта в н сек '.и2; т — время
качения шарика в сек; рш и pw — соответственно плотность
шарика и исследуемого продукта в кг/.ч3; с — константа шарика
в н М!кг.
16

Константа шарика определяется при градуировании прибора
по эталонным жидкостям [6 ].
Вискозиметр Гепплера приведен па рис. 1.1. Основной частью
прибора является калиброванная стеклянная трубка, заполняе-
мая исследуемым продуктом, внутри которой катится шарик.
Вблизи ее концов имеются риски. Трубка расположена концен-
Рпс. 1.1. Вискозиметр Гепплера.
I — калиброванная стеклянная трубка; 2 — шарик; 3 — стеклян-
ный цилиндр; 4 —термометр; 3 —фланцы; <5 —олектроподогрева-
гель; 7 — уровень; 6' — стержень; 9 — штатив; 10 — защелка; Л,
В — риски па трубке.
тричпо в термостатирующей рубашке, образованной стеклянным
цилиндром и двумя фланцами. Термостатирующая жидкость
к вискозиметру подводится от лабораторного термостата. Темпе-
ратура ванны измеряется термометром. Прибор при помощи
цилиндрического стержня установлен в штативе и может пово-
рачиваться вокруг стержня для проведения замеров. Вертикаль-
ное положения ппибора фиксируется защелкой, а для горизон-
тального рас410«9)и»»щЯ|||1ЩгагЯ1В0:пЯРЯАУФотрен уровень.
оцифровано 20.03.2010 19:05:4В
. И. Геллер.	jank2003@ukr.net

Вискозиметр Гепплера позволяет исследовать вязкостные
свойства жидких топлив в широком интервале температур. Лишь
при температуре, близкой к температуре застывания (р, > 200—
300 и сек/мг), когда резко проявляются реологические свойства
мазутов (см. ниже), шарик не продавливает слой топлива и не
скользит по стенке.
Вискозиметр Гепплера отличается высокой стабильностью и
воспроизводимостью показаний. Исследование темных жидко-
стей на этом вискозиметре можно проводить с такой же точностью,
как п прозрачных. Ввиду того, что выдержка для термостатиро-
ванпя перед измерением непродолжительная (30 мин), а сам
замер кратковременный, в мазутах не происходит существенных
хтшческих изменений и полученные данные соответствуют по-
ходному продукту. Прибор легко и быстро очищается от нефте-
продукта, даже такого высоковязкого, как крекинг-остаток. По-
грешность измерения вязкости на вискозиметре Гепплера не пре-
вышает ±0,5% [4].
Для исследования вязкостных свойств мазутов при более
низкой температуре (при ц > 200—300 н сек/м2) можно приме-
нить ротационный вискозиметр типа РВ-7 конструкции М. П. Во-
лоровпча. При термостатированип прибора лабораторным термо-
статом типа ТС-15 максимальная погрешность вискозиметра
РВ-7 составляет ±5% [6]. Методика измерения вязкостп на рота-
ционном вискозиметре РВ-7 широко освещена в литературе [5, 7 |.
Зависимость вязкости от предваритель-
ной термообработки. При сливо-наливных и транспорт-
ных операциях мазуты обычно подвергаются многократному
охлаждению и подогреву, что может привести к изменению их
вязкостных свойств.
По данным Н. И. Черножукова и А. М. Гутцанта, кажущаяся
вязкость парафинистых мазутов при 40° С (ВУ4о) может измениться
до 50% в зависимости от температуры предварительного на-
грева.
К. И. Иванов [8] и А. Я. Михельсон проводили опыты по
влиянию термообработки в интервале температур 0-*-100° С
па вязкость грозненского крекинг-мазута с ВУ60=36,5° ВУ и
туапсинского мазута с ВУ6О=77,5° ВУ. Они обнаружили значи-
тельное увеличение вязкости (почти вдвое) в области, близкой
к температуре застывания при предварительном нагреве мазутов
до 100°С.
Зависимость вязкости высокосернистых крекпнг-мазутов
(марки 12) от предварительной термообработки исследована
В. В. Лосиновым и А. Д. Фатьяновым [9]. По их данным, при
нагреве мазута до 100° С вязкость при низких температурах
( —1U-5- —10° С) непосредственно после термообработки умень-
шается примерно в 10 раз. Через сутки вязкость повышается до
•значения, близкого к первоначальному, а еще через некоторое
время уровень вязкости практически восстанавливается.
18

Влияние предварительной термообработки на вязкостные
свойства крекипг-остатков изучалось [10] путем предваритель-
ного подогрева крекинг-остатков до 95—150° С, предваритель-
ного охлаждения до нулевых и минусовых температур, а также
путем последовательного нагрева и охлаждения. Вязкость опре-
делялась при температуре до 50° С на ротационном вискози-
метре РВ-7, а при более высокой — на шариковом вискозиметре
Гспплера. Для сопоставления данных был проведен параллельно
ряд опытов на обоих приборах. Сравнение влияния предваритель-
ной термообработки на вязкостные свойства крекинг-остатков
проводилось по «стабилизированному» продукту, в качестве кото-
рого был принят крекинг-остаток = 1,006, v80=4,2 см2’сек),
подвергавшийся охлаждению при 0° С в течение 2 ч. Результаты
опытов приведены в табл. 1. 9.
Из табл. 1. 9 следует, что вязкость крекинг-остатков зависит
от условий термообработки. При четырехкратном подогреве
крекинг-остатков до 150° С вязкость значительно увеличивается
по сравнению с вязкостью стабилизированного крекинг-остатка.
При этом большее изменение вязкости (почти вдвое) наблюдается
при низких температурах и меньшее (примерно на 50%) при тем-
пературах выше 50° С. Такое увеличение вязкости не может быть
объяснено необратимым изменением состава крекинг-остатка под
действием температуры, так как последующая термическая стаби-
лизация крекинг-остатка путем охлаждения его до 0° С в тече-
ние 2 ч ликвидирует влияние предварительного подогрева. Зна-
чительное увеличение вязкости объясняется тем, что при темпе-
ратурах менее 50° С тяжелые крекинг-остатки, являясь структу-
рированными жидкостями, обладают аномальной (кажущейся)
вязкостью. Эта вязкость непостоянна и в наших условиях зависит
главным образом от предварительной термообработки, приводя-
щей к различному структурообразованию.
В результате проведенных опытов установлено, что для полу-
чения сопоставимых данных по вязкости крекинг-остатков по-
следние должны подвергаться термической стабилизации. В ка-
честве стандартной стабилизации может быть принято охлажде-
ние крекинг-остатков до 0° С, с выдержкой их при этой темпера-
туре в течение 2 ч.
По-видимому, такая стабилизация проб может быть рекомен-
дована и для других топочных мазутов.
Завпспмость вязкости от температуры.
Для мазутов, как и для других темных нефтепродуктов, завпсп-
мость вязкости от температуры приближенно описывается урав-
нением Вальтера:
lglg(v-10“6 -4-0,8) = A — BigT,	(1.2)
где v — величина кинематической вязкости в м2!сек\ .4 и Ва—
коэффициенты; Т — величина абсолютной температуры в СК.
•)*
I'J

Таблица 1. 9
Влияние предварительной термообработки на вязкостные свойства крскинг-остатков
Характер термообработки	Кинематическая вязкость (н с.					Изменения виз кости в результате термообработка (в %) при температуре, °с				
										
		25	50	80		(1			80	
Крекинг-остаток подвергался охлаждению до температуры 0° С и выдерживался при этой темпе- ратуре 2 ч	2 039 000	311.3	55,(1	1,01	1,53		0	0		
Крекинг-остагок подвергался охлаждению до тем- пературы 10° С и выдерживался при этой темпера- туре 2ч.	.	.	2 010 000	.3350		4,30	1,66	+ 28,2	+7,6		.9	8,5
Крекинг-остаток длительное время (более месяца) выдерживался при температуре 5—10° С		3009		4,43	1.65		-з.з		Н 10,5	'-7,8
Крекинг-остаток выдерживался 2 ч при темпера- туре —10° С и затем подвергался однократному по- догреву до +95° С	2 183 000	2168	59,5			! 6,0	-30/1	8.2		
Крекипг-остаток выдерживался 2 ч при темпера- туре 0° С, а затем подвергался однократному подо- греву до +95° С		2(509	60,2				-16,2	Н-9,5		
Крекппг-остаток длительное время выдерживался										
при температуре 5—10° С, а затем подвергался од- нократному подогреву до -| 95° С		2538	60,1				— 18,5	+ 9,3		
Крекинг-остаток подвергался четырехкратному подогреву до 150° С		6000	105,8	5,80	2,37		I 93,0	I- 92,5	-44,7	+55,(1
Крекинг-остаток подвергался четырехкратному										
пагреву до 150° С и последующему охлаждению при 0° С в течение 2 ч			59,0	3,90	1,66			Ч 7,3	-2,7	+ 8,5
Примечание. До проведения термообработки перед паполпсписм виспозиметра крекинг-остаток по всех опытах подогревался
50” С, а затем продол: пггельпос иремя (15—55 ч) иыдер-.кипа.тск при комнатной температуре.

Для построения вязкостно-температурной зависимости в ко-
ординатах Iglg (у 10“G+0,8), 1g Т надо иметь значения вяз-
кости при двух температурах. При интерполировании и, в осо-
бенности, экстраполировании значений вязкости необходимо учи-
тывать приближенный характер зависимости (1. 2). Вблизи тем-
пературы застывания, когда мазут приобретает реологические
свойства, уравнение (1. 2) приводит к заниженным значениям
вязкости. Имеются данные, что для температур более 100° С
значение вязкости в отдельных случаях оказывается завышенной.
При построении вязкостно-температурных характеристик по
уравнению (1. 2) следует принимать во внимание значительное
сглаживающее воздействие операции двойного логарифмирова-
ния.
С этой точки зрения перспективным является применение
системы координат, в которой на оси абсцисс наносят шкалу тем-
ператур в равномерном масштабе, а на оси ординат откладывают
вязкость нефтепродукта, применяемого в качестве эталона, таким
образом, что вязкостно-температурная характеристика изобра-
жается в виде прямой линии [11J. Есть основания полагать, что
в такой системе координат топлива одного класса (например,
Таблица 1.10
Вязкость крекинг-остатков и мазутов прямой гонки
	Вид топлива		Вязкость		
			ВУ60	В Уев	
1	Крекинг-остаток: туймазинского мазута	1,058	2728,0	119,1	2*) д
2	бакинского мазута	1,046	3160,0	138,2	22,9
3	туймазинского мазута	1,044	1041,0	73,0	14,3
4	то же	1,036	664,0	46,4	13,9
5	туймазинского мазута п бугуль- минской нефти	1,034	424.0	37,2	11,4 11,0
6	туймазинского мазута	1,031	440,0	40,2	
	бакинского и красноводского мазу- тов	1,026	762,0	51,7	14,7
S	бакинского мазута	1,022	702,0	51,5	
У	то же	1,006	881,5	56,5	15.6
10	А	1,005	531,0	43,5	12,2
11	туймазинского мазута	1,004	189,8	22,3 16,5	8,5
12	бугульминской нефти	1,000	124,4		
13	Мазут из нефти; ДОЛИНСКОЙ .	0,926	13,1 11,3	3,3	4,3
14	туркменской	0,918		3,6	3,4
15	ачалукской	0,917	8,8	2,5	4,1
16	грозненской	0,900	5,7	2,2	3,0
17	оаексуатской	0,883	5,6	1,7	2,4
18	ставропольской ....	0,878	3,6	1,7	1,6
21

мазуты прямой гонки или крекпнг-остатки) будут представлены
семейством прямых. При этом интерполяция и экстраполяция
значений вязкости по двум опытным точкам могут быть выпол-
нены с большей точностью, чем по уравнению (1.2). Недостатком
такой системы координат является некоторая неопределенность
масштаба шкалы вязкости.
На рис. 1. 2 представлена зависимость вязкости крекинг-
остатков и мазутов прямой гонки от температуры, а в табл. 1. 10
приведены значения ВУМ, ВУ80 и отношение кинематических
вязкостей v6o/vSo, характеризующее крутизну вязкостно-темпе-
ратурной характеристики крекинг-остатков и мазутов с различ-
ной плотностью. Для сравнения на рис. 1. 3 показана аналогич-
ная зависимость для мазутов по ГОСТ 1501-57.
Из рассмотрения рис. 1. 2 и данных табл. 1. 10 следует, что
вязкостно-температурные характеристики не параллельны. При
этом крутизна их, определяемая отношением v80/v80 или коэф-
22

фцциентом В уравнения (1. 2), как правило, увеличивается с по-
вышением исходной вязкости. Особенно четко это обнаружи-
вается для топлив, полученных из одинакового сырья.
Из графиков рис. 1. 2 п 1. 3 видно, что с повышением темпера-
туры различие в вязкости высоко- и маловязких топлив весьма
быстро уменьшается. Так, мазут марки 200 имеет вязкость ВУ60=
200° ВУ, ВУв0=25° ВУ, ВУ1ЗО'=3,5° ВУ, а мазут М-40 при тех ясе
Рис. 1. 3. Вязкостно-температурные характеристики топочных мазутов
по ГОСТ 1501-57.
I — мазут М-20, t — мазут М-40; J — мазут М-00; 4 — мааут М-80; S — мазут М-100;
е — мазут М-200.
температурах имеет вязкость соответственно 40, 8 и 2,1° ВУ-
При этом отношение вязкости мазута М-200 к вязкости мазута
М-40 составляет при 50° С 5,0, а при 80 и 130° С соответственно
3,6 и 1,7. Аналогичный результат получается при сопоставлении
высоковязких крекинг-остатков с мазутами, предусмотренными
ГОСТ 1501-57. Так, для крекинг-остатка с ВУ8О=316О° ВУ
(см. табл. 1. 10) и мазута М-100 отношение вязкости при 50, 80
и 150° С составляет соответственно 36; 8,9 и 1,8.
Поэтому для достижения заданной вязкости топлива при
перекачках или распиливании уровень подогрева высоковязкпх
топлив не отличается существенно от необходимого подогрева
маловязких топлив. Так, для мазутов марок М-200 и М-40, чтобы
23

получить вязкость перед механическими форсунками 3,5° ВУ,
требуется подогрев соответственно до 128 и 104° С. Для крекинг-
остатков марок 1000, 2000 и 3000 (ВУ60 =1000, 2000 и 3000° ВУ)
для достижения той же вязкости необходим нагрев до 140—150° С,
а для мазута М-100 — до 119° С.
При построении номограммы зависимости вязкости мазутов
от температуры (см. рис. 1. 3) для упрощения расчетов прини-
мают, что вязкостно-температурные характеристики параллельны.
ПрОцРнП,!
Рис. 1. 4. Номограмма для определения вязкости смеси мазутов.
Смесь состоит из 80% мазута М-40 (ВУБ0 = 40° ВУ) и 20% мазу-
та с ВУ»о = 5Э ВУ. По номограмме вязкость смеси около 25° ВУ.
Вязкость смеси мазутов определяют по номограмме ВТИ
(рис. 1. 4). При смешении разнородных топлив (например, ма-
зута прямой гонки с крекинг-остатками или смолами) вязкость
смеси следует определять лабораторными методами, так как рас-
чет по номограмме ВТИ может привести к значительной погреш-
ности.
Реологические свойства мазутов. При вы-
полнении сливо-наливных н транспортных операций приходится
иметь депо с недостаточно подогретыми мазутами. Вместе с тем
топочные мазуты при температурах, близких к температуре за-
стывания, являются структурированными системами. Для харак-
теристики мазутов в этих условиях, помимо ньютоновской вяз-

Рис. 1. 5. Зависимость эффективной
вязкости крекинг-остатка от градиента
скорости.
кости, необходимо учитывать их реологические свойства [7].
Эта особенность нефтяных топлив затрудняет определение их
действительной вязкости при низких температурах.
В литературе почти отсутствуют данные по исследованию рео-
логических особенностей высоковязких мазутов. Приводимые
нами некоторые реологические характеристики мазутов являются
лишь первым опытом и не претендуют па полноту изложения.
Высоковязкие мазуты
можно рассматривать как
тела с однородными полями
напряжений п деформаций,
что позволяет применить ин-
тегральный метод исследова-
ния реологических характе-
ристик при помощи ротацион-
ного вискозиметра М. П. Во-
ларовича [12].
Для определения кажу-
щейся пли эффективной вяз-
кости были проведены опы-
ты при температуре 25° С
со стабилизированным кре-
кннг-остатком (q*°	1,006,
v8o=4,2 смЧсек). Результаты
этих опытов приведены на
рис. 1.5 в виде зависимости
кажущейся вязкости от градиента скорости. Рассмотрение графика
показывает, что высоковязкпе крекинг-остатки обладают аномаль-
ной вязкостью, т. е. являются псевдопластическнми телами, у кото-
рых с увеличением градиента скорости эффективная вязкость
уменьшается. Структурная вязкость таких тел зависит не только
от величины груза, но и от размеров прибора и условий опыта
(термическая обработка продукта, способ наложения нагрузки
и др.). Поэтому для получения сравнимых результатов во всех
опытах применялись одинаковые условия термической стаби-
лизации крекпнг-остатка. Полученное значение р, характери-
зует вязкость жидкости с разрушенной структурой или остаточ-
ную вязкость. Для сопоставления данных по вязкости топоч-
ных мазутов при низких температурах, когда мазуты являются
структурированными системами, необходимо оперировать зна-
чениями остаточной вязкости.
Высоковязкпе крекинг-остатки, как п другие псевдопластиче-
ские тела, тиксотропны. Для оценки тпксотроппостп была исполь-
зована методика М. П. Воларовича, которая заключается в сня-
тии петли гистерезиса на вискозиметре РВ-7. На рис. 1. 6 изобра-
жена петля гистерезиса для крекинг-остатка при температуре
20,6° С. Ширина этой петли пли площадь ее может служить ме-
рой тиксотропностп крекинг-остатка.
25

При исследовании вязкостных свойств крекпнг-остатков на
ротационном вискозиметре неоднократно наблюдалось, что прп
подвешивании груза, близкого по величине к грузу, необходи-
мому для преодоления треппя вискозиметра, внутренний цилиндр
вращался с замедлением, а затем останавливался. При снятии
груза цилиндр начинал вращаться в обратную сторону [G ].
Таким образом, в этих опытах подтвердились упругие свойства
крекинг-остатков, т. е. упругое по-
следействие.
Реологические свойства нефтяных
топлив М-100, М-60 и флотских мазу-
тов в последнее время исследованы
А. С. Свиридовой и Л. Т. Миковой.
Ряс. 1. 6. Тиксотропность высоковяз- Рис. 1. 7. Зависимость вязкости
квх крекинг-остатков.	мазута (е20= 0,888,
vso = °’05 сл,!/сек) от давления.
Влияние давления на вязкость мазутов.
Изучением влияния давления на вязкость нефтепродуктов за-
нимались многие исследователи. П. В. Бриджмен провел обшир-
ные исследования по влиянию давления на вязкость ряда инди-
видуальных углеводородов и спиртов. Во всех случаях он обна-
ружил, что с увеличением давления вязкость возра-
стает [13 1.
Анализ результатов проведенных исследований показывает,
что чем сложнее молекула жидкости, тем больше влияние давле-
ния на вязкость. При очень высоких давлениях (1000—1200 Мн/м?)
вязкость возрастает в десятки п сотни раз, что, по-видимому, свя-
зано с деформацией молекул, т. е. с уменьшением их объема [7 ].
Прп этом влияние давления не ограничивается чисто физиче-
скими факторами; высокое давление способствует протеканию
26

реакций конденсации, полимеризации и др., что, в свою очередь,,
изменяет свойства жидкости, в том числе и вязкость [14].
С. Ландберг [15] исследовал влияние давления вплоть до
120 Мн!м* на вязкость нефтяных топлив. По его данным (рис. 1. 7),
для маловязкого мазута (р’° = 0,888, vfio=O,65 мЧсек) при давле-
нии 100 Мн/м2 вязкость возрастает в 5—10 раз по сравнению
с вязкостью при атмосферном давлении. При этом больший рост
вязкости наблюдается при меньшей температуре мазута.
Для изучения влияния давления на вязкость крекинг-остат-
ков ((?*’ = 1,006, v80=4,2 см2/сек) был применен вискозиметр
высокого давления типа ВВД-1. Значительная часть опытов [16]
была проведена в интервале давлений 0,1—1,96 Мн!мг при из-
менении температуры от 104 до 151° С. Результаты опытов при-
ведены в табл. 1. 11.
Таблица 1.11
Влияние давления на вязкость крекинг-остатков
Температура нагрева образца, °C	Вязкость п мн-сек/м3 при		Увеличение вязкости при повышении давления на 1 Мп/мг, %
	0,1 Mh,'.hS	1,06	
104,U	150.6	155,2	1,6
113,5	79,8	82,6 53,3	1,8
125,5	51,5		1,7
151,0	21,5	22,2	1,7
Кроме того, была проведена серпя опытов при температуре
175° С и изменении давления в диапазоне 0,1—14,72 Мн!мг
(рис. 1. 8). Результаты опытов показали, что в рассматриваемом
интервале давлений зависимость вязкости от давления может
быть принята линейной:
Нр = Pod + atP).	(1-3)
где рр — вязкость при давлении рви сек 1м2:, р0 — вязкость
прп атмосферном давлении в и сек/ж®; at — постоянная для
данной температуры (прп i=175° С at=2,65 10-2 ж2/Мн);
р — избыточное давление в Мн!м~.
Среднее значение at для данных, приведенных в табл. 1. 11,
составляет 1,7 • 10-2 м?1Мн. Повышенное значение at при тем-
пературе 175° С может быть объяснено некоторым изменением
состава крекинг-остатков вследствие продолжительного подо-
грева при проведении опыта.
Приведенные данные показывают, что при обычно применяе-
мых в топках паровых котлов давлениях, необходимых для меха-
27

Рпс. 1. 8. Зависимость вязкости крекпиг-остатков от
давления.
вязкости можно не учитывать как прп анализе процесса распили-
вания, так и в расчетах теплообменной аппаратуры и трубопро-
водов топливо-подготовки.
1. 3. Плотность мазутов. Отстой воды и обезвоживание мазутов
Плотность мазута определяет условия отстоя воды от топлива.
Чем больше разность плотностей мазута и воды, тем прп прочих
равных условиях эффективнее протекает отделение воды.
По ГОСТ 1501-57 относительная плотность мазутов М-80 и
М-100 не должна превышать 0,99. Вместе с тем для товарных
топочных мазутов марок 80, 100 и 200, а в некоторых случаях
и 60, как это следует из табл. 1. 4, плотность часто имеет значе-
ние более 1, 0. Для прямогонных мазутов плотность обычно не
более 0,95 (см. табл. 1. 6), для гудронов может изменяться от
0,92 до 1,007 (см. табл. 1. 7), а для экстрактов — от 0,96 до 0,99
(см. табл. 1. 7). Относительная плотность исследованных крекинг-
остатков существенно выше — от 1,0 до 1,058 (ей. табл. 1. 10).
Анализ данных, приведенных в табл. 1. 4, 1. 7 п 1. 10, пока-
зывает, что для топлив, полученных пз одного и того же сырья,
как правило, существует однозначная зависимость между плот-
ностью и вязкостью. С повышением плотности топлив увеличи-
вается п их вязкость.
Повышенная плотность крекинг-остатков и товарных мазутов
в сочетании с высокой вязкостью затрудняет отстаивание воды
в резервуарах атмосферного типа. На рис. 1. 9 изображены гра-
28

фнки зависимости плотности воды, крекинг-остатков и мазутов
М-80 и М-100 (еГ = 0,99) от температуры. При построении гра-
фиков относительную плотность топлив рассчитывали по фор-
муле
ei = еГ+y(2o — O.	(1-4)
где б! — относительная плотность топлива в резервуаре; у —
средняя температурная поправка плотности в 1/°С; t — темпе-
ратура в резервуаре в СС.
Рве. 1. 9- Изменение относительной плотности
крекииг-остатков, мазутов марок М-80 и М-100 и
воды в зависимости от температуры.
1 — вода; 2—мазуты М-80 и М-100; 3 — 9 — крекинг-
остатки с относительной плотностью соответственно 1,0;
1,01; 1,02; 1,03; 1,04; 1,05 и 1,06.
Температурные поправки плотности приведены в табл. 1. 12.
Значения у для топлив с относительной плотностью больше 1,0
получены путем экстраполяции экспериментальных данных
ВИМСа. В табл. 1. 12 приведены также значения коэффициентов
объемного расширения р.
Зависимостью плотности мазутов от давления можно прене-
бречь. При увеличении давления до 100 Мн 1м2 и «=20ч-100° С
плотность уменьшается на 5—7% [15].
Приведенные на рис. 1. 9 графики показывают, что для стан-
дартных мазутов М-80 п М-100 плотность воды при атмосферном
давлении выше плотности мазута, при этом наибольшая разность
плотностей наблюдается в интервале температур 40—80 ° С. Чем
выше температура подогрева мазута в емкости, тем ниже вязкость
и меньше продолжительность отстоя воды от мазута. Одновременно
повышение температуры мазута в резервуаре приводит к увеличе-
29

Таблица 1.12
Средние температурные поправки плотности и коэффициент объемного
расширения жидких топлив
Плоти.,сть °г	Темпера- турная поправка V на 1° С	Коэффи- обьемпого расшпре-	П.,..,,Гь	Темпера- турная поправка V на 1° с	Копффп- объемпого pacmiigi'-
пч^~^8599	0,000699	0,000818	0,9600-0,9699	0,000554	0,000574
n1-m-)'8699	0,000686	0,000793	0,9700-0,9799	0,000541	0,000555
	0,000673	0,000769	0,9800-0,9899	0,000528	0,000536
	0,000660	0,000746	0,9900—0,9999	0,000515	0,000518
onnn-J’8999	0,000647	0,000722	1.0000-1,0099	0,000502	0,000499
o?nn-)’9099	0,000633	0,000699	1,0100-1,0199	0,000489	0,000482
Q^-'-9199	0,000620	0,000677	1,0200-1,0299	0,000476	0,000464
n^-’’9299	0,000607	0,000656	1,0300—1,0399	0,000463	0,000447
	0,000594	0,000635	1,0400-1,0499	0,000450	0,000431
0.9400—()	0,000581	0,000615	1,0500-1,0599	0,000437	0,000414
0,9500—()’g5gg	0,000567	0,000594	1,0600-1.0700	0,000424	0,000398
окружающую среду. Оптимальная темпе-
нпю теп.т(овых потерЬ в окружающую среду. Оптимальная темпе-
ратура itoflorpeBa определяется и результате технико-экономи-
ческого расчета.
Для Товарных мазутов н крекинг-остатков с > 1,0 усло-
вия для отстоя топлива от воды значительно хуже. Процесс от-
станванИд протекает очень медленно. Скапливание воды вверху
затрУДняет ее удаление. Практически при ограниченном времени
отстоя и ВЫСокой вязкости топлива вода не отделяется и иногда
находится в топливе в виде отдельных прослоек, что может при-
вести к ^авитацпонным явлениям в топливных насосах и обрыву
факела I, тоПКе.
Невозможность отстоя тяжелых топлив от воды ограничивает
поставки потребителю мазутов марки 200, а также — 80 и 100
с п.ютнцстью выше 0,99. Для таких мазутов допускается содер-
жанпе в<4ДЫ не б0Лее j 04. При 3T0Mj как было указано, они должны
поступать к потребителю по трубопроводам непосредственно
с 1[ефтецерерабать1ВаЮщИХ заводов. Мазуты М-80 и М-100 могут
поставл^ться ц железнодорожным транспортом без применения
для раз»5Грева ПрИ сливе открытого пара.
При подогреве современных высокосернпстых и высоковяз-
кпх мааутов 0ТКрЫТым паром образуются очень стойкие врдома-
зутпые Эмульсии типа «вода в масле». Эти эмульсии характери-
зуются высокой степенью дисперсности и, в отличие от эмульсий,
образованных при смешении воды с мазутом пли разогреве откры-
тым пар^ малосернпстых мазутов, плохо отстаиваются даже прп
многокр^тном подогреве.
30

Большая стойкость эмульсин обус.ни?лен-> высокой вязкостью
повышенным коэффициентом поверхностного натяжения и малой
разностью плотностей внутренней фазы (вода) и внешней (мазут),
а главное — изобилием эмульгаторов (стабилизаторов эмульсии)
в современных высокосернистых мазутах. Стабилизаторами эмуль-
сии в вьи'шюсерпистых крекпнг-мпзутах являются асфальтены,
а в сернистых мазутах прямой перегонки смолы [17 |.
В сернистых мазутах прямой Перегонки с увеличенном вре-
мени отстоя вода убывает я; верхних слоив, сосргдоточн ин тся
в середине и нижних слоях, выпадая из мазута в незпачлтельном
Рис. 1. 1Q. Степеагэ разложения амульсад мазута М-80 (Wp = 18%,Sp- 1»5%,
(Г*	U,97G) ПрИ Щ)-Н)Гр('1ИЧ
а — средний слой; т = 50 ч, / = 60 С, \\’Г| — б — яшэвяяй слой; т - 50 t —
= 80 С, = 2Л %.
к< .щчсствс. По данным [17], при отстаивании малопязких об-
водненных сернистых мазут и прямой перегонки прп темпера-
турах 50—70 С в точен не пяти суток выделилось всего лишь
20 % воды, содержащейся в топливе.
В высокоссриистых и сернистых крекпнг-мазутах при темпе-
ратурах подогрева до 8С> 90° G эмульсия почти по разлагается
и вода не отстаивается (рис. 1. 10). При повышении температуры
to 110—130 С (при давлении выше атмосферного) поверхност-
ное иатяжсии , прочное?! тепкп па границе вода—мазут и вяз-
кость уменьшаются и степень разложения эмульсии увелп-
чивлогси. При дальнейшем повышении температуры степень
разложения эмульсии возрастает, однако одпог.ремеппи (ля мазу-
тов марок 60 и 40 уменьшается разность плотностей мазута и
воды и отстаивание воды ухудшается. Так, по данным [18],
при щгпдрироваш и мазутов М-60 и М-10 и мазутных .за чисток
готовая продукция содержала 6—12°d воды при температуре
обезвоживания 110—120 С п 25—32%, при |.5()—160° С.

В первом приближении скорость осаждения (всплывания) капе-
лек водь! можно определить по закону Стокса
w =
ЛЧ-Тм)
18р„
(1.5)
где d — диаметр капель воды в .и; у£ — удельный вес воды при
температуре отстаивания в н!м-, у„ — удельный вес мазута при
температуре отстаивания в н!м3', цм — коэффициент динамиче-
ской вязкости мазута в и сек!м*.
Рпс. 1. И. Скорость осаждения (всплывания)
капель воды.
1—5 — соответственно мазуты М-40, М-60, М-80. M-iOO и
М-200.
На рис. 1. 11 приведены графики скорости осаждения (всплы-
вания) капель воды размером 100 мкм в зависимости от темпера-
туры отстаивания мазутов.
Средние значения плотности мазутов различных марок заим-
ствованы из табл. 1. 4. При расчете скоростей капель вязкость
мазутов определялась по графикам, приведенным на рис. 1. 3.
Изображенные на рис. 1..11 графики показывают, что по мере
увеличения исходной вязкости топлива скорость осаждения ка-
пель рез^о уменьшается и отстаивание воды ухудшается при
32

любых температурах подогрева. При температурах ниже 60—70е С
скорость осаждения (всплывания) воды для мазутов всех марок
ничтожная. Для мазута М-200 при любых температурах, а для
мазутов марок 80, 100 и 40, 60 при температурах соответственно
более 110 и 160° С наблюдается всплывание капель воды, что
затрудняет ее отделение.
Приведенные графики весьма приближенно определяют ско-
рость осаждения. Уравнение (1. 5) применимо для определенной
зоны чисел Рейнольдса. Кроме того, при низких температурах
(менее 140—160° С) эмульсии разлагаются неполностью, а вяз-
кость их существенно выше, чем вязкость мазутов, и поэтому
скорость капель будет ниже расчетной. С другой стороны, воз-
можно слияние капель, в особенности при высокой степени раз-
ложения эмульсии, что приведет к возрастанию скорости осажде-
ния. По данным [18], для удовлетворительного обезвоживания
скорость капель должна быть не менее 3—5 мкм/сек.
Эффективным средством для разложения эмульсий является
применение деэмульгаторов. Они понижают поверхностное на-
тяжение на границе мазут — вода и улучшают отстаивание эмуль-
сии. Деэмульгаторы целесообразно вводить в мазуты непосред-
ственно па нефтеперерабатывающих заводах до разогрева топлива
открытым паром. Мазуты с присадкой деэмульгаторов менее
склоппы к эмульгированию при обводнении и, кроме того, как
показывает опыт, при образовании эмульсии в мазуте, имеющем
деэмульгатор, ее разложение происходит значительно быстрее,
чем при введении деэмульгатора в готовую эмульсию [17 ]. Пер-
спективными деэмульгаторами являются ОП-7 (ТУ МХП-3554-53).
сульфонат и некоторые другие [17 и 18]. Применение деэмульга-
торов позволяет проводить процесс обезвоживания при более
низких температурах нагрева, что существенно упрощает аппа-
ратуру и улучшает техпико-экономическпе показатели.
Г А. Пектемнров [19] предложил обезвоживать мазуты про-
дувкой их в резервуаре сжатым воздухом. Воздух подводится
через перфорированный коллектор, расположенный над подо-
гревателем топлива. Обезвоживание происходит при температуре
подогрева мазута 102—105° С в резервуаре атмосферного типа.
При таком методе обезвоживания возможны перегрев подтовар-
ной воды и выброс топлива из резервуара., Вследствие малой эф-
фективности процесса подогрева топлива и испарения влаги резко
возрастают потери тепла в окружающую среду и обезвоживание
мазута малоэкономично.
Весьма полное обезвоживание можно достигнуть при циркуля-
ционном методе подогрева мазутов в резервуарах [20]. Этот
вопрос рассмотрен подробно в разделе 3. 9.
Как известно, обводнение топлива понижает экономические
показатели работы котельного агрегата, а иногда и увеличивает
коррозию хвостовых поверхностей нагрева при сжигании серни-
стых мазутов 121 ]. Вместе с тем топочные мазуты пли их компо-
Ге. лер.

понты, получаемые непосредственно с установок нефтеперераба-
тывающих заводов, не содержат воды. Поэтому при компаунди-
ровании нефтепродуктов для получения товарных мазутов, транс-
портировании, храпении и разогреве топлив не следует допускать
их обводнения.
Плотность и вязкость мазутов определяют также и условия
осаждения механических примесей. С повышением температуры
разница в плотностях механических примесей и мазутов уве-
личивается, а вязкость резко уменьшается, вследствие чего усло-
вия для осаждения улучшаются. Следует, однако, иметь в виду,
что основными примесями современных топочных мазутов явля-
ются коксовые частицы (карбопды) и, как показало иссле-
дование, рационально не допускать их осаж; чшя в резервуа-
рах [22].
1. 4. Поверхностное натяжение мазутов
Поверхностное натяжение — один из параметров, определяю-
щих эффективность распиливания топлива. Зависимость поверх-
ностного натяжения па границе с воздухом от температуры для
мазутов прямой перегонки и сравнительно вязких крекипг-ма-
зутов исследована во ВТП 123]. Данные по значению поверхно-
стного натяжения высоковязких креки иг-остатков приведены в
работе [2]. На рис. 1. 12 изображена зависимость поверхост-
пого патяженпя мазутов и крекпнг-остатков от температуры.
Анализ графиков (рис. 1. 12) показывает, что с повышение,
температуры поверхностное натяжение уменьшается. Для прямо-
гонных и крекинг-мазутов (рис. 1. 12, а), а в особенности для вы-
соковязких крекпнг-остатков (табл. 1. 13) поверхностное патяже-
ппе, как правило, понижается с уменьшением пх начальной вяз-
кости.
Поверхностное натяжение высоковязких крекпнг-остатков
Исходное сырье		Условная вязкость P’S’ 80	Ппверхкортиос катлихтвис ,ч при				
			4<Р с	5 О - С	7 0= С.	pip	121
Туй.мазпнский мазут	1,058	119,1		38,4'				29,01
То же	1,044	73,0		36,12	31.52	30,3'	28,1-
Бакинский мазут	1,006	30.5		35,52	31,5s	30,з2	
То же	1.005	Ч	49,03	35,81	30,22	30,о2	27,91
Туймазннекнй	зут	1,031	40,2	39,8Э	35,2s	30,8s	29,03	27.9s
1'о же	1.004	22,3	38,73	35,02	—	29,82	’/
J ,угу.п,мвпекая нефть	1,000	111,.7	3 / т53	—	29,0’	28,'i3	26,53
Примем а и и р.
34

Из табл. 1. 13 следует, что для высоковязкп.х крекинг-остат-
ков. полученных при переработке мазутов, характерно уменьше-
ние влияния индивидуальных свойств различных крекинг-остатков
па поверхностное натяжение с повышением температуры.
Значения поверхностного натяжения для высоко- и маловяз-
ких топлив (при одинаковой температуре) разнятся не больше
чем на 2О®6, в то время как вязкости могут отличаться в десятки
и сотни раз. При повышении температуры на 30 град в интервале
Рис. 1. 12. Зависимость поверхностного натяжения от температуры.
а__крекчнг-маауты и мазуты прямой гонки: г — грозненский крекинг-мазут: ВУ.-,о =
= :и,4“ ВУ, Qu = 976 кг/м?', 2 —туапсинский крекинг-мазут: ВУво = §0,8 ВУ, Qis =
= 999,7 к>/мя; 3, 4 — грозненские крекинг-маауты: вязкость ВУ50 — 35,3 ВУ и 24,8°ВУ;
5 — мазут прямой гопки: ВУбо = 4,94° ВУ; в — 3 — маауты прямой гонки марок Г, А
и В,
б _высоковяакпс крекпнг-остатки: I, 2, 3, в — крекпнг-остаткп с плотностью соответ-
ственно: О2/ = 1,058; 1,044, 1,031 и 1,004 (сырье — туймазпнский мазут); 3, 4 — крекинг-
остагии с плотностью о20 = 1,006 и 1,005 (сырье — бакинский мааут); г — крекинг-оста-
ток с плотностью Q20 = 1,0 (сырье —бугульминская нефть).
«50—120° С поверхностное натяжение в среднем понижается на
4,0—4,5%, а вязкость топлив уменьшается в 3—20 раз.
Поверхностное натяжение разнообразных жидких топлив
при температурах, соответствующих режимам распиливания
различными форсунками, составляет 27—30 мн/м. Как показали
опыты (см. раздел 5. 0), изменение поверхностного натяжения
в этом диапазоне (при обычно применяемых перепадах давлений
на форсунке) практически не отражается на тонкости распылива-
пия. Одновременно многочисленные исследования подтвердили,
что изменение вязкости в интервалах, аналогичных рассмотрен-
ным, существенно влияет на процесс распиливания.
1. 5. Температура вспышки, фракционный состав
и температура застывания мазутов
По ГОСТ 1.501-57, ГОСТ 1626-57, техническим условиям на
ухтинское котельное топливо и тяжелую ярегскую нефть допу-
скается температура вспышки пефтяных топлив 80—140° С.
Температура вспышки арланской нефти в завпсимости от ее

стабилизации составляет 20—10 С. Температура вспышки слан-
цевых и угольных мазутов по ТУ 464-53 до; жпа быть не ниже
65-100° С.
В действительности товарные мазуты обладают обычно более
высокой температурой вспышки. Из 38 образцов котельных и
печных мазутов (см. табл. 1. 4) три имеют температуру вспышки
менее 100° С, семь 100—150° С, а 27 более 150° С. При этом тем-
пература вспышки при увеличении плотности, как правило,
возрастает. Прямогонные, мазуты имеют температуру вспышки
135—237° С (см. табл. 1. 6), крекинг-остаткп 185—243'С
(см. табл. 1. 5), экстракты около 200° С, а гудроны 300—350° С
(см. табл. 1. 7).
Повышенная температура вспышки позволяет применять вы-
сокий подогрев нефтяных топлив в атмосферных резервуарах.
Опыт эксплуатации показал, что высокая температура
вспышки нефтяных топлив не вызывает затруднений при растопке
котлов и их работе с пониженными нагрузками (низкими тепло-
выми напряжениями топочного объема) [2].
Характерной особенностью нефтяных топлив с повышенной
температурой вспышки является отсутствие легких фракций.
Поэтому высокая температура вспышки сопутствует повышенной
температуре начала кипения. Например, температура начала
кипения прямогонных мазутов 196—320° С (см. табл. 1.6),
а крекинг-остатков 240—335° С (см. табл. 1. 5). Из 13 исследован-
ных образцов крекинг-остатков два имеют температуру начала
кипения до 250° С, пять 250—300° С и шесть свыше 300° С. Рас-
смотрение выхода фракций при атмосферной разгонке мазутов
и крекинг-остатков в интервале температур от начала кипения
до 350° С показывают, что они состоят из высококппящих фрак-
ций.
Из изложенного следует, что нагревание безводных нефтяных
топлив для уменьшения их вязкости до значений, прп которых
достигается удовлетворительная экономичность центробежных
насосов, не должно приводить к нарушению работы насосов из-за
кавитационных я влепи ii.
При нагревании мазутов, в особенности открытым паром (во
в ремя сливных операций), необходимо учитывать температуру само-
воспламенения, которая зависит от условий опыта и для остаточ-
ных топлив мало изучена. Имеются данные [24], что для ма-
зута № 2 (по стандарту ASTM) температура самовоспламенения
составляет 230—242° С.
Товарные мазуты, мазуты прямой перегонки, крекинг-остаткп,
гудроны и экстракты имеют высокую температуру застывания.
Из 38 образцов товарных мазутов для девяти температура засты-
вания оказалась выше, чем это предусмотрено ГОСТ 1501-57.
Прямогонные мазуты, полученные при перегонке парафинистых
нефтей, имеют температуру застывания более ~-25° С. Темпера-
тура застывания крекинг-остатков составляет -{-25 — 4-34° С.
36

J, in крекпнг-остатков. полученных из одного и того же сырья,
температура застывания уменьшается при уменьшении плот-
ности. Так, температура застывания крекипг-остатков, получен-
ных из туймазипского .мазута, понижается с :-34 до +27° С
при уменьшении относительной плотности с 1,0580 до 1,0039.
При анализе даппых табл. 1. 5 можно заметить, что существует
довольно закономерная связь между температурой застывания
крекипг-остатков и содержанием асфальто-смолистых веществ.
Повышенная температура застывания сопутствует увеличенному
содержанию асфальтенов п повышенной коксуемости. Тсмпера-
т\ ра .застывания экстрактов —23 -е —29° С, а гудронов +21
- +35СС.
Высокая температура застывания и высокая вязкость товар-
ных мазутов, крекипг-остатков п других жидких котельных топ-
лив вызывают необходимость постоянного подогрева всех перио-
дически действующих топливопроводов и тщательной изоляции
,ак трубопроводов, так и осталыю!'! аппаратуры топлпвоподачи.
Необходимо отметить, что современные нефтяные котельные
и печные топлива обладают резко выраженными реологическими
свойствами, и самое определение температуры застывания по
ГОСТ 1533-42 — весьма условно.
Температура застывания подобно вязкости существенно за-
висит от термической обработки мазута (температуры и продол-
жительности подогрева пробы перед испытанием). Эта зависимость
очень резко выражена для высокосернистых крскпиг-мазутов,
•одержащих большое количество парафина. При предварительном
подогреве высокосернистого крскппг-мазута с ВУ60- 12,8° ВУ
в интервале 20—100° С температура застывания снизилась
-20 до —10° С [9 J.
Реологические свойства имеют решающее значение при транс-
порте по трубопроводам мазута с малой подачей пли низкой на-
чальной температурой (см. раздел 3. 7), а также при выталкивании
из трубопроводов застывшего топлива. При нормальной эксплуа-
тации больший интерес представляет не температура застывания,
а температура, при которой вязкость топлива затрудняет пере-
качку его топливными насосами. Значенпя этой температуры в за-
висимости от типа насоса и исходной вязкости топлива приведены
нижи (см. раздел 4. 2).
1. 6. Асфальто-смолистые вещества и механические примеси
топочных мазутов. Стабильность котельных топлив
Основной составляющей современных топочных мазутов
являются крекпнг-остатки, образующиеся при термическом кре-
• ииге нефтяного сырья. Они содержат высокомолекулярные
углеводороды, компоненты исходного сырья п твердые конечные
продукты уплотнения смолисто-асфальтового характера (асфаль-
тены, карбены и карбопды). Карбопды в крекпнг-остатках обычно
3/

называют коксом. Количество кокса и скорость коксообразованпя
зависят от природы перерабатываемого сырья и от условий кре-
кинга. С увеличением плотности или ароматических соединений
в перерабатываемом сырье при неизменной температуре выход
кокса возрастает. В значительной степени скорость коксообразо-
ванпя определяется температурными условиями процесса.
В крекпнг-остатках также содержатся в большом количестве
смолы и асфальтены. По данным В. П. Кузнецовой, смолы имеют
следующий состав: С 84, 75%; Н 8.40%: S 2,50%; О 4.35% и
молекулярный вес М=555. Асфальтены характеризуются показа-
телями: р*° = 1,1477; ЛГ=821; С 85,60%; Н 6,40%; С 4,32%;
О 3,68?6. Опп являются продуктами окисления нейтральных смол
и в крекпнг-остатках находятся в коллоидном состоянии [25 |.
Асфальтены представляют собой темные аморфные порошки,
прп нагревании выше 300° С разлагающиеся без плавления с обра-
зованием газа и кокса. Выход кокса при крекинге асфальтенов
достигает 60% масс., а при крекинге нейтральных смол от 7 до
20%. Чем выше молекулярный вес и чем больше содержание ас-
фальтенов п высокомолекулярных смол в сырье, тем выше прп
прочих неизменных условиях выход карбопдов. Многочисленные
данные по содержанию п составу асфальтенов и смол в высокосер-
нистых нефтях имеются в книге |2б |.^
Асфальто-смолистые вещества — кЪрбепы представляют собой
соединения с несколько повышенным содержанием кислорода.
Карбопды и карбепы внешне отличаются от асфальтенов лишь
более темной окраской. Однако они обладают различной раство-
римостью: карбопды не растворяются пи в каких растворителях,
карбены растворяются в сероуглероде, асфальтены — во многих
органических растворителях.
Несмотря па внешнюю схожесть, карбопды п асфальтены —
вещества различные, характеризующие глубину процессов кон-
денсации при крекинге сырья.
Данные табл. 1. подтверждают, что при увеличении плот-
ности крекинг-остатков (характеризующей совокупное влияние
ароматических веществ сырья, глубины крекинга и отгона лег-
ких фракций) закономерно возрастают содержание карбопдов,
асфальтенов п коксуемость.
Увеличенное содержание асфальтенов сопутствует повышен-
ной вязкости крекинг-остатков (см. табл. 1. 5 и 1. 10). Интересно
отметить, что прп возрастании коксуемости; характеризующей
содержание асфальто-смолистых веществ, увеличивается и вяз-
кость крекинг-остатков, полученных из одинакового сырья. Для
крекинг-остатков из различных мазутов эти закономерности вы-
являются не так четко.
Асфальтены и особенно карбены крекинг-остатков отличаются
от аналогичных продуктов прямой гопкп мепыпей стабильностью
в отношении коагуляции. Поэтому даже прп отсутствии кокса
38

крекинг-остатки не вполне гомогенны. Однако гетерогенность
их в основном обусловлена содержанием карбопдов.
Дисперсность асфальто-смолистых веществ в крекинг-остат-
ках тесно связана с адсорбцией ими нейтральных смол л высоко-
молекулярных циклических углеводородов. Последние образуют
защитные оболочки на поверхности коллоидальных частиц и
препятствуют их коагуляции. Поэтому компаундирование кре-
кииг-остатков прп приготовлении топочпых мазутов с дистилля-
тами, содержащими низкомолекулярные парафиновые и нафте-
новые углеводороды, нежелательно, так как оно приводит к раз-
рушению защитных оболочек на коллоидальных частицах и
способствует коагуляции их с образованием осадка [2 ]. Л. В. Ко-
жевников [27 ] наблюдал выпадение осадка при смешении серни-
стого крекииг-мазута, получаемого по ВТУ 428-52, с дизельным
топливом марки ДС, содержащим значительное количество угле-
водородов прямого строения.
Агломераты карбопдов и асфальтенов, образованные в резуль-
тате коагуляции, могут явиться причиной закоксования форсу-
нок. Кроме того, крупные агломераты неполностью сгорают в то-
почной камере, что приводит к загрязнению поверхности нагрева
и потере тепла от механической неполноты сгорания топ-
лива.
При низких температурах процессы осаждения карбопдов из
крекинг-остатков протекают весьма медленно. Так, при длитель-
ном хранении (около 3 месяцев прп комнатной температуре)
крекинг-остатка бакинского мазута было обнаружено уменьше-
ние содержания взвешенного кокса с 1,19 до 0,78%.
При повышении температуры крекинг-остатков вследствие
увеличения разности плотностей твердых коксовых частиц и жид-
ких компонентов и резкого уменьшения вязкости продукта ско-
рость осаждения карбопдов увеличивается. Так, по данным
М. Ф. Нагиева [28], при температуре 120° С в течение 5 ч кар-
боидов п карбенов осаждается 23,6%, а при температуре 250° С
за 2 ч — 86-97%.
Особенно нестабильны в этом отношении крекинг-остатки
с содержанием карбопдов более 1%. Прп их хранении, транспор-
тировке и подогреве кокс постепенно оседает и отлагается па дни-
щах резервуаров, мазутопроводах, на поверхностях нагрева
Теплообменной аппаратуры, фильтрах и форсунках. Имеются
данные, показывающие, что при температуре стенок подогрева-
теля 150° С кокс па трубах осаждается со скоростью 0,5 мм
в месяц [29].
Осаждение кокса в резервуарах п фильтрах приводит к до-
полнительным затратам, связанным с очисткой их и потерей топ-
лива, а также уменьшает полезную емкость баков. Отложения
Карбопдов па поверхности нагрева теплообменной аппаратуры
Увеличивают тепловое сопротивление стенки и ухудшают тепло-
обмен.
39

Помимо осаждения карбопдов в крекинг-остатках все время
протекают процессы, увеличивающие содержание асфальто-смо-
листых веществ. При этом повышается вязкость крекпнг-остатков,
что подтверждает данные табл. 1. 14.
Таблица 1.14
Изменение свойств крекинг-остатков вследствие длительного хранения
прп комнатной температуре
До хранении
Продолжи-
тельность
хранения,
дни
После хранения
I период
Исходное сырье
Туймазпиский ма-
зут
То же
»
Бакинский мазут
То же
Бугульминская
нефть
2728	119	269
440	40	270
190	22	273
831	56,5	268
531	43,5	264
124	16,5	280
634	17,9	2733	121,5	189,0
635	15,1	467	41	—
638	12.5	214	24,7	27,1
633	—	939	63,6	65,8
629	12,7	513	45,4	—
645	12,5	139	18,1	19,9
При повышении температуры физико-химические показатели
крекипг-остатков изменяются весьма значительно, о чем свиде-
тельствуют существенные отклонения их характеристик в резуль-
тате даже не очень высокой термической обработки. Так, прп
термообработке крекинг-остатков бакинского мазута до 150° С
в течение около 300 ч было обнаружено увеличение относитель-
ной плотности с 1,008 до 1,020, увеличение вязкости ВУ80 от
56,5 до 82° ВУ или соответственно ВУв0 от 881,5 до 1428° ВУ
Изменилось также содержание смол и асфальтенов.
При достаточно высоких температурах могут также проте-
кать процессы коксообраэовапия. Как было указано выше, в этом
случае возможны переход нейтральных смол в асфальтены и
карбены, разложение асфальтенов с образованием кокса и газа и,
наконец, крекинг смол и асфальтенов с образованием кокса.
Учитывая эксплуатационные затруднения, связанные с обра-
зованием осадка, необходимо повысить стабильность топочпых
мазутов за счет применения соответствующих присадок.
Причины нестабильности современных топочных мазутов п
механизм образования нерастворимых осадков недостаточно из-
учены. Полагают, что осадки образуются в результате окислитель-
ных процессов неуглеродных (смолистых) компонентов топлива.
40

Окислившиеся частицы постепенно полимеризуются, размер и
количество их возрастают, ii онп становятся нерастворимыми
в топливе [30 J. Для протекания окислительных процессов вполне
достаточно адсорбированного ма стенках резервуаров и растворен-
ного в топливе кислорода (31 ].
Основными источниками образования нерастворимых осадков
л топливах являются кислород-, серу- и азотсодержащие соеди-
нения, а также, по-видимому, соединения, включающие «зольные»
элементы топлива. Это подтверждается повышенным содержанием
кислорода, азота, серы и золи в осадке по сравнению с их коли-
чеством в топливе. Так, содержание серы в карбоидах, по нашим
опытам, составляет 1,17 ?о прц общем содержании серы в крекинг-
пстатке 0,59%. Р. Б. Томпсон, Д. А. Чоникек, Л. В. Дрейг и
Т. Симон обнаружили, что При содержании серы в топливе 1,28
и 0,96% и азота соответственно 0,01 и 0,02% в осадке было серы
3,38 и 3,58%, а азота 1,72 и 0,80% 132].
Повышение температурь! приводит к образованию дополни-
тельного количества пеуглеводородных соединений [33 ]. При
этом скорость окислительных процессов возрастает.
Ускорение окислительных процессов в топливе и смолообра-
зование происходят также в результате каталитического действия
металла резервуаров, трубопроводов и другой аппаратуры топ-
ливоподготовки. В то же время кислородсодержащие соединения
топлива, особенно в присутствии воды, являются активными кор-
розионными элементами, обусловливая коррозию металла аппа-
ратуры топлпвоподготовки ц топливоподачп.
Для подавления окислительных процессов в топочных мазу-
тах, каталитического действия металла на окисление топлива,
коррозионной активности топлива и диспергирования образовав-
шихся осадков применяют Различные присадки.
Применение присадок д,-1я стабилизации котельных топлив
получило широкое распространепие в США. В 1960 г. около 60—
70% товарных котельных топлив США содержало различные
присадки.
В качестве дпепергируюц^ц дрцсадкп используется, например,
присадка FOA-2 фирмы «Дюпон», состоящая из сополимера до-
децилметакрилата и диэтц-j метакрилата (90 10). Содержание
ее в топливе составляет 0,qi % [34]. Эта же фирма выпускает
комбинированные присадки FOA-208 и FOA-212 для котельных
топлив. Присадка FOA-20& представляет смесь 92 % присадки
FOA-2 и 8% деактиватора металла (ДМД). Присадка FOA-212
содержит 88% присадки БОд«2 п 12 % ДМД. Деактиватор металла
имеет состав: 80 "о дисалицил_| 2-пропандиамппа (активный эле-
мент) и 20% толуола (растП0р11тель).
Для улучшения свойств отечественных топочных мазутов во
разработаци многофункциональные присадки
ВНИИ НП-102, 102к и iQg Эти присадки превосходно раство-
ряются в топливе и добавЛяются к сернистым мазутам в коли-

чостве ОД—0,2%. Эффективность присадок ВНИИ НИ изложена
в разделе, 7. 4.
Учитывая, что современные топочные мазуты содержат некото-
рое количество нерастворимых карбоидов,целесообразно выбрать
такую схему топливоподготовки, прп которой можно было предот-
вратить осаждение карбоидов и направить их вместе с топливом
в топку котла.
По прп этом необходимо знать количественное содержание
карбоидов в крекинг-остатках и пх физико-технические характе-
ристики, чтобы определить влияние коксовых частиц на процесс
горения.
Как известно, существует несколько методов количественного
определения карбоидов в крекинг-остатках. Л. А. Александров
и В. Н. Шитиков [35 J предлагают два метода определения кар-
бопдов в крекинг-остатках, полученных при крекировании в лабо-
раторных условиях,—весовой (массовый) и объемный. В ГрозНИИ
разработан ускоренный весовой метод определения карбоидов
в крекинг-остатках.
Для получения сравнительной характеристики методик опре-
деления карбоидов в крекипг-остатках был исследован ряд образ-
цов прп применении весового метода Александрова и Шитикова,
метода ГрозНИИ п метода центрифугирования.
Сравнение весового метода Александрова и Шптикова с мето-
дом ГрозНИИ показало, что вследствие различной структуры
карбопдов метод Александрова и Шитикова для определения со-
держания карбоидов в крекинг-остатках. полученных прп креки-
ровании в заводских условиях, неприемлем.
Сравнение метода ГрозНИИ с методом центрифугирования
приведено в табл. 1. 15.
Таблица 1. 15
Сравнение метода ГрозНИИ с методом центрифугирования
Наименование продукта		Содержание карбоидов, %		
		по методу ГрозНИИ	по методу центрифу- гирования	после центрифу- гирования ПО методу ГрозНИИ
Крекинг-остаток: образец № 1		0,486	0,80	0.488
	№ 2	U,i о4	2,40	—
»	№ 3	0,464	1.60	
»	№ 4	0,825	2.40	
»	№ 5	0,828	2,64	
Данные таблицы показывают, что прп применении метода
Центрифугирования содержание карбопдов получается завышен-
ным *.
* Следует отметить, что в лабораториях крекинг-заводов содержание
Карбопдов определяется обычно методом центрифугирования.
<2

Проведенное исследование [22 ] подтвердило, что действитель-
ное содержание карбопдов в крекинг-остатках может быть опре-
делено по методу ГрозНИИ.
Кроме данных, приведенных в табл. 1. 15, было дополнительно
определено содержание карбопдов в большом количестве проб
высоковязкпх крекпнг-остатков. Опыты показали, что в 20 %
исследованных проб содержание карбопдов несколько превышает
2по, в 20% проб со-
держание карбопдов со-
ставляет 1,5—2%, а в
остальных 60 % — око-
ло 1%.
Ф и з и к о т е х-
н и ч е с к и е х а р а к-
т е р и с т п к и к а р-
б о и д о в.
1.	Плотность кар-
бондов определялась ме-
тодом «плавания». Для
этой цели из них были
изготовлены брикеты.
Сравнительно высокая
плотность карбопдов
(р*“	1,228) обусловли-
Рис. 1. 13. Фракционный состав карбопдов в
крекинг-остатках.
вает их осаждение при
длительном хранении,
особенно в условиях по-
догрева крекипг-остатков.
2.	Фракционный состав карбоидов определялся ситовым ана-
лизом прп помощи набора сит Тейлора. Результаты ситового
анализа приведены па рис. 1. 13 в виде графика неполной зер-
новой характеристики. В изучаемом продукте около 75% частип
имеет размер менее 88 мкм (Т?170 = 25%) п0,7% частиц имеет
размер более 250 .мклт (Нв0 = 0,7%).
Учитывая малое содержание карбоидов в крекинг-остатках
и их фракционный состав, нельзя ожидать ощутимой потери
тепла от механической неполноты сгорания при использовании
крекпнг-остатков в качестве топлива. При таком фракционном
составе карбопды, по-видимому, не могут также вызвать засоре-
ние каналов и сопел механических форсунок.
3.	Содержание золы и минеральной массы в карбоидах, опре-
деленное путем озоления их в платиновых тиглях до постоянного
не составляет: на рабочую массу Ар=7% или в пересчете на
сухую массу Ас=7,24%.
4.	Содержание влаги в карбоидах в пробе, доведенной до воз-
лушпо-сухого состояния W“ с (в наших условиях W®. .
практически идентична гигроскопической влаге Wr), определи-
i.l

лось по методи ki1 топливной лаборатории ВТП [36 I. Образцы
просушивались при / = 102—105' С. Продолжительность основ-
ного периода просушки принята в одной серии опытов 1,5 ч.
в другой 2 ч; продолжительность контрольных периодов — 0,5 ч.
Просушка длилась до постоянного веса. Среднее значение влаж-
ности аналитической пробы Wa =3.24 %.
Прп определении влажности была проведена серия опытов
с подсушкой карбоидов прп t- 175' С. Эти опыты показали, что
прп такой температуре происходит ощутимый процесс окисле-
ния карбоидов с увеличением их веса.
5.	Содержание летучих веществ в карбоидах определялось
методике ВТП. Опыты показали, что содержание летучих
веществ в аналитической пробе карбопдов составляет Vя =14.2“»,
а на горючую массу Vr—15,3?о.
Высокий выход летучих веществ показывает, что «кокс» —
весьма условное название карбопдов. По свопм свойствам кокс,
полученный прп крекинге, отличается от каменноугольного кокса.
Высокий выход летучих веществ из коксовых частиц делает их
благоприятными для сжигания в топке.
6.	Элементарный состав карбоидов на сухую массу: Сс 87,52"»;
11е 4,84°»; S' 1,17%; Nc 0,57?» был определен при помощи эле-
ментарного микроапалн: и обычного анализа па содержание
серы (ГОСТ 1431-49).
Карбоиды содержат значительное количество водорода, это
еще раз подтверждает, что они названы коксом условно.
7.	Теплота сгорания карбоидов составляет Q'h — 34,96 Мдж
Примерно такие же значения теплоты сгорания получены при
сжигании навески осадка из мазутных резервуаров [37, 381.
Для определения влияния содержания карбопдов на теплоту
сгорания были проведены калориметрические опыты с крекипг-
остаткамп, имеющими 1,2, 2,2, 3.15, 5,95 и 8,4"» карбоидов. Опыты
подтвердили, что для определения теплоты сгорания крекинг-
остатков, содержащих карбоиды, можно воспользоваться прави-
лом аддитивности. Карбоиды несущественно понижают теплоту
сгорания крекинг-остатков. Так, каждый процент карбоидов
уменьшает высшую теплоту сгорания примерно па 85 кдж кг.
т. е. па 0,2%.
I. 7. Элементарный состав н теплота сгорания мазутов.
Влияние содержания золы, серы и воды на свойства мазутов
Содержание углерода в топочных мазутах, как правило, уве-
личивается прп возрастании вязкости, а количество водорода
уменьшается (табл. 1. 16).
Высоковязкпе крекиш-остатки (табл. 1. 17) содержат меньше
водорода, чем топочные мазуты.
Так как в некоторых пробах было обнаружено повышенное
содержание азота, то этот вопрос изучался самостоятельно. Из 15
44

псследоваипых образцов крекинг-остатков в трех образцах со-
держание азота равно нулю, в двух менее 0,5%, в трех менее 1 %
п в семи более 1 %.
В табл. 1. 16 и 1. 17 приведены также безразмерные характе-
ристики И /С и р, теплота сгорания, теоретические тем-
пературы горения, теоретический расход воздуха, состав п
объем продуктов сгорания для топочных мазутов и крекинг-
остатков.
При увеличении плотности мазутов п крекинг-остатков до-
вольно закономерно уменьшаются Н/С, р и Q. Высоковязкпе
крекинг-остаткп отличаются пониженными значениями Н/С и р
и повышенным содержанием трехатомных газов в продуктах
сгорания.
По ГОСТ 1501-57 содержание золы в мазутах не должно пре-
вышать 0,3%, что соответствует Апр =0,03%. В товарных котель-
ных топливах, как это следует из данных табл. 1. 4, содержание
золы обычно менее 0,3%. Из 30 исследованных проб крекинг-
остатков в четырех образцах содержанпе золы составляет выше
0,3%, в 26 образцах менее 0,3%, при этом в 14 образцах менее
0,2% [39]. Содержание золы, как правило, увеличивается с по-
вышением вязкости топлива. Последнее объясняется тем, что
при углублении отбора фракций от нефти концентрация мине-
ральных веществ в остаточном топливе возрастает.
Отечественный и зарубежный опыт подтверждает, что широ-
кое применение электро- и термохимических методов обессоли-
вания и деэмульсации нефтей позволяет значительно понизить
зольность остаточных топлив по сравнению с нормами, преду-
смотренными ГОСТ 1501-57 *. На передовых нефтеперерабаты-
вающих заводах содержание1 золы в мазутах (см. табл. 1. 4) не
превышает зольности зарубежных котельных топлив [40 ].
При переработке нефти сера сосредоточивается в основном
в остатках нефтепереработки, используемых в качестве компонен-
тов топочных мазутов. По мере углубления отбора фракций со-
держание серы в остатке возрастает, что подтверждается данными
табл. 1. 18.
Основным сырьем для получения жидких котельных топлив
в настоящее время являются сернистые нефти Урало-Волжскпх
месторождений. Причем ввиду увеличения доли этих нефтей
в топливном балансе СССР содержание серы в мазутах неуклонно
возрастает.
По содержанию серы топочные мазуты (ГОСТ 1501-57) под-
разделяются на малосернистые (S <0,50%), сернистые (S=0,5-b
= 1,0%) и высокосернистые (S=l,0-r-3,5%).
На тепловых электростанциях используются высокосернпстые
мазуты.
* Су
10585-63.
щественпое снижение содержания золы предусмотрено
ГОСТ

Состав и некоторые теплотехнические характе
						Элементарный состав,						
Нефте- перерабатывающий завод												
												
	[и;а м;к		П’НПСТГ					2			I- N)u	
	л			<		—	X			2		
Саратовский			0,989	0,33	85-88	10,95	2,45	0,72	88,04	11,22	0,74	
Новокуйбшпев-			0,988	0,10	86,09	10,81	2,85	0,33	88.61	11,13	0,35	
СКИП												
Уфимский		М-40	0,983	0,18	86,11	10,65	2,83	0,50	88,62	10,96	0,52	
Орский			0,965	0,08	86,47	11,01	1,90	0,62	88,15	11,22	0,63	
Сызраиский			0,977	0,07	86,56	10,67	2,26	0,51	88,56	10,92	0,52	
Московский			0,985	0,12	85,48	11,01	2,69	0,81	87,84	11,31	0,83	
Саратовский			1,000	0.3,5	85,80	10,53	2,87	0,72	88,31	10,84	0,74	
Новокуйбышев- ский		М-60	0,985	0,15	85,73	10,92	2,70	0,65	88,10	11,21	0.67	
Орский			0,969	0,06	86,15	11,11	2,00	0,74	87,91	11,31	0,75	
Краснодарский			0,968	0,35	87,96	11,34	0,43	0,27	88,34	11,39	0,27	
Саратовский			0,997	0,30	86,86	10,43	2,71	0	89,28	10,72	0	
Уфимский Орск		М-80	1,017 1,023	0,13 0,31	86,11 86,67	10,51 9,93	2,70 3,09	0,67 0,31	88,50 89,43	10,80 10,25	0,69 0,32	
Омским			0,960	0,14	86,12	10,51	2,80	0,56	88,60	10,81	0,58	
Московский			0,997	0,13	84,71	10,71	3,00	1,57	87,3;’,	11,04	1,62	
Саратовский			1,014	0,34	86,49	10,03	2,81	0,66	88,99	10,32	0,68	
Новокуйбышев- ский		М-100	0,993	0,14	86,32	10,31	2,80	0,56	88,81	10,61	0,58	
Омский			0,982	0,12	85,32	10,47	2,67	1,53	87,66	10,76	1,57	
Краснодарский			1,005	0,06	87,25	10.81	0,43	1,51	87,62	10,86	1,52	
Уфимский	М-200		1,026	0,20	86,57	9,62	3,21	0,10	89,34	9,94	0,72	
теоретический расход воздуха ииы
Примечание. Объем продуктов сгорания и
46

Таблица 1. 16
рпетпкл товарных топочных мазутов СССР
——					Теплота сгорания мазутов			сЗ См	ес	Соста»	и объем продуя сгорания		
	Хлрлитерп- СТИКИ										
			QP **и	<?и		я темпе , °C	1й расхс из / кг				
						есна шил	секи С, Л 0	х?	па	«и к	К
	н с	₽			ки-/л ч	рети’п 1 горе	рСТВ’П lyxa V	м —	я * с ’•	сб	я С
					(qS Гдл>	Тео тур;	Тео^ поэх	о” й	с	V™ Ils	
	0,127	0,294	40,15	40,28	39,71	2101	10,56	16,21	9,96	1,38	11,34
	0,126	0,290	40,32	40,36	39,83	2126	10,59	16,26	9,99	1,37	11.36
	0,12»	0,286	40,35	40,42	39,66	2126	10,54	16,32	9,95	1,35	11,30
	0.127	0,295	40,80	40,84	39,37	2122	10,62	16,23	10,01	1,39	11,41
	0,123	0,285	40,50	40,53	39,57	2139	10,57	16,33	9,98	1,35	11,33
	0,129	0.297	40,48	40,53	39,87	2115	10,57	16,18	9,96	1,39	11,35
	0.122	0,282	39,93	40,07	39,93	2099	10,47	16,37	9,89	1,33	11,22
	0.127	0,295	40.48	40,54	39,88	2114	10,57	16,22	9,97	1,38	11,35
	0.129	0,290	40,84	40,86	39,58	2120	10,64	16.,17	10,03	1,40	11,43
	0.129	0,302	41,38	41,53	40,05	2Ш	10,79	16,13	10,16	1,43	11,59
	0.120	0,279	39,73	39,85	39,61	2050	10,55	16,40	9.97	1,32	11,29
	0,122	0,291	39,85	39,90	40,53	2U2	10,50	16,37	9,92	1,33	11,25
	0,115	0,265	39,59	39,71	40,50	2118	10,39	16,60	9,84	1,27	11,11
	0,122	0,282	39,90	39,95	38,30	2110	10,50	16,37	9,92	1,33	11,25
	0.126	0,288	39,90	39,95	39,78	2117	10,41	16,28	9,82	1,36	11,18
	0,116	0,267	39,60	39,74	40,16	2145	10,39	16,55	9,84	1,28	11,11
	0,119	0,275	39,90	39,95	39,62	2110	10,50	16,41	9,92	1,31	11,23
	0.123	0.279	39,74	39,82	39,06	2118	10,38	16,40	9,81	1,33	11,14
	0.12'»	0,286	40,28	40,31	40,48	2108	10,56	16,35	9,97	1,37	11,34
	0.111	0,255	39,14	39,22	40,16	2078	10,57	16,38	9,98	1,24	11,22
при нормальных физических условиях (( = 0°С, р » 0,101 Мн/л»*),

Состав и некоторые теплотехнические харак
Лехчднч с ы jibe	С л г;	Элементарный состав, %								•
		А<=	Сг	н1’	sr	(О гЮ1'	С»	НО	О	
Туймазииский мазут	1,0580 1,0441 1,0315 1,0039	0,25 0,17 0,23 0,11	86,96 86,45 87,15 87,65	9,83 9,60 10,19 10,38	2,17 2,19 1,70 1,48	1,04 1,76 0,96 0,47	88,89 88,38 88,66 88,96	10,50 9,82 10,37 10,54	1,06 1.80 0,97 0,48	
Бакинский мазут	1,0002 1,0050	0,09 0,17	89,14 87,67	9,66 10,29	0,59 0,30	0,61 1,74	89,66 87,93	9,72 10,32	0.61 1,75	
Туймазииский мазут и бу- гульминская нефть	1.0336 1.0282	0,20 0,16	86,49. 87,02	10,02 9,97	2,30 1,61	1,19 1,40	88,52 88,46	10,26 10,13	1,22 1.42	
Ьугульмя и-- < кан пефть	1,0000	0,17		10,25	.38	1,02	88,46	10,50	1,04	
Л рпм е ч а п и е. »м продуктов сгорания и теоретический расход воздуха даны
Обычно содержание серы в мазутах, поступающих для сжига-
ния в топках паровых котлов, составляет 2,5—3,0% (см. табл. 1.4).
В дальнейшем можно ожидать увеличения содержания серы до
3.5-4,5%.
Прп применении высокосерпистых мазутов в качестве котель-
ных топлив, помимо специфических свойств этих топлив, опреде-
ляющих отложения золы и коррозию котельных агрегатов, не-
обходимо учитывать токсичность и коррозионную активность
самих мазутов и загрязнение продуктами сгорания (S02) атмосфер-
ного воздуха.
Высокосернистые мазуты имеют значительно меньшую ток-
сичность, чем легкие сернистые нефтепродукты. Это обусловлено
видом сернистых соединений в мазутах и малой упругостью паров
топлива. По мере повышения температуры подогрева, в особен-
ности для маловязких высокосернистых мазутов и стабилизи-
рованных нефтей (например, арлапской), токсичность увеличи-
вается. Токсическими свойствами обладают и золовые отложения,
образующиеся на поверхностях нагрева прп сжигании высокосер-
нистых мазутов. Опыт показывает, что токсические свойства
высокосерпистых мазутов при выполнении требований техники
48

Таблица. 1.17
теристнки выеоковязких крекинг-остатков
—	Хар; р|ИГ		Тнкютя сгорания крс1;1!НГ-1М!татков				Теоретическая темпера- тура горения, °C,	Теоретический расход иозду. a vjj,	Состав и объем продуй ов сгораиви			
			I'-'u).-,	—		0	с 1 UJfC t .	ов *3			ROInax. °-' 2	•С «	С	
	(1,113 0,111 0,117 0,118	0,203 0,258 0,273 0,276	41,87 42,24 42,23 43,01	41,73 42,07 42,14 42,88	39.51 39,90 39,84 40,54	44,14 43,92 43,46 43,05	2108 2150 2100 2120	1(1,37 10,24 10,47 10.57	16,68 16,75 16,53 16,47	9,82 9,72 9,91 10,00	1,26 1,23 1,30 1,32	11,08 10,95 11,21 11.32
	0,109 0,119	0,254 0,275	42,48 42.95	42,41 42.96	40-23 40,63	42,68 43,17	2128 2138	10,47 10,47	16,79 16,54	9,94 9,91	1,24 1,31	11,18 11,22
	0,116 0,115	0,269 0,267	42.43 42,22	!2,25 42,10	40,00 39,85	43,67 43.29	2128 2122	10,39 10,38	16,58 16,63	9,84 9,84	1,28 1,27	11,12 11,11
	0,119	0,276	42,80	42,60	.,28	42,60	2132	10,45	16.50	9,88	1,31	11,19
при нормальных ijui.	- -ловипх.
безопасности не оказывают вредного влияния па обслуживающий
персонал.
Коррозионная активность высокосерпистых мазутов значи-
тельно меньше, чем многих светлых сернистых нефтепродуктов.
Заметная коррозия наблюдается в подогревателях топливных
резервуаров, а иногда и в мазутоподогревателях, предназначенных
для подогрева топлива перед распиливанием. Необходимо, од-
нако, отметить, что па отечественных электростанциях при приме-
нении высокосерпистых мазутов не наблюдалось значительных
коррозионных повреждений трубопроводов, резервуаров или
другого оборудования мазутного хозяйства.
Загрязнение атмосферного воздуха сернистым ангидридом
при сжигании высокосерпистых мазутов зависит от содержания
серы в мазуте, расхода топлива, приведенной * высоты трубы и
метеорологических условий,-
* Приведенной высотой трубы называется расстояние от земли, при
котором струя продуктов сгорания параллельна земпой поверхности. При-
веденная высота слагается пз действительной высоты трубы п высот, экви-
валентных кинетической энергии газов па выходе пз трубы и разности плот-
ностей атмосферного воздуха и продуктов сгорания.
49

Таблица 1. IS
Содержание серы в некоторых восточных нефтях и продуктах
их прямой перегонки (данные ВНИИ НИ)
Район добычи	Наименование нефти	Содержание бензиновой фракции до 200° С, %	Содержание франции с тем- пературой кипе- нии до ;)5<)- с, %	Содержание серы, °:		
				В ПСф“ тп	в мявуте прямой гонки	в полу- гудрош*
Башкирская	Шканонская	24	50	1.40	2.10	2.30
АССР	Туймазииская	25	49	1,47	2,40	2,70
	Арлаиская	18	43	2,80	4,00	4,30
	Баалияская	25	51	1,22	2,06	2,50
Татарская	Щугуровская	15	37	1,89	2,70	3.00
АССР	Ромашкппская	22	46	1,62	2,58	2,70
	Высокосер-	18	41	2,31	2,68	3,03
	ипстая Радаевская	15	35	3,05	4.00	4,40
	Кинельская	30	54	2.26	2.90	3,30
Куйбышевская	Ставрополь-	22	50	1,68	2,20	2,69
область	екая Первомайская	26	62	0,57	1.41	1,49
	Оренбургская	16	38	2,02	2,.>4	2,96
Предельно допустимая концентрация сернистого ангидрида
в атмосферном воздухе на уровне движения пешеходов и верхних
этажей наиболее высоких зданий не должна превышать 0,5 мг!м3
(максимально-разовая концентрация) и 0,15 мг!мл (максимально-
среднесуточная концентрация).
Уменьшение концентрации SO2 можно достигнуть путем пре-
дварительной очистки мазутов от серы, или удаления серы из
продуктов сгорания, и увеличения приведенной высоты труб [41 |.
Гидрогенизационная очистка нефтяных остатков позволяет
уменьшить содержание серы в 2—2,5 раза [42 J. Одпако этот
метод очистки не получил распространения вследствие малой
степени обессеривания мазутов, высокой стоимости процесса и
больших капитальных затрат.
Продукты сгорания от серы могут быть очищены при помощи
присадок химических соединений в виде пыли или пара в дымовые
газы, растворения или поглощения сернистых соединений при про-
мывке продуктов сгорания (мокрая очистка) абсорбции или ад-
сорбции, когда уходящие газы пропускают через зернистый слой
металлических окпелов (адсорбента), активированного угля пли
другого адсорбента.
Применение присадок (щелочноземельных металлов, окиси
цинка, соды, аммиака) мало эффективно и связано с большими
затратами. При промывке продуктов сгорания раствором аммиака
можно получить сульфат аммония, используемый в качестве

 добрения, и элементарную серу. По данным 1431, применение
п о го метода приводит к возрастанию стоимости электроэнергии
„а 7,4%. Другие способы мокрой очистки, например использова-
ние в качестве поглотителя раствора сульфита натрия, менее
экономичны и более сложны.
По-видимому, в настоящее время одним из перспективны)
методов очистки продуктов сгорания от серы является адсорб-
ция SO2 при помощи активиро-
ванного угля или полукокса.
Схема установки для сухой
очистки уходящих газов от
сернистых соединений изобра-
жена на рис. 1. 14. По данным
[43], капитальные затраты па ?
сооружение такой установки
составляют менее 10 % от сто- §,
пмости электростанции.
Необходимо особо подчерк- S
путь, что при очистке продук-
тов сгорания от сернистых
соединений одновременно уда- §
ляются и другие вредные ин-
градиенты, загрязняющие атмо-
феру (окпелы азота, высокомо- J-
пекулярные ненасыщенные SJ
углеводороды и пр.).
Содержание воды в топоч-
ных мазутах прп наливе их па
нефтеперерабатывающих заво-
дах в железнодорожные цпетер- CJ.
ны, баржи, танкеры пли ре-
зервуары нефтебаз, как пра- ; _
вило, не превышают норм, ду:
предусмотренных ГОСТ 1501- Р
57.
Вместе с тем, как показывает опыт, при доставке мазуто!
железнодорожным, речным или морским транспортом наблю-
дается значительное обводнение их.
Содержание воды в мазутах увеличивается при их храпешп
на нефтебазах в открытых емкостях или земляных амбарах зг
счет атмосферных осадков и подпочвенных вод, из-за те-
'in труб подогревателей резервуаров, в результате попада
пня забортной воды вследствие негерметичности барж и танке-
ров при транспортировании топлива нефтеналивными судам!
и пр.
Однако основной причиной обводненности мазутов является
разогрев нх открытым паром прп сливе из цистерн и выкачке иг
барж и танкеров.
4*	5J
Очищенные
газы
— 120 °1
80г
ТЕ
8
I.
1
Дымовые газы *50}
~200‘'0
S0}-газ
Дымовые газы
^S02*S0j
100 ° С
2 3
S0,-
'воздух
газ для
использования
Из топки
^00 °C
0
Схема установки ,
очистки дымовых газов
серы.
адсорбер: 2 —дымосос; 4 —вол
эподогрспатели; л, б, 7 — вентмлято
8 —десорбер: 0 —газонагреватсль
10 — выход угля; 11 —грохот.

Для сокращения продолжительности сливных операций топ-
ливо разогревают открытым паром. При этом обводнение мазута,
повышается до 4—10% в зависимости от температуры воздуха,
температуры и вязкости мазута и параметров пара.
При перевозке высоковязких мазутов в нефтеналивных бар-
жах и танкерах в связи с отсутствием или недостаточной мощ-
ностью стационарных подогревателей для выкачки топлива
требуется его разогрев открытым паром, что приводит к значи-
тельному обводнению мазутов.
При двух-трехкратиом подогреве открытым паром обводнен-
ность высоковязкпх мазутов достигает 10—12"о в летнее время
и 15—20 % в зимнее.
Еще большую влажность (до 50—60%) имеют остатки (мазут-
ные зачистки), скапливающиеся при очистке и отмывке нефтена-
ливных судов и железнодорожных цистерн паром и горячей водой.
Использование обводненных мазутов и мазутных зачисток
в качестве котельных и печных топлив имеет существенное на-
роднохозяйственное значение.
Экспериментальное исследование особенностей процесса сжи-
гания сильно обводненных мазутов впервые выполнено
во ВТИ [44]. В этих опытах воду вводили во всасывающую ли-
нию центробежного насоса, который подавал топливо к форсун-
кам. Центробежный насос одновременно выполнял функции сме-
сителя и к форсункам поступала достаточно однородная эмульсия
с содержанием воды до 31 %. Опыты показали, что эмульгирован-
ные мазуты горят весьма устойчиво. Перебои в работе топки и
форсунок не наблюдались. Одновременно эти опыты подтвердили,
что при сжигании обводненных мазутов увеличиваются потери
тепла с уходящими газами, аэродинамическое сопротивление и
расход электроэнергии па собственные нужды котельного агре-
гата и понижается его к. и. д. При повышении влажности не-
сколько уменьшаются теоретическая температура горения и
теплоотдача в тонне.
В последнее время вопросы эффективного использования вы-
соковязкпх обводненных мазутов в качестве котельных и печных
топлив успешно разрабатываются ЛГИ АП СССР [45, 46 |,
Ленинградским институтом водного транспорта [47], ЦНИИ
МПС СССР [46| и др. [48].
Основным направлением этих работ является превращение
обводненных мазутов в однородные стойкие эмульсии путем при-
менения механических диспергаторов [45—47 ], барботирования
топлива сжатым воздухом [46,47] или паром [47,48]. Эмуль-
гированные мазуты затем сжигаются обычным способом.
Механизм горения капель мазуто-водяной эмульсии приве-
ден в работе [45]. Обнаружено, что при прогреве и испарении
капель они вначале увеличиваются в диаметре, а затем взры-
ваются. Установлено, что капля эмульсии размером 2 л.н н влаж-
ностью 30 % сгорает за 2,8 сек, а капля мазута такого же раз-
52

v(.p; зи 3.7 сен. Авторы работ [45. 4G I отмечают, что обнару-
женное явление внутрптопочпого разрыва капель ускоряет ис-
парение, улучшает смесеобразование и позволяет значительно
интенсифицировать процесс сжигания жидких топлив прп мини-
мальных коэффициентах избытка воздуха. Необходимо, одпако,
отметить, что явление мпкровзрыва горящих капель присуще не
только специально приготовленным эмульсиям. Разрыв капель
жидких топлив, содержащих воду, был рапсе обнаружен рядом
исследователей [49 и др. J.
Как показали опыты [50], капли безводных топлив при их
прогреве и горении также разрываются па части.
Сопоставление времени выгорания капель эмульсии п мазута,
приведенное в работе [46], после пересчета диаметра капли эмуль-
сии с учетом ее обводпепия показывает, что скорость горения
эмульсии по диффузионной теории горения единичной капли
Г Л. Варшавского не превышает скорости горения мазута.
Прп сжигании сильно обводненных мазутов понижается к. п. д.
котельных установок, увеличивается температура точки росы [46 1
п коррозионная активность продуктов сгорания, возрастают
отложения золы на поверхностях нагрева.
Поэтому с теплотехнической точки зрения обводненные ма-
зуты необходимо обезвоживать. Если мазуты образуют очень
стойкие эмульсии и обезвоживание их с помощью деэмульгато-
ров невозможно пли экономически невыгодно, обводненные ма-
зуты целесообразно сжигать в стационарных паровых котлах
нефтебаз.
Применение эмульгированных мазутов в судовых котельных
установках [47 J, помимо понижения экономичности и надеж-
ности в работе, вызывает необходимость в более частой заправке
судов горючим, т. е. увеличивает их непроизводительный простой
и вряд ли целесообразно.
.ЛИТЕРАТУРА
1.	Г в о з д е ц к и и Л. А.. Г о р б а я е я ко А. Д., Парнов В. В.
К р а с 11 о с е л о в Г. К. и Ц и р у а ь и и к о в Л. М. Сл.'ига-
ние арланской нефти повышенной стабилизации в топках паровых
котлов. Электрические станции, № 10, 1962; Г о р б а и е н к о А. Д..
Цирульников Л. М. Подготовка мазутного хозяйства к сжиганию
стабилизированной высокосерпистой нефти. Сб. «Опыт эксплуатации мазут-
ного хозяйства электростанций», БТИ ОРГРЭС, 1963.
2.	Геллер 3. II. Высоковяэкие мазуты как котельное и печное
топливо. Гостоптехиздат, 1959.
3.	Ж а р и е п к о в Л. А., Л и б е р о в Б. И., Сафар а-
л и ев Д. К., Ш т е и ш я е й д е р Г. М. Сжигание гудрона п высоко-
низкой смеси его с мазутом в топке печи нефтеперерабатывающей установки
Энергетический бюллетень, № 10, 1955.
•1. Геллер 3. II. К вопросу о выборе вискозиметра для анализа
высоковязких крекинг-остатков. Химия и технология топлива и масел.
Л» 7. 1957.

5.	Ч е с н о к о в Н. А и Та paeon Б. Г. Приборы для определе-
ния фпзико-хнмическпх величии нефтепродуктов и состава газа. Машгиз,
1951.
(>. Г е л л е р 3, И., Морошкин М. Я. и Ковалеве к и й Е. В.
К вопросу о вязкостных свойствах крекпнг-остатков. Труды Грозненского
нефтяного института, № 20, Грозный, 1958.
7.	Фукс Г. И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. Гостоитех-
издат, 1951.
<8. Иванов К. И. Методы лабораторного исследования крекппг-
мазутов. Сб. «Применение вязких крекинг-остатков в качестве топочного
мазута», ГОНТИ, 1939.
9.	Л о с и к о в Б. В. и Ф а т ь я п о в А. Д. Вязкостно-темпера-
турные свойства котельных топлив. Сб. «Физико-химические и эксплуата-
ционные свойства котельных и дизельпых топлив», ГосИНТП, 1958.
10.	Геллер 3. И. Влияние предварительной термообработки па
вязкостные свойства крекпнг-остатков. Азерб. нефт. хоз., А» 6, 1957.
И. Зенкевич В. Б., Евдокимов О. П. Применение
Ф-шкалы для изучения вязкости жидких нефтепродуктов. Химия и техно-
логия топлив п масел, № 5, 1961.
12.	В о л а р о в и ч М. II. Исследование реологических свойств дис-
персных систем. Коллоидный журнал, т. 16, вып. 3, 1954.
13.	Б р и д ж мен П. В. Физика высоких давлений. ОНТП, 1936.
14.	Цикл не Д. С. Исследования прп высоких давлениях. Успехи
химии, т. XIV, вып. 6, 1945.
15.	LundbergS. A method for approximate determination of vis-
cosity — pressure — temperature releationships for oils. j. of the Inst, of
Petroleum, Vol. 40, N 364, 1954.
16.	Г с л лер 3. И. Влияние давления па вязкость крекипг-остатков.
Энергетический бюллетень, А” <8. 1957.
17.	Лоси к о в Б. В. , Ф а т ь я п о в А. Д. и Голов ист п-
к о в II. В. Эмульгируемость мазутов из сернистых нефтей с водой. См.
источник |9].
18.	Р ж а в с к и и Е. JI. и Суходольский II. О. Опыт •кс-
плуатации установки по обезвоживанию мазутов п мазутных зачисток. Гос-
гоптохпздат, 1958.
19.	Пек тем и ров Г. А. Обезвоживание мазута с продувкой во:
хом. Пефт. хоз., № 4, 1960.
20.	Геллер 3. И. Циркуляционный подогрев высоковязкпх топлив
в резервуарах. Теплоэнергетика, № 12, 1958.
21.	Д в о р е ц к и й А. II. Сернистые мазуты как энергетическое топ-
ливо. -Госэнергоиздат, 1943.
22.	Г е л л е р 3. II. К вопросу о влиянии карбоидов на свойства
крекинг-остатков. Энергетический бюллетень. А» 4, 1956.
23.	Д в о р е ц к и и А. И. Характеристика высоковязких крекипг-
мазутов. См. источник [8].
24.	Setchkin N. Р. Self — ignition temperatures j. of combustible
liguids, j. of Research of the National Bureau of Standards, Vol. 53, N 1. 1954.
25.	M art in G. W. G. and Bailey D. R. The stability and com-
patibility of fuel oil and diesel., j. of the Inst, of Petroleum, Vol. 40, X 365,
1951.
26.	Павлова С. H., Дрпацкая 3. В., Баранова 3. II.,
M а х ч и я н М. A., JK м ы х о в а Н. М.,	3 а в е р ш и н с к а я С. В.
Нефти восточных районов СССР. Гостоптехиэдат, 1958.
27.	Кожевников А. В. Тяжелое жидкое топливо для газовых
турбин. Гостоптехиэдат, 1958.
28.	Нагиев М. Ф. Переработка нефтяных остатков использова-
ние ее продуктов. Изд. АП Азерб. ССР, Баку, 1957.
29.	Е л'т ы ш е в Б. Н. Применение высоковязких крекинг-мазутов
для отопления промышленных печей. Периодическая информация, тема
At 39, А» К-54-121, ПТЭИП АН СССР, 1954.
54

30.	Саб .1 и и а 3. Л., Гуреев А. А. Присадки к моторным топ-
ливам. Гостоптехпздат, 1959.
31.	Ч е р т к о в Я. Б. О механизме образования осадка в топливе
типа Т. Химия и технология топлив и масел, № 9, 1960.
32.	Thompson R. В., Chenicek J. A., Drugs L. IV. and
fed S у m a n., Stability of fuel oils in storage: effect of some nitrogen
compounds, Industrial Eng. Chemistry, Vol. 43, № 4, 1951.
33.	С а б л и н a 3. А., Г у p e e в А. А. Неуглеводородпые соста-
вляющие тоилпва как основной источник образования осадков при высоких
температурах. Химия п технология топлив и масел, № 7, 1960.
34.	Зрелое В. Н. Присадки к топливам для воздушно-реактивных
двигателей (обзор зарубежной литературы). Химия и технология топлив
и масел, № 7, 1960.
35.	А л е к с а н д р о в Л. А. и Шитиков В. Н. Лабораторный
контроль крекинг-пролзводства. ОНТИ, 1936.
36.	3 и к е е в Т. А., Корелин А. И. Анализ энергетического то-
плива. Госэнергопадат, 1948.
37.	Теймуразов Г. Т. Сжигание крекинг-мазута с повышенным
содержанием механических примесей. Электрические станции, № 1, 1949.
38.	Зудин Б. А. О качестве топочных мазутов. Электрические стан-
ции, Л: 1, 1950.
39.	Г е л л е р 3. И. О применении высоковязкпх крекинг-остатков
в качестве котельного и печного топлива. Теплоэнергетика, № 10, 1956.
40.	Николаев С. Г. Иностранные спецификации па нефтепро-
дукты. ЦНИПТИЭнефть, 1956.
41.	3 а л о г и и Н. Г. О защите атмосферного воздуха от загрязнений
дымовыми газами электростанций большой мощности. Теплоэнергетика,
Л: 4. 1960.
42.	Т о н т о и С-, Александр М., Верверде М., Л и-
м и д о 7К. Процесс гидрогеиезационной очистки нефти и нефтепродуктов.
V Международный нефтяной конгресс, т. Ill, Гостоптехиздат, 1961.
43.	Joliswich F., Abgasentschwefelung bedeutund und praktische
moglichkeiteli. BWK, Bd. 14, X 3, 1962.
44.	К о p н и ц к и й С. Я. О сжигании обводненных мазутов. Пав.
ВТИ, № 10 (108), 1935.
45.	Канторович Б. В., И в а и о в В. М., X о т у н ц е в Л. Л.,
Р а и и о в е ц Л. С., Р о м а д и и В. В. Вопрос об эффективном исполь-
зовании высоковязких обводненных мазутов. Химия и технология топлива
и масел, Ле 1, 1957.
46.	Иванов В. М-, Френкина 3. И., Лебедева Г. Е.
Сжигание тяжелых топлив в виде эмульсий. Новости нефт. техн., сер. Нефте-
переработка, Ле 8, 1960.
47.	Т у в И. А. Сжигание обводненных мазутов в судовых паровых
котлах. Изд. «Речной транспорт», 1962.
48.	Желтов И. С., Акименко А. Д. Применение дисперги-
рованного мазута в металлургических печах. Сталь, № 2, 1961.
49.	Kiyosi Kobayasi. An experimental studyonon the combu-
stion of fuel droplet, Fifth Symposium (international) on Combustion, Com-
bustion in Engines and Combustion Kinetics, Chapman and НаИ, London,
50.	Геллер 3. И., Милова H. А., Ковальским Е. В. Не-
которые особенности испарения и горения капель высоковязких крекппг-
остатков. Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, № 6, 1959.

ГЛАВА ВТОРАЯ
ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МАЗУТОВ
2.	1. Теплоемкость мазутов
Для определения теплоемкости нефтепродуктов с плотностью
б,’* = 0,75 -=- 1,00, по данным [1, 2], следует пользоваться эмпи-
рической формулой Фортча и Уитмана
Ct (1444 4- 3,711) (2,1 - О	(2.1)
где с( — истинная теплоемкость в дж!кг град\ t — темпера-
Cfl	1®
тура в С; р1б — относительная плотность.
Имеется указание [1J, что формула (2. 1) при температуре
до 2(50° С дает погрешность не более 5,9?6.
В интервале 0—400° С для нефтепродуктов с = 0,72 ч- 0,96
в литературе [1, 21 рекомендуется эмпирическая формула
Ц. С. Крего
- —-U—(1687 + 3,39/).	(2.2)
I е16
Г Г. Рабинович [1 ] отмечает, что формула (2. 2) применима для
определения теплоемкости нефтяных остатков.
Для топочных мазутов, по данным ВТИ [3 ], теплоемкость
можно определить по формуле
et = 1738 + 2,5/.	(2.3)
Н. М. Михайлов для расчета теплоемкости мазута любой марки
прпменяет формулу
ct = 2018 + 3,2 (/ - 100).	(2.4)
Для сопоставления расчетных значений теплоемкости по фор-
мулам (2. 1)—(2. 4) с опытными данными и определения области
применения этих формул проведено экспериментальное иссле-
дование теплоемкости высоковязкпх крекинг-остатков и мазу-
тов прямой гонки [4 ].
5U

В опытах был использован калориметр с изотермической
оболочкой, изображенный на рис. 2. 1. Исследуемое топливо
в количестве 41 г помещали в медной ампуле 4 с массой в 25 г.
Температура топлива измерялась двумя последовательно соеди-
Рпс. 2. 1. Схема экспериментальной установки для
определения теплоемкости топлива.

пенными термопарами 3, изготовленными из медь-копстантано-
вых термоэлектродов диаметром 0,15 леи. Холодные спаи термопар
были термостатированы в сосуде 6 при температуре 0°С. Изме-
рение т. а. д. с. производилось с точностью ±0,02° потенциомет-
ром 7 типа ППТВ с гальванометром 8 марки ГЗП-47. Ампула
подогревалась в трубчатой электропечи 5, укрепленной на пово-
ротном кронштейне 1.
После установления стационарного режима подвеску 2 обре-
зали, ампула под действием веса падала в калориметр 11 на
проволочную подставку 15, установленную в калориметрическом
сосуде 13. Жидкость' в калориметрическом сосуде перемешива-
57

лась мешалкой 12, а температура измерялась метастатическим
термометром 9. Температура в сосуде 13 повышалась на 1—1,5° С.
Калориметр размещен в ультратермостате 14 п для уменьше-
ния потерь тепла в окружающую среду снабжен рубашкой 10,
по которой циркулирует термостатирующая жидкость за счет
работы насоса термостата.
Теплоемкость определяли из уравнения теплового баланса
калориметра согласно существующим методикам. Тарпровочные
опыты показали, что точность измерения средней теплоемкости
Рис. Зависимость теплоемкости мазутов л крекпнг-остатков от темпе-
ратуры.
1 — мазут с20 = 0,9 0 4; г — мазут о20 = 0,940 [5]; з — мазут о20 = 0,914; 4 — мазут
4	4	4
0^ = 0,931; а — врскпнг-остаток 0^° — 1,009; в —крекинг-остаток = lt044-
составляет ±0,5%. При этом истинная теплоемкость определя-
лась с точностью ±1,5%.
В табл. 2. 1 приведена характеристика крекпнг-остатков и,
мазута, для которых определяли теплоемкость, а на рис. 2. 2
представлены результаты опытов и, кроме того, данные Н. В. Це-
дерберга [5 ], В. Н. Попова и Н. А. Морозовой по теплоемкости
мазута прямой гонки.
Сравненпе экспериментальных даппых с расчетными по фор-
мулам (2. 1)—(2. 4) показало, что наименьшую погрешность
дает формула Крего. При использовании ее значения теплоем-
кости крекинг-остатков и мазутов отличаются от эксперименталь-
ных не более чем на 2,5—3,5%. Погрешность в определении
теплоемкости крекинг-остатков с 1,0 по формуле (?. 3)
менее 2,5—3,0%, а для мазутов с Q^°	0,9 опа составляет 6,5—
7,5%. Прп применении формулы Фортча и Уптмэна отклонения
расчетных значений от экспериментальных данных достигают 4%,
а при использовании формулы (2. 4) — 4,5—6,5%.
58

Таблица 2. Т
Характеристика крекинг-остатков и мазутов
	Мазуты			Кренинг-остатки	
Покааате.	п раЛг.1				
	1	2	3	4	5
Плотность	0,904	0,914	0,931	1,009	1,044
Молекулярная масса Температура вспышк (в откры-	451	520	500	492	488
том тигле), сС	205	180	—	190	206
Температура застывания,	-г32	+21	+28	-г-16	+20
Коксуемость, %	—	—	—	18,1	25,5
Содержание золы, % Вязкость:				0,06	0,14
ВУ,0	1(5	20,0	27,0	145	1450
СУ,п	4	5,0	5,8	19	84
2. 2. Теплопроводность мазутов
По теплопроводности нефтяных остатков имеются данные
экспериментальных исследований Н. Б. Варгафтика [6 ] для ба-
кинского полуасфальта (р15=959 кг!ма, ВУ100=16° ВУ), гроз-
ненского крекинг-мазута (q16=973 кг/ле3, ВУ60=31,4° ВУ) и
мазута марки A (р16=90б кг/м3, ВУ50=4,94° ВУ). Теплопровод-
ность этих продуктов изучена в интервале температур 30 — 70° С.
В последнее время теплопроводность мазута прямой гонки
(р"0 = 0,960, ВУ80—3,9° ВУ) исследована Н. В. Цедербергом [5],
В. Н. Поповым н Н. А. Морозовой.
Для определения коэффициента теплопроводности жидкости
обычно применяются методы, основанные на закономерностях
стационарного температурного поля применительно к цилиндри-
ческому, шаровому или плоскому слою жидкости.
Анализ существующих методов экспериментального опреде-
ления коэффициентов теплопроводности жидких тел показал, что
для определения теплопроводности мазутов и высоковязких кре-
кинг-остатков с успехом могут быть применены методы, основан-
ные на закономерностях нестационарного температурного поля.
Памп для исследования теплопроводности жидких котельных
и печных топлив был использован метод регулярного режима
охлаждения [7,8], разработанный Г. М. Кондратьевым [91.
В качестве прибора для определения коэффициента теплопровод-
ности был применен шаровой бикалориметр.
Этот метод отличается от других методов определения тепло-
проводности относительной простотой экспериментальной уста-
новки и меньшим временем, потребным для проведения опыта.
По данным Г. М. Кондратьева [9], впервые метод регуляр-
ного режима для определения теплопроводности технических
жидкостей и масел был использован А. В. Тарховой (1935 г.) и

М. К. Стаценко (1940—1941 гг.); к сожалению, их работы не
опубликованы. В 1948 г. Г. Н. Данилова [10 J при изучении
теплопроводности отечественных фреонов применяла шаровой
бикалориметр в диапазоне низких температур (до —30° С) и
при давлении до 0,8 Мн/мй.
Элементы теории регулярного режима.
Сущность рассматриваемого метода определения теплопровод-
ности заключается в том, что при простом охлаждении однород-
ного изотропного тела любой формы, а также составного тела *,
т. е. при охлаждении в среде с постоянной температурой прп
постоянном коэффициенте теплоотдачи а через некоторое время
перестают действовать начальные условия, определяющие распре-
деление температур в теле, и наступает регулярный режим охла-
ждения.
При регулярном режиме охлаждения температура в любой
точке тела изменяется по экспоненциальному закону
e = AUe~m\	(2.5)
где 0 — разность температур между любой точкой тела и окру-
жающей средой, U — функция координат, вид которой зависит
от формы и взаимного расположения элементов тела и граничных
условий; А — постоянная, зависящая только от начального
состояния системы и не зависящая ни от времени, нп от коорди-
нат; т — относительная скорость изменения температуры или
темп охлаждения; т — время, отсчитываемое с момента наступле-
ния регулярного режима.
Из уравнения (2. 5) следует, что темп охлаждения при регу-
лярном режиме вне зависимости от скорости изменения темпера-
тур отдельных точек остается величиной постоянной
т = Int^-lnQg
В полулогарифмических координатах уравнение (2. 6)
ставляет прямую, тангенс угла наклона которой чпсленно
величине т.
Как показал Г. М. Кондратьев, при отсутствии температурного
скачка на границе между наружной поверхностью бпкалорнметра
и окружающей средой (т. е. при достаточно высоких значениях а
в процессе охлаждения бикалориметра) и малых градиентах тем-
пературы в ядре бикалориметра по сравнению с градиентом темпе-
ратур в оболочке (в слое жидкости) темп охлаждения и коэф-
фициент теплопроводности связаны уравнением
(2.6)
пред-
равен
л = б—— т,
ь
(2.7)
* Под составным телом понимается система, состоящая из отдельных
плотно составленных тел, на границе которых отсутствует скачок температур,
т. е. температурная функция непрерывна.
GO

..... i — коэффициент теплопроводности исследуемой жидкости;
____ толщина слоя жидкости; Л =	----постоянная бикало-
риметра, определяемая размерами бпкалориметра и представ-
ляющая собой отношение диаметра ядра к диаметру оболочки;
Z1
ф ~ --S---постоянная бпкалориметра, определяемая размерами
Эя
п свойствами материала ядра и представляющая собой отноше-
ние полной теплоемкости ядра к его поверхности; Б — крите-
риальная величина, характеризующая регулярный режим охлаж-
дения бикалориметра.
Критериальная величина Б является функцией безразмерных
симплексов Ж и К
Б = Б(Ж,К),	(2.8)
,,,	1-гА'-|-№ Ся
где Ж — —-----------тг величина, пропорциональная отноше-
ал	Cq
нию теплоемкости ядра к полной теплоемкости оболочки.
Величина Ж может принимать любые значения — от 0 до оо,
а К и Б изменяются от 0 до 1. При возрастании Ж величина Б
стремится к единице; при значениях Ж 2 величина Б с доста-
точной точностью может быть определена из выражения
ЗЯ.
ЗЯ.’+А'
(2-9)
Так как при Ж 2 величина Б изменяется незначительно
при изменении Ж, то при подсчете полной теплоемкости оболочки,
состоящей из сферического слоя жидкости н металлической
стенки, величина теплоемкости исследуемой жидкости может быть
определена с точностью до 20—30% от истинного значения, что
^весьма существенно при проведении опытов с техническими жид-
костями, для которых точное значение теплоемкости обычно не
известно.
Из приведенного оппсаппя и сущности принятого метода для
определения коэффициента теплопроводности следует, что в опы-
тах необходимо обеспечить такие условия охлаждения в среде
с постоянной температурой, при которых а —> оа, тогда тепло-
проводность будет однозначно определяться темпом охлаждения
и значения ее легко могут быть найдены из уравнения (2. 7).
Вместе с тем, поскольку ошибка в выборе значения теплоем-
кости исследуемой жидкости (мазут и высоковязкпе крекинг-
остатки) может быть ± 10% от истинного значения теплоем-
кости, то конструкция бпкалориметра должна отвечать условию
Ж ^2.
Описание экспериментальной у с т а н о в-
к и. Опыты по определению теплопроводности высоковязких
61

крекинг-остатков проводили па экспериментальной установке,
изображенной на рис. 2. 3.
Для реализации основных условий, характеризующих регу-
лярный режим охлаждения бикалориметра 7 (постоянство тем-
пературы окружающей среды и достаточно высокий коэффициент
теплоотдачи а от калориметра к термостатирующей жидкости),
применяли промежуточный стабилизирующий сосуд 6 емкостью
U,013 м3 с геликоидальной мешалкой 5 большой производитель-
ности и термостат 4 типа Вобзер с винтовой мешалкой 1. который
Рис, 2. 3. Схема экспериментальной установки для определения
теплопроводности мазута и крекипг-остатков.
обеспечивал в интервале 30—200° С поддержание температур
с точностью ±0,02 ° С. Циркуляция термостатирующей жидкости
в промежуточном сосуде достигалась за счет работы всасываю-
щего насоса 3 производительностью 120 см3!сек и нагнетательного
насоса 2 производительностью 170 см?! сек. Температуру вапны
измеряли нормальным термометром 9. Для определения раэ^-
ности температур холодный спай 8 термопары 10 бпкалориметра
был помещен в термостатирующую жидкость, а т. э. д. с. изме-
ряли зеркальным гальванометром 12 типа М-21. Постоянная
гальванометра по току прп удалении отсчетной шкалы 13 па рас-
стояние в 1 м составляла 1 -10—9 а на одно деление, период коле-
баний 4—5 сек.
Прп необходимости уменьшения чувствительности гальвано-
метра в цепь включали магазин сопротивления 11 типа МС-47.
В опытах применялись шаровые бикалориметры, изображенные
на рис. 2. 4. Бикалориметр состоял из массивного медного ядра 11,
окруженного оболочкой 12. Шаровой зазор 13 между ядром и
62

оболочкой заполняли исследуемой жидкостью. Применение меди
обусловлено ее высокой теплопроводностью, что исключает не-
равномерное распределение температур в теле ядра. Кроме того,
при обработке экспериментальных даппых необходимо знать
а	6
Рис. Бикалорпметры.
теплоемкость ядра при различных температурах, а, как известно,
теплоемкость меди в зависимости от ее температуры достаточно
хорошо изучена. В бикалориметре (рис. 2. 4, а) применялись ядра
диаметром 42,08 мм и 46,03 лл, а в бикалориметре (рис. 2. 4, б) —
18,02 мм *. Ядра были изготовлены с высокой точностью; допуск
диаметр составлял ±0,01 эки.
* Ори определении основпых размеров бпкалориметра диаметр ядра
Целссообразио пыбпрать с учетом обеспечения Ж 2.
(У

В ядре имеется радиальное отверстие диаметром 4 .ил для
монтажа термопары 7. Термопары были изготовлены из медь-
коистаптаповых термоэлектродов диаметром 0.2 .и.и, которые
прокладывались в фарфоровой двухканальной трубке 4 диамет-
ром 3.6 .м.и, а горячий спай 14 термопары укреплялся в центре
ядра при помощи олова.
Концентрическое расположение ядра относительно оболочки
бпкалориметра обеспечивалось шестью радиальными фарфоро-
выми распорками 15.
Оболочки бикалориметра штамповали из отожженной листо-
вой меди толщиной 2 .и.м стальными шарами подходящих разме-
ров. Оболочки тщательно притирались по шаровой поверхности
для устранения эллиптичности. Допуск па диаметр составлял
±0,01 .и.и.
При выборе материала для оболочек и определении толщины
их стенок необходимо учитывать механические свойства мате-
риала (его гибкость) и тепловое сопротивление оболочки. При
малом тепловом сопротивлении перепад температур в оболочке
незначителен и с достаточной точностью можно считать, что при
а —> оо температура па внешней стороне сферического жидкого
слоя равна температуре ванны. Последнее существенно упрощает
обработку экспериментальных данных.
В бпкалорпметре (рис. 2. 4. а) полусферы оболочек соединя-
лись па резьбе, причем плоскость внутреннего разъема их при-
ходила через центр шара. Такой метод крепления полусфер, как
показа.) опыт, прп давлении жидкости в зазоре 1.5 Мн!м2 обеспе-
чивает плотность бпкалориметра без видимой деформации обо-
лочки. В бикалоримстре (рис. 2. 4, б) соединение полусфер флан-
цевое. Фланцы 18 имеют сферическую посадочную поверхность
и стяжные винты 19. В месте прохода термопары через наружную
оболочку установлено сальниковое уплотнение, состоящее и.
сальниковой буксы 2 с сальником 1 и зажимной втулки 3. Для
уменьшения отвода тепла и связанного с ним искажения темпера-
турного поля оболочки между зажимной втулкой и 'тальпым
чехлом 6 термопары установлен эбонитовый штуцер 5. На обо-
лочках в диаметрально противоположных точках путем разваль-
цовки закреплены ниппели 10 и 16 для заполнения бпкалориметра
топливом. Отверстие нижнего ниппеля закрывается винтом 17
При нагревании крекинг-остаток расширяется и вытесняется
через капилляр 9 в расширительный сосуд S. При медленном
охлаждении бикалорпметра крекинг-остаток всасывается из рас-
ширительного сосуда в шаровой зазор.
Прп выборе размеров оболочек, которые для данных ядер
определяют толщину шарового зазора, следует иметь в виду,
что чем меньше зазор, тем более тщательно должны быть изгото-
влены ядро и оболочка и более точно определены их размеры. Так.
при толщине шарового слоя 4 л.м ошибка в его измерении в 0.01 .ч.и
обусловливает дополнительную погрешность в определении коэф-

фициента теплопроводности на 0,25%, а д.чя слоя толщиной в 1 мм
погрешность составит 1°6.
Вместо с тем шаровой зазор должен быть таким, чтобы при
пь|браипых разностях температур на его границах исключалось
позппкновенпе конвективных токов и передача тепла осуществля-
лась только теплопроводностью. Из последнего условия следует,
что чем больше зазор, том меньше допустимая разность температур1.
Для высоковязких мазутов и крекинг-остатков целесообразно
иметь бикалорпметры с зазорами 2—4 лме.
В бикалориметре (рис. 2. 4, а) внутренний диаметр оболочек
составлял 50,20 и 50,12 мм, а в бикалориметре (рис. 2. 4, б) —
50.07 мм. Соответственно шаровой зазор составлял 2,05, 4,06 и
1.03 ,и.ч. Ьпкалориметр с толщиной шарового слоя 1,03 мм ис-
пользовали для маловязких продуктов.
Методика проведения работы. Необходимо
особое внимание уделять заполнению шарового зазора бикалори-
метра исследуемым продуктом. Многочисленные опыты показали,
что небольшое количество воздуха может привести к заниженным
значениям коэффициента теплопроводности. При этом погреш-
ность опыта может быть большой.
IJ а рис. 2. 5 показана установка для заполнения бикалори-
метра высоковязкими крекинг-остатками и мазутами. Металли-
ческий сосуд 5 с электронагревателем заполнялся топливом.
В нижней части сосуда закреплена втулка 3 с сальником 2, через
.штору ю пропущена вилка 1. Бпкалориметр 6 с закрытым отвер-
стием нижнего ниппеля погружали в ванну, и вся система подо-
гревалась до температуры 60—70° С. При помощи промежуточ-
ного сосуда 8 систему подключали к вакуумному насосу, который
создавал глубокое разрежение (абсолютное давление не превы-
шало 10 и -м"). Наблюдение за плотностью системы и измерение
давлении производились по ртутному чашечному манометру 10.
После достижения необходимого вакуума при помощи вилки от-
винчивали винт нижнего ниппеля 4 и бпкалориметр заполнялся
топливом, а затем випт устанавливали на место. Описанный метод
обеспечивал удаление воздуха из системы и заполнение шарового
зора высоковязким топливом.
Затем бпкалориметр медленно охлаждался в водяной ванне
до компатной температуры. При быстром охлаждении бикалори-
метра наблюдалось застывание крекинг-остатка в капилляре .9,
соединяющем расширительный сосуд с верхним ниппелем 7 шаро-
вого зазора, что иногда приводило к подсосу воздуха.
Следует иметь в виду, что описанный метод заполнения
применим для безводных высоковязких жидкостей, какими
являются крекинг-остатки. В противном случае использование
1 Кроме того, точно так же, как и ври выборе размеров ядра, величину
шарового зазора для облегчения расчетов целесообразно принимать такой,
прп которой обеспечивается условие Ж > 2.
ллср.

указанного метода допустимо лишь прп низких температурах,
при которых упругость паров невелика и применение глубокого
вакуума ие может привести к существенному изменению состава
исследуемого продукта.
Перед опытом бикалориметр подогревали выше температуры
ванны термостата с таким расчетом, чтобы при последующем
охлаждении бикалориметра в термостате исключить конвекцию
в шаровом слое.
С целью предупреждения возникновения конвективных токов
в шаровом слое топлива разности температур на его границах
(т. е. разности температур ядра и ванны термостата прп регуляр-
ном режиме охлаждения) выбирались из условия
Gr • Рг < 1000,
(2.10)
где Gr =- —--------критерий Грасгофа; Рг ------------критерии
€(>

Прандтля; 0 — коэффициент объемного расширения в 1/град-, 8 —
толщина шарового слоя в лс; Д£— разность температур на грани-
цах шарового слоя в град-, v — кинематическая вязкость в мг1сек-,
а — коэффициент температуропроводности топлива в м2!сек-, g —
ускорение силы тяжести в м!сек2.
При выполнении условия (2. 10), по данным [9, 11 ], свободная
сопвекцня в замкнутом пространстве не возникает.
В процессе проведения опытов было обнаружено, что если
бнкалориметр предварительно нагреть до температуры, при
которой Gr Рг > 1000, то при регулярном охлаждении есте-
ственная циркуляция исчезает при значениях Gr Рг намного
меньше 1000. Кроме того, в некоторых опытах при предваритель-
ном подогреве бикалориметра с учетом сохранения значения
Gr Рг < 1000 наблюдалась свободная конвекция. В связи с из-
ложенным опыты проводили при условии Gr Рг 1000. В боль-
шинстве опытов это значение не превышало 100.
Отклонения стрелки гальванометра в зависимости от времени
охлаждения бикалориметра отсчитывались по шкале. Так как
угол поворота рамки гальванометра пропорционален т. э. д. с.*,
то для определения темпа охлаждения можно пользоваться выра-
жением
т =	Ф-2	(2.11)
где (р 1 и <р2 — величины углов поворота рамки гальванометра
(отбросы стрелки) соответственно для моментов времени тг и т2.
При использовании выражения (2. 11) отпадает необходимость
градуировки термопары, а темп охлаждения т по абсолютной
величине может быть найден из полулогарифмического графика
1 в <р =F (т) как тангенс угла наклона прямой, характеризующей
регулярный режим. На рис. 2. 6 представлены графики режимов
охлаждения одного из крекинг-остатков при одной и той же тем-
пературе опыта (58,7° С) для бикалориметра с зазором соответ-
ственно 4,06 и 2,05 мм. Приведенные данные параллельных опытов
свидетельствуют о достаточно высокой стабильности результатов
и хорошей воспроизводимости их.
Величину X определяли из уравнения (2. 7), прп этом для
Ж 2 критерий Б рассчитывали по формуле (2. 9). При Ж < 2
критерий Б находили по графикам E=F (Ж, К), представленным
на рис. 2. 7, которые были построены по общим закономерностям
теории регулярного режима [9].
Перед проведением опытов были проверены размеры шаровых
слоев бикалориметров и проведена тарировка аппаратуры на
эталонных жидкостях с хорошо изученной зависимостью тепло-
* При прямолинейной зависимости термоэлектродвпжущей силы тер-
мопары от температуры.
5*	67

проводпости от температуры (дистиллированная вода п толуол).
Опыты по определению коэффициента теплопроводности воды
Рис. 2. 6. Графики охла;кдения бикалориметра с крекипг-оетатком.
1 — б — 2,05 .«.и; m — 9,50; 2 — б — 2,05 «мм, m ~ 9,38;	.7 — б = 2,05 мм,
тп = 9,39; У — 0 = 4,06 мм, т — 5,30; 5 — б =4,06 мм, in = 5,И; 6 — б =
4,06 мм, ?п = 5,46.
при температуре ванны термостата 30,6° С. Максимальная раз-
ность температур па границах шарового слоя составляла 1,0
и 1,6 град. При этом произведения Gr Рг имели значения со-
ответственно 340 и 360. В результате проведенных опытов на бп-
калорпметре с зазором 2,05 мм значение коэффициента тепло-
68

проиодпости воды при 1^31,3° С получилось рапным д,—
-=0,6152 вт/м-град, а с зазором 4,06 мм (при той же температуре) —
л-0,6176 вт!м град. По данным Д. Л. Тпмрота и 11. В. Вар-
гафтика [12], теплопроводность воды для данной температуры
оставляет 0,6199 ет!м град. Таким образом, погрешность
определении А, воды в первой серпи опытов составляла 0,8%,
во второй — 0,4%.
Таблица 2.2
Характеристика сырья и его высоковязких крекинг-остатков
Показатели	Неходкое сырье						
	туймазип- сьий мазут		бакинский мазут *		туймазип- V. uitt мазут		бу- гуль- мип- ская нефть
Сырье							
Л	20 Плотность Q	0,958	0,935	0,951	0,951	0,94 3		0,858
Смол (акцизных), %	48	50	66	66	32		32
Крекинг-остатки							
Плотность	1,058	1,044	1,006	1,006	1,004	1,004	1,000
Температура вспышки, °C	198	185	198		232	—	177
Температура застывапия, °C Карбопды (по методике	+34	+32	—		+27	л-20	1-13
ГрозНИИ), %	2,33	1,83	1,19		1,02		0,59
Асфальтены (по методике ГрозНИИ), %	16,7	15,6	14,5		9,3		
Смолы	(по	методике ГрозНИИ), % . .	4,9	5.8	16,6		13,3		7.3
Коксуемость, % Условная вязкость ври 80 С,	25,8	22,1	17,6		15,1		16,4
ВУМ	189,0	77,4	56,5	65,8	27,1	22,0	19,9
Кинематическая вязкость							
при 80° С, емг/сек	14,0	5» 7	4,2	4,9	2,0	1,6	1,5
Начало кипения, °C	300	335	327	—	290	—	315
До 300° С выкипает, %	—	—	—		1,0		
» 325°С	»	%	2,0	—	—		4,0		1,0
» 350° С	»	% Элементарный состав, %:	12,0	5,0	8,0		12,0		8,0
Ас	0,25	0,17	0,17	—	0,11	ОЛЦ	0,17
Sr	2,17	2,19	0,59		0,48	1,78	2,38
Сг	86,96	86,45	98,14	—	"87^651	—	86,35
нг	9,83	9,60	9,66		10,38	10,11	10,25
ог	1,04	1,76	0,61	—	0,47	—	1,02
Теплота сгорании Мдж/кг	39,50	.39,90	40,23		40,54	40,35	40.27
* Пробы одного и того же иренипг-остатка отличаются вязкостью, увеличившейся
«•.1СДСТИ11В длительного хранения.
G9

Опыты по определению теплопроводности толуола в интер-
вале температур 30—80 ° С проводились на бикалориметре с за-
зором 1,03 мм. Результаты опытов хорошо согласуются с данными
Н. Б. Варгафтика [13 ].
Таким образом, проведенные опыты по определению тепло-
проводности воды и анализ результатов экспериментов, получен-
ных при работе с толуолом, подтвердили, что регулярный режим
охлаждения описанных бикалориметров при принятой методике
проведения опытов может обеспечить достаточно высокую точ-
ность ±(2,0—3,0%) определения коэффициентов теплопровод-
ности жидких тел.
Результаты исследования. В опытах по опре-
делению теплопроводности крекинг-остатков и мазута применя-
лись бикалориметры с толщиной шарового слоя 4,06 и 2,05 мм.
Таблица 2. 3
Сводные данные результатов исследования теплопроводности высоковязких
крекинг-остатков
Условная вязкость проб крекинг-оста- тков прп 80° С. °ВУ	Температу- ра, ‘-С	Значение коэффици- ента теплопровод- ности, втп^м-грид	Максимальное значепие произ- ведения Gr-Pr	
			д = 4,06 лмц At =» 3 град	в = 2,05 .ч.н, At = 8 град
	32	0,156	0,1	0,2
	40	0,154	0,1	02
189	64	0,151	1,9	5,2
	90	0,144	19,1	51.0
	120	0,134	120,4	320,0
	30	0,156	0,1	0,3
77,4	62	0,149	4,7	12,6
	90	0,146	44,3	111,8
	18	0,160	0,1	0,1
	30	0,158	0,2	0,5
56,”	52	0,152	2,9	7,9
	74	0,148	21,5	57.5
	95	0.144	82,5	220,0
	134	0,133	400,0	1070,0
	30	0,155	0,2	0,5
	40	0,154	0,6	1,7
65,8	60	0,151	5,1	13,6
	60	0,149	5,1	13,8
	90	0,147	49,5	131,0
	30	0,154	0,8	2,1
27,1	40	0,151	2,4	6,5
	60	0,148	15,3	41,0
	42	0,155	4,1	11,0
	67	0,148	27,4	73,5
	43	0,154	5,9	'15,9
	67	0,149	38,9	104,0
19,9	93	0,143	171,0	457,0
Пр и меч ап в е. Характеристика крекинг-остатков приведена в табл. 2. 2.
70

и in каждой марки топлива было проведено не менее двух
серий опытов. В большинстве случаев число серий составляло
В опытах были использованы красноводскли и карачахурскии
мазуты прямой гонки, имеющие почти одинаковые характеристики
= 0,905, ВУ80=3,9о ВУ п q” = 0,904, ВУ80 = 4,0° ВУ,
(Л/=449).
Рис. 8. Зависимость коэффициента теплопроводности от температуры.
1 — бакинский полуасфальт, Qis = 959 к.?/.«3, ВУюо = 16° ВУ [61, 2—пысоковяанне
крекинг-остатаи! а — Q20 = 1058, Byg|) = >89° ВУ; б — Q20 = 1,044, ВУ^ = 77,4° ВУ;
в — о20 = 1,006, ВУ = 56,5° ВУ; г — р20 = 1,006; ВУ = 65,8° ВУ; д — р20 = 1,004,
4	*0	4	80	4	'
ВУ =	27,1° ВУ; е — Q20	= 1,004, ВУ = 22°	ВУ; ж — р2°=1,0,	ВУ80 =	19,9° ВУ
80	'	4	’	’	80	4
[7]; 3 — карачахурскнй мазут прямой гонки, р20 = 0,904, ВУв() = 4° ВУ [14]; 4 — крас-
новодский мазут прямой гонки, р20 = 0,905, ВУ8(( = 3,9° ВУ [7]; 5 — крекинг-мазут
грозненского завода, pis = 973 кг/м'З, ВУ50 = 31,49 ВУ [6]; С —мазут прямой гонки,
0"°= 0,940, ВУ8о= 3,9-' В У [5]; 7 — мазут марки Л, Pir,= 906 ь-з/мЗ, ВУ,зо = 4,94° ВУ [6].
Подробная характеристика исследованных крекинг-остатков
приведена в табл. 2. 2, а сводные результаты опытов — в табл. 2. 3.
Зависимость теплопроводности исследованных крекинг-остат-
ков и мазутов от температуры изображена на рис. 2. 8. Там же
приведены экспериментальные данные Н. Б. Варгафтика [6 ],
И. В. Цедерберга [5 ], В. Н. Попова и Н. А. Морозовой.
Из анализа экспериментального материала следует, что тепло-
проводность высоковязких крекинг-остатков выше, чем мазутов
прямой гонки и маловязких крекинг-мазутов. Коэффициент
теплопроводности высоковязкпх крекинг-остатков, так же как
11 Других нефтепродуктов, с повышением температуры умень-
шается.
71

Вместе с тем проведенное псс юдованяе noi р.зало. что индиви-
дуальные свойства отдельных крекинг-остатков мало сказываются
на их теплопрово (пости, поэтом у зависимость коэффициентов
теплопроводности безводных крекинг-остатков от температуры
в интервале 20—135 С может быть представлена в виде
X'/ =	— а (1 — 20),	(2.12)
где /.'— ко (ффициент теплопроводности крекинг-остатков при
температуре t° С в вт/м  град; 0,158 — коэффициент тек io-
проводпистн крекинг-остатков при 20 С в вт'м  град;
а 0,21 • 10 * вт м  град" — темнерат^ ппый коэффициент теп-
лой роводпостее крекиир-остатков; t —температура в "С.
Для маловязкого карачахурского мазута прямой гонки
Х20 = 0,1448 е/п, ле  град, а 0.13 • 10 вт м  град1 [14 j.
Анализ экспериментальных .аиных показал, что для еазутов
припои гонки и ма говязких креки иг-мазутов (13У5о 100 13Х)
температурный коэффициент теплопроводности сохраняет по-
стоянное значение се =0,1.}  10 3 вт м • грае-. Однако для вы-
соковязкпх топлив ц—величина переменная.
2. 3. О расчетном уравнении для теплопроводности топочных
мазутов
'Гак как температурный коэффициент теплопроводности и
значение Х20 зависят от свойств топочных мазутов, представляв г
интерес сравнение экспериментальных данных по теплопровод-
ности мазутов и крекинг-остатков с расчетными величинами, по-
лученными по теоретическим уравнениям и эмпирическим форму-
лам (ля теплопроводности нефтепродуктов.
Впервые зависимость лежду теп юпрово шостыо и другими
физичес! :ими свойствами оргапнческпх жидкостей быта ‘предло-
жена X. Ф. Вебером [15] в виде.
Х = 35.9-10 9-сР о4 3Л1	(«/г м-град) (2. 13)
где ср — теплоемкость в дж кг  град-, о — плотность в кг л
!\1 — .молоку 1ярпая масса.
Д. Ф. Смит [ 16 I сопоставил экспериментальный значения ..оэф-
фицлептов теплопроводности для 46 различных жидкостей, в том
числе 14 нефтепродуктов с расчетцы ли данными ио уравнению
(2. 13). и показал, что это уравнение для 44 из 16 кидкостой при-
водит к пшпя.епнып значениям Л- Средняя ошибка составляла
2U, 1"(|, а максима.ibiian 51 %. Причем для иефтенро(уктов наи-
мсньшая jrorpeinHocTb бы ia 19п6, средняя 33"о, а максимальная
51 %. Полученные данные побу тп. п автора [16] увеличить коэф-
фициент в уравнении (2. 13), и оп< приняло вид
X 4Ь • 10-9 ср р4'8 U“l/S .	(2.14)

При ЭТОМ средний norpeiinrt)CTb COCTaBIIlil и а
малышя — 41 По данным ЛТ ф Дика (( д в Кпеди 117],
рассчитанные значения дли . <»1>ганнчесК|1Х жидкостей по уравне-
нию 2. li) оказались зиа'Пгтепьд10 П1ЬКе полученных ими экспери-
ментальных данных. Прп этом средняя ()Шидка составила 21%,
а максимальна,! Зо о.
Д ля определения теп. гопро во цюстц нефтепродуктов 1 . С. Кре-
11	lH‘^JILTaT' о0о°’11е>1ня экспериментальных данных
для 18 нефтепродуктов, полУ\,е11ПЬГХ семью исследователями,
предложил следующую форму.1!
х	’ - 0,00054 Z).	(2. 15)
Но данным ASTM Ура»"»-1|11е (2. 15) для 11Рфтепродуктов
в плотностью /80 9.Й ъг . it интерна ле температур 0—200“С
дает погрешность не полос 1<> < ОД11аК() проверка, проведенная
Смитом 110 к для 20 нефтепроду,,.^ 11оказала. W1 ,( тсмп )а_
т>ре ,0 С средняя ошибка с.£»авляст 12.4%, ., максимальная -
39%. В связи с изложенным <л.1|Т предложи.! формулу
? _ 136,0 ,
/у~ е,.5 ' I — 0.00054 Г)-	(2. 16)
При этом средняя ошибка умен>Mnan.lfь 1о р,%
до 13%. Сравнивая опытные Д;у
степ с расчетными по формулу,
среднее отклонение составлж.^
Сопоставление эксперимента.! ьщ
В. II. Попова it Н. В Цедероор>
ил iiiio (2. 15) показа ю, что д. |я
в значении л при темпорату щ А','.'’Д''"'
.	’ 1	20 С составляет 0,2%,
ма н.пая — 19,0 <>; при темпе рц. — -
а максимальная 21.6%. Для
уравнению (2. 15) значения ((
погрешность возрастает с 22."
при 20(‘ С. Для керосина Т-|
растает с 27 % при О С до 56'%
татьпых данных Л. Риделя |2
а максимальная —
иные для 8 органических жидко-
(2. 15), авторы |17| нашли, что
г 7%, а максимальное — 21%.
Ux данных И В. Цедерберга |19],
>га 120, 21 I с расчетными по урав-
масел и их смесей средняя ошибка
.а макси-
type 120 С средняя ошибка 7.3%,
lli3e.ibHi.ix топлив вычисленные но
(<азал..сь завышенными. При этом
* при темнераттре 40 С до 42 "о
11 его тяжелых потопов ошибка во.ч-
Ври 200 С. Сравнение эксиеримен-
четными по уравнению Крет' 1 х,я 10 нефтепродуктов с рас-
составляет 9.2%. а максима доказало что средняя погрешность
В 1930 г. Ц. Ф. Смит [23 | |Д’,ал ~ 23 ”’
л 1я mine юления топл<и1пово -...ЬВД ,0''ки;1 анпнр.гчеекое уравнение
для определения теплонрово .Ц
' Сети жидкостей при 30
Z:w = 0,128. ю 9
]l0,.z
где и — динамическая вяз1<пг..	, „
Уравнение (2. 17) получ^нт?^ В ” сек<м 
экспериментальных данных Ijn Смитом на основании
1э жидкостям. Причем ошнока при
С
обобщенна

вычислении по формуле (2. 17), по данным Смита, не превышает
4,5 % и лишь для двух исследованных масел достигает 20%.
Сравнение экспериментальных данных О. К. Батеса, Д. Хаз-
зарда и Д. Палмера [24 ], которые исследовали теплопроводность
9 жидких силиконов гомологического ряда с диапазоном изме-
нения вязкости от 0,65 10-в до 1,25 10-2 мЧсек при 25° С,
с расчетными по формуле (2. 17) показало, что значения А, вы-
численные по формуле (2. 17), в среднем выше эксперименталь-
ных величин на 24 % при максимальном отклонении до 41 %.
Дик и Креди [17 ] нашли, что для 8 органических жидкостей урав-
нение (2. 17) приводит к средней погрешности 44% и максималь-
ной 75%. Позднее (в 1936 г.) Смит предложил, по его мнению,
более точпые эмпирические формулы
X Го 1511 + (^Р —1884)3	(Q/M)1'3-2	V1/»—0,2154 1 (2
Лзо - [0,Ю11 +--------------------------------------J (2.18)
п
X О 046 I 1884)3 . (qI М) 19 . v '• Г? 1Q1
Х30 - [0,046 +----2717--+ 19,11 + “5ЛТJ ’	19)
где v — кинематическая вязкость в мР1сек.
Автор нашел, что для 46 жидкостей средняя ошибка при ис-
пользовании формул (2. 18) и (2.19) составляет 6,7%, а макси-
мальная — 25%, причем для 12 нефтепродуктов средняя погреш-
ность была 5%, а максимальная — 14%. Однако в работе [24 J
показано, что формула (2. 19) обусловливает среднюю погреш-
ность 26,4%, а максимальную 38%. По данным Дика и Креди,
для 8 органических жидкостей средняя ошибка при использова-
нии формулы (2.19) составляет 8,2%, а максимальная — 14%.
В. Б. Зенкевич [25) предложил формулу, аналогичную по
структуре формуле Смита, но с другими значениями числовых
параметров
- °’0188] <2- 20>
Такое уточнение формулы Смита, как отмечено в работе [25 ],
позволяет определить А нефтепродуктов с вязкостью при 30° С
от 1 10-6 до 7 10-4 мЧсек с ошибкой ие более 5%.
По данным А. С. Предводителева [26], коэффициент тепло-
проводности жидкости может быть определен из уравнения
Х = Acpq4/3M-1/3,	(2.21)
где А=35,8 10-° (при 30° С).
Н. Б. Варгафтик [27 ], используя экспериментальные данные
для однородных жидкостей, показал, что в уравнении (2. 21)
74

следует исправить значение А и ввести коэффициент а, учитываю-
щий степень ассоциации. При этом
Х = ~Асро1зМ~'!з,	(2.22)
гдс а =42,8 10-9 (при 30° С).
Для неассоциированных жидкостей а = 1, для ассоциированных
а 1. При изменении температуры жидкости от 00 С до темпера-
туры кипения а находится в интервале 1—1,4.
По данным [27 ], произведение А ср для данной жидкости
не зависит от температуры, и поэтому зависимость X нормальных
жидкостей от температуры может быть представлена в виде
Х = Ве4/з,	(2.23)
где В=АсрМ
Величина В может быть определена также по эсксперимепталь-
ному значению X для какой-либо одной температуры.
Проверка уравнения (2. 22), проведенная Варгафтиком, по-
казала, что для 12 исследованных жидкостей расчетные значе-
ния X отличаются от экспериментальных величин не более чем
на 5%. А. К. Абас-заде [28], Л. П. Филиппов [29] и В. В. Кер-
женцев на основании экспериментальных исследований коэф-
фициентов теплопроводности однородных жидкостей пришли
к выводу, что уравнение Предводителева—Варгафтика удовле-
творительно отвечает опытным значениям X и хорошо описывает
зависимость теплопроводности от температуры. Г. Н. Скрып-
никова [30] опубликовала результаты экспериментального ис-
следования X для восьми продуктов перегонки сланцев, имеющих
сложный химический состав и разнообразные физико-химические
свойства. При этом среднее значение А для 30° С оказалось рав-
ным 42,7  10-9. По данным [20], уравнение (2. 22) определяет X
легких топлив (бензин, дизельное топливо п керосин) с точностью
до 10%, а зависимость X от температуры с точностью до 5%.
Н. В. Цедерберг [19] использовал уравнение (2. 22) для опреде-
ления температурной зависимости масел и их смесей ц показал,
что расхождение между опытными и вычисленными величинами
составляет 2,5%.
Таким образом, приведенный обзор уравнений и сопоставление
экспериментальных данных с расчетными значениями показали,
что все рассмотренные уравнения, за исключением уравнения
Предводителева—Варгафтпка, дают большую ошибку в вели-
чине X.
Следует отметить, что уравнение Предводителева—Варгафтика
сопоставлялось с результатами экспериментов, проведенных как
с однородными жидкостями, так и с жидкостями сложного хими-
ческого состава и нефтепродуктами, имеющими сравнительно
невысокую молекулярную массу (до 200).

Таблица 2. 4
Сравнение экспериментальных значений Z для тяжелых нефтепродуктов
с расчетными величинами по уравнениям (2.13). (2. 14), (2. 15), (2. 16),
(2. 17), (2. 19), (2. 20) и (2. 22)
	Л	Концентрат	Н	, Дрпарафипп- ппрован- 1 нос масло	| Масло МС-20	Масло МС-1А	Кабельное масло	Кренипг- пстатлк
Молекулярная мас- са	419	590	532	589	608	500	507	490
Плотность Q20	0,904	0,918	0,884	0,894	0,895	0,891	0,880	1,058
Теплоемкость (ср при 30-С), кдж кг  град	1,947	2,073	2.215	2.031	1,960	1,951	1,968	1,751
Условная вязкость, -ВУ: при 50- С	!•' ,2	70,0	20.2	24,0	22,0	12,8	9,7	.	.
прп 80"С	4,0	12,6	5,3	5,95	5,6	3,8	3,1	189,0
Температура засты- вания, °C	1-32	J-38		—	-18,5	-30	-30	+34
Температура вспышки в закрытом тигле, °C		1 196	--266	+ 218	+212	+250	л-210	г 198	-198-
Коксовое число, %	2,319	4,347	0,259	0,279	0,290	0,297	—	—
Экспериментальное значение коэффици- ента теплопроводно- сти прп	30 С, т. -град	0,143	0,150	0,158	0,137	0.134	0,130	0,130	0.156
По уравнению Вебера (2. 13)	0,079	0,078	0,078	0,074	0,071	0,076	0,074	0,086
Отклонение от эксперименталь- ных данных, Чи	—44.7	—48,1	-47,8	-45,8	-47,0	-42,0	—42,9	—44,9
По уравнению _ Вебера — Смита к (2.14)	0,095	0,094	0,099	0,090	0,086	0,091	0,088	0,104
g Отклонение от g эксперимепталь- tj ных данных, %	-33,3	-37,2	—37,5	-34,8	—35,6	—30,4	-32,2	3,6
о По	формуле 3 Крего (2. 15)	0,128	0,126	0,131	0,129	0,129	0,130	0,131	0,109
р Отклонение от р эксперпменталь- g пых данных, %	-10,6	-16,3	-17,0	-6,0	-3,5	0,0	-1 0,9	-30,0
₽* По	формуле Крего —Смита (2. 16)	0.150	0,148	0,154	0,151	0,151	0,152	0,154	0,127
Отклонение от эксперименталь- ных данных, %	+4,9	-1,6	—3,0	-'-100	г 13,0	17,0	17,8	—18,6

Пpodo.tЖение табл. 2. 4
Наименование		Мазут	Концентрат	Рафинат	Депарафини- зированное масло	Масло МС-20	Масло МС-14	Кабельное масло	Крекинг- остаток
	По	формуле Смита (2. 17) Отклонение от эксперименталь- ных данных, % По	формуле Смита (2. 19) Отклонение от эксперимеп та л ь- пых данных, %	0,138 -3,3 0,150 -г 4,5	0,116 —22,5 0,165 + 10,0	0,152 -3,7 0,150 -5,1	0,135 -1,7 0,148 + 7,6	0,132 -1,3 0,149 + 11,3	0,135 +3,1 0,147 -1-12,0	0,141 +8,0 0,143 +9,8	
е	По	формуле Зенкевича (2.20)	0,138	0,158	0,155	0,145	0,140	0,134	0,137	0,175
ношпе	Отклонение от эксперименталь- ных данных, %	-3,6	+5,4	-2,1	+5,9	+2,1	+3,0	+4,8	+ 12.7
чотигло	По уравнению П редводителева — Варгафтика (2. 22) *	0,094	0,094	0,098	0,088	0,085	0,090	0,088	0,102
к С-	Отклонение от эксперименталь- ных данных, %	-36,2	-37,2	-38,2	-35,6	-37,4	-31,2	-32,1	-34,4
	По уравнению Предводителева — Варгафтика (2. 22) **	0,112	0,110	0,113	0,105	0,101	0,106	0,105	0,119
	Отклонение ог эксперименталь- ных данных, %	-22,0	-26,3	—28,6	-23,8	-2-1,4	—18,8	—19,7	-23,8
* Значения Л рассчитаны для Л = 4,28-10 9 л ср при 30° С.
Т
Значения л рассчитаны для Л = 4,28- ИГ 9 н ср прп —212.
В табл. 2. 4 приведены экспериментальные значения X для
тяжелых нефтепродуктов (М=450—610), полученные авто-
рами |7, 14], и расчетные по уравнениям (2. 13)—(2. 17), (2.19),
(2.2U) и (2. 22), а также физико-технические характеристики
исследованных нефтепродуктов.
Из данных, приведенных в табл. 2. 4, следует, что наименьшее
отклонение от экспериментальных значений X дает формула (2. 20).
При этом средняя ошибка составляет 4,9%, а максимальная
-г 12,7%. Если не учитывать погрешность X для крекинг-остатка,
вязкость которого выходит за пределы, предусмотренные форму-
лой (2. 20), то средняя ошибка составит 3,4%, а максимальная

+5,9 %. Все остальные уравнения приводят к большей погреш-
ности.
Вместе с тем использование формулы (2. 20) для практических
расчетов весьма затруднительно, так как для вычисления А не-
обходимо знать плотность, теплоемкость, вязкость и молекуляр-
ный вес. Кроме того, существенным недостатком формулы (2. 20)
является невозможность использования ее для определения за_
Рис. 2. 9. Обобщение экспериментальных данных по теплопроводности неф-
тепродуктов.
а — Л = F (с ор; б — X = Ф (Ср О,'3).
1 —давние [7, 8 и 14]; 2 —опыты Л. Риделя [22]; 3 —опыты н. В. Цедерберга IIV'
з — опыты И. В. Цедерберга, В. Н. Попова и Н. А. Морозовой [5]; л — опыты В Б Зен-
кевича [25].
висимостп теплопроводности от температуры и ограничение по
верхнему пределу вязкости. Вязкость современных топочных ма-
зутов значительно больше, чем верхний предел (v3o=O,[ см?/сек),
предусмотренный формулой (2. 20).
Как было указано, для легких нефтепродуктов (бензин, керо-
син, дизельное топливо) уравнение (2. 22) дает достаточно хоро-
шие результаты, однако для тяжелых нефтепродуктов оно обу-
словливает погрешность до 38% (см. табл. 2. 4). Это подтвер-
ждается также анализом экспериментальных данных Н. В. Цедер-
берга [19] и Л. Риделя [22]. Если воспользоваться значениями А,
приведенными в работах [19, 22], п по уравнению (2. 22) рассчи-
тать для тяжелых нефтепродуктов молекулярную массу, получим
следующие значения М: для масла МС-20 около 184, для транс-
форматорного — 180, для смеси масел (75% трансформаторного и
25% масла МК-22) — 144, для смеси масел (75% масла МС-20
и 25% трансформаторного) — 194, для калориферного масла —
78

166. для веретенного — 172, для моторного — 140, для цилин-
дрового — 157 ит. д. В действительности молекулярная масса
приведенных нефтепродуктов примерно в 2 раза выше» что и
характеризует существенную погрешность при определении X
по уравнению (2. 22).
В связи с изложенным выявилась необходимость обобщения
экспериментальных данных по теплопроводности тяжелых нефте-
Таблица 2. 5
Сравнение экспериментальных значений 1 с расчетными величинами
по уравнениям (2. 24) и (2. 25)
1ТСТПЧП111!	|	Наименование нефтепродукта	Плотность прп 30° С, кг/мз	Теплоемкость при 30° С, кдж/кз• град	Экспериментальное , значение теплопро- водности при 30* G, tmlM» град	Расчетные значения тепло- проводности			
					по уравне- . нию (2. 24)	погрешность, %	по уравпе- ппю (2. 25)	погрешность, %
	Крекипг-остаток	1054	1,759	0,156	0,144	—7,7	0,150	-3,8
	Мазут прямой гопкп	898	1,947	0,143	0,135	-5,6	0,133	-7,0
—	Концентрат	912	2,073	0,150	0,148	-1,3	0,146	-2,7
	Рафинат Депарафипизпрован-	877	2,215	0,158	0,152	—3,8	0,148	-6,3
!——	иое масло . .	887	2,031	0,137	0,139	+ 1.5	0,137	0,0
	Масло МС-20	889	1,960	0,134	0,134	0,0	0,132	-1,5
	»	МС-14	884	1,951	0,130	0,133	+2,3	0,131	+0,8
	Кабельное масло	873	1,968	0,130	0,132	+1,5	0,129	-0,8
	Масло МС-20 Т рансформаториое	887	2,073	0,133	0,142	+6,8	0,140	+5,3
	масло . Трансформаторное	886	1,939	0,123	0,132	+7,3	0,130	+5,7
о	масло . . Смесь 75% трансфор- маторного масла и 25%	874	1,729	0,109	0,113	+3,7	0,112	-1-2,8
	масла МК-22 Смесь 75% масла МС-20 и 25% трансфер-	885	1,826	0,126	0,123	-2,7	0,122	-3,2
	матерного	890	1,985	0,126	0,136	+7,9	0,134	+6,3
—,	Мазут прямой гонки	933	1,863	0,132	0,134	+ 1.5	0,135	+2,3
•—	Обессоленная нефть	863	1,918	0,124	0,126	+1.6	0,124	+0,0
	Калориферное масло	921	1,968	0,137	0,141	+2,9	0,140	+2,2
	Веретенное масло	903	1,872	0,126	0,130	+3,2	0,129	+2,4
•гч	Моторг^ое масло	902	1,926	0,138	0,134	-2,9	0,132	-4.3
м	Цилиндровое масло	960	1,851	0,137	0,137	0,0	0,139	+1,5
	Натуральная нефть	882	1,926	0,131	0,130	-0,8	0,130	-0.8
	» »	833	1,976	0,131	0,125	-4,6	0,122	-6.9
	» »	890	1,884	0,130	0,128	-1.5	0,127	-2,4
[2-1	Масло АМГ-10 .  Смесь 50% трансфор- маторного масла и 50%	832	1,892	0,118	0,119	+0,9	0,115	-2,5
	масла МС-20 . . Средняя ошибка . . .	880	1,872	0,129	0,126 3,1	-2,3 %	0,124 3,(	-3,9 )%
79

1ТР°ДДгктов. Полагая, что в первом приближении существует кор-
реля>д;НЯ 1Между теплопроводностью, плотностью и теплоемкостью,
обобг^еипе производилось в координатах %/, ср и kt. ср Q*'3 [31 |.
Иц рис. 2. 9 представлены экспериментальные данные [5, 7, 8,
1% Н), 22 и 25] в указанных координатах. Графики, приведен-
ные на рис. 2. 9, а, описыва-
ются уравнением
Xf = (90,3 • 10 Ср Qt —
-0,023),	(2.24)
а на рис. 2. 9, б — уравнением
Х< = (8,6 • 10-9ср Qt,3~
-0,012).	(2.25)
Сопоставление эксперимен-
тальных значенийХ для жидких
топлив и других тяжелых неф-
тепродуктов с q«° = 0,84—1,06
в интервале температур —20 -~
270° С с расчетными по фор-
муле (2. 24) показывает
(табл. 2. 5), что она обусловли-
вает среднюю ошибку 3,1 "о и
максимальную 7,7%. При при-
менении формулы (2. 25) сред-
няя ошибка составляет 3.0"о,
а максимальная 7,0%.
Следует, однако, отметить,
что уравнение Предводителева —
^аРгафтика с высокой точностью описывает температурную а-
висим^сть теплопроводности мазутов и других нефтепродуктов и
11одтв^рждает, что они являются иеассоцнироваипыми жпдко-
стямич RaK показалц расчеты для мазутов и других тяжелых
нефтепродуктов, по которым имеются экспериментальные дан-
ныеg, । для в 11НтерВале температур 0—120° С, Н. В. Це-
97п^°п)га 15 ], В. Н. Попова и Н. Л. Морозовой в интервале 20—
“ у, В. Б. Зенкевича [25] в интервале 20—100° С и Л. Ри-
деля 122] в интервале 20—80° С, максимальное отклонение от-
пошспия	от СредНеГ0 значения не превышает 1,6%. Это
дает возмо;Кность определять температурную зависимость тепло-
1гроводностц ма3уТ0В (по одному опытному значению X) с точ-
г°фТЬ1<1 пс менее 3,5% по интерполяционной формуле П. Б. Вар-
X,
(2.26)
80

Теплопроводность водомазутпых эмульсий, по данным
В. М. Иванова, Л. П. Филиппова, Т. Л. Сметанниковой 132],
мало зависит от температуры при содержании воды менее 40%.
На рис. 2. 10 приведена зависимость теплопроводности эмуль-
сии от влагосодержания для мазутов М-20 и М-40 [33 ].
При содержании воды до 40% теплопроводность эмульсии
с достаточной точностью можно вычислить по формуле
l-fl-T*
-= i + ув ’	(2-27)
где Аэ, Хм, Id — соответственно теплопроводность эмульсин,
мазута и воды в вт!м град', 1'в — объемная доля воды в эмуль-
сии;
1,_ ЗХм
2Хм + Хп
ЛИТЕРАТУРА
1.	Р а б и а о в и ч Г. Г. Расчет нефтеперегонной аппаратуры. Гостои-
техпэдат, 1941.
2.	Э м и р д ж а и о в Р. Т. Основы расчета нефтезаводских процессов
и аппаратов. Азнефтеиздат, 1956.
3.	Д в о р е ц к н й А. И. Характеристики высоковязких крекииг-
остатков. Сб. «Применение вязкпх крекинг-остатков в качестве топочного
мазута». ГОИТИ, 1939.
4.	Г е л л е р 3. И. и Р а с т о р г у е в Ю. Л. Зависимость тепло-
емкости нефтяных остатков от температуры. Пзв. МВО СССР, сер. Нефть
и газ, № 2, 1959.
5.	Ц с д е р б е р г II. В. Теплопроводность газов п жидкостей. Гос-
эпергоиздат, 19G3.
6.	В а р г а ф т и к Н. В. Критика данных по теплопроводности нефте-
продуктов. Нефт. хоз.. № 9, 1938.
7.	Гел л ер 3. И. и Р а с т о р г у е в 10. Л. Теплопроводность
высоковязких крекинг-остатков, Труды Грозненского нефтяного института,
.Vs 20, Грозный, 1958.
8.	Г е л л е р 3. И. п Расторгуев Ю. И. Применение регу-
лярного режима для исследования теплопроводности нефтепродуктов. Хи-
мия н технология топлпва и масел, № 10, 1958.
9.	Кондратьев Г. М. Регулярный тепловой режим. Гостехи;
дат, 1954.
10.	Данилова Г. Н. Теплопроводность жпдкихфреопов. Холо; ль-
иая техника, № 2, 1951.
11.	Михеев М. А. Основы теплопередачи. Госэнергопздат, 1956.
12.	Т и м р о т Д. Л.	и В а р г а ф т и к II. Б. Теплопроводность
воды при высоких температурах. 7КТФ, т. X, вып. 13, 1940.
13.	В а )1 г а ф т и к II- Б. Теплофизические свойства. Справочник,
Госэнергопздат, 1956.
14.	Расторгуев 10. Л. Эксперимептальпое исследование тепло-
проводности масел и других нефтепродуктов. Изв. МВО СССР, сер. Нефть
и газ, № 8, 1959.
15.	W е Ь е г Н. F. Untersuchungen fiber die Wiirmeleitung in Fliissig-
keilen. Wiedemann Annalen, Bd. 10, 1880.
16.	SmithJ.F. The thermal conductivity of liquids, Trans. ASME,
v- 58, N 8, 1936.
6 3. и. Геллер.	81

17.	Dick M. F. and Me. C r e a d у D. W. The thermal conducti-
vites of same organic liquids. Trans. ASME, V. 76, N 5, 1954.
18.	Cragoe C. S. Thermal properties of petroleum products, Bureau
of Standards. Miscellaneous Publication, N 97, 1929.
19.	Цедерберг H. В. Теплопроводность масел. Теплоэнергетика,
№ 2, 1957.
20.	Попов В. Н. п Цедерберг Н. В. Теплопроводность
;пдких топлив. Теплоэнергетика, № И, 1958.
21.	Цедерберг Н. В. и | П о п о в В. П. Исследование тепло-
проводности керосина Т-1 и его тяжелых погонов. Теплоэнергетика, № 8,
1957.
22.	Riedel L. Bestimmung der warmeleitfahigkeit und spezifischen
warme verschiedener mineraldie. Chem. Ing. Technik, N 5, 1950.
23.	Smith J. F. Thermal conductivity of liquids. Industrial and Eng.
Chemistry, V. 22, № 11, 1930.
24.	Bates О. K., Hazzard G. and Palmer G. Termal con-
ductivity of liquids, Industrial and Eng. Chemistry. V. 33, N 3, 1941.
25.	Зенкевич В. Б. Экспериментальное определение теплопровод-
ности жидких нефтепродуктов. Изв. МВО СССР, сер. Энергетика, № 8, 1961.
26.	П р е д в о д и т е л е в А. С. О некоторых инвариантных количе-
ствах в теории теплопроводности и вязкости жидкостей, ЖФХ, т. XXII,
вып. 3, 1948.
27.	В а р г а ф т и к Н. Б. Теплопроводность жидкостей. Изв. ВТИ.
№ 8, 1949.
28.	А б а с-.т а д е А. К. Результаты измерения теплопроводности
жидкостей и паров в зависимости от температуры. Труды Азербайджанского
государственного педагогического института, т. 1, Азнефтеиэдат, 1953.
29.	Филиппов Л. П. Теплопроводность 50 органических жидко-
стей, Вест. Московского государственного университета, № 19, 1954.
30.	Скрынпикова Г. Н. Экспериментальное исследование ко-
эффициента теплопроводности жидких сланцевых продуктов. Химия п тех-
нология продуктов переработки сланцев. Гостоптехиэдат, 1954.
31.	Геллер 3. И., Расторгуев 10. Л. О расчетном уравне-
нии для теплопроводности тяжелых нефтепродуктов. Теплоэнергетика, № 2,
1962.
32.	Иванов В. М., Филиппов Л. П., Сметаппп-
коваТ. Л. Теплопроводность топливо-водяных эмульсий. Теплоэнерге-
тика, № 8, 1961.

ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ТОПЛИВОПОДАЧА И ПОДОГРЕВ МАЗУТА В РЕЗЕРВУАРАХ
3. 1. Транспортирование мазута
К тепловым электростанциям, производственным и отопитель-
ным котельным мазуты доставляют железнодорожным, водным
и автомобильным транспортом.
Для электростанций и котельных, расположенных вблизи
нефтеперерабатывающих заводов (на расстоянии менее 10—15 км),
мазут обычно подают по трубопроводам.
При железнодорожном транспорте высоковязких мазутов воз-
никают значительные трудности со сливом топлива из цистерн.
Последние обусловлены тем, что существующие цистерны не
приспособлены для перевозки и слива высоковязких, высоко-
застывающих мазутов, а приемно-сливные устройства тепловых
электростанций и промышленных котельных не приспособлены
для приема таких топлив. Железнодорожные цистерны старой
конструкции не имеют универсальных сливных приборов, а также
уклонов нижней образующей котла к сливному патрубку. На
цистернах установлены нестандартизированные люки и лестницы
с разнотипным их расположением. Все это затрудняет механиза-
цию подогрева и слива мазута, а также зачистку цистерн.
Как показывает опыт, прп доставке высоковязких мазутов по
железной дороге использование поверхностных подогревателей
для разогрева топлива не эффективно, вследствие чего цистерны
обычных конструкций простаивают под сливом продолжительное
время.
При водном транспорте высоковязких мазутов танкеры и нефте-
наливные баржи простаивают длительное время под выгрузкой
из-за недостаточной мощностп подогревательных устройств и
насосных Установок.
Применение открытого (острого) пара для разогрева и уско-
рения слива или выгрузки мазута сопровождается значительным
обводнением его. Вместе с тем высоковязкие, высокосернистые
мазуты практически не отстаиваются от воды (см. раздел 1. 3).
По этой причине использовапие открытого пара для разогрева
мазута М-80 и М-100 с плотностью выше 0,99 весьма нежелательно,
6*	83

а для мазута марки 200, по ГОСТ 1501-57, недопустимо. Мазут
М-200 должен поставляться к потребителю непосредственно
с нефтеперерабатывающего завода только по трубопроводам.
При подаче мазута по трубопроводу отпадает необходимость
в приемно-сливных устройствах, исключено обводнение топлива,
обусловленное его разогревом при сливе, сокращается числен-
ность обслуживающего персонала, занятого эксплуатацией ма-
зутного хозяйства, уменьшается потребный запас топлива и ем-
кость резервуарного парка, снижаются расходы электроэнергии
н тепла на собственные нужды, повышается надежность работы.
Кроме того, в этом случае принципиально возможно подавать
мазут с заводов на ТЭЦ пли ГРЭС без промежуточного охлажде-
ния его на заводе п последующего подогрева па электростанции.
Расчеты, проведенные институтом Промэнергопроект, по-
казали |11, что экономические показатели при транспортировании
топлива по трубопроводу (даже при необходимости укладки путе-
вого подогрева) выше, чем при подаче его по железной дороге.
Из изложенного следует, что удельный вес трубопроводного
транспорта мазутов в общем балансе товарных перевозок жидких
котельных топлив, по-впдимому, будет возрастать.
3. 2. Устройство железнодорожных цистерн и охлаждение мазута
в пути
Для доставки мазутов по железной дороге используют глав-
ным образом большегрузные четырехосные вагон-цистерпы с объе-
мом котла 50 и 61,2 лг3 (погрузочный объем 60 Л43). С 1962 г. начато
внедрение цистерн с объемом котла 60 м3 безрамной конструкции,
в которых котел является несущим элементом, воспринимающим
вес груза и продольные ударно-тяговые усилия. Применение без-
рамной! конструкции уменьшает вес тары и снижает центр тя-
жести, что улучшает ходовые качества цистерны. Начата постройка
опытной партии шестиосных цистерн с погрузочной емкостью
котла 99 .н3 [2 ].
Основные характеристики цистерн приведены в табл. 3. 1.
Таблица 3. I
Характеристика цистерн дли перевозки мазута
! Грузоподъем- ность (ао воде) В, т	Тара О'	Длина (по осям сцепления авто- сцепок) L, Л1	Коэффициент тары, GT/B	Ко				
				объем V, м3	диаметр D, м	длила .4	поверх- ность охлажде- ния Ft ,U2	коэффи- циент охлажде- ния Fl V, 1/м
90	36,0	15,12	0,40	101,0	3,0	14,69		—
60	22,8	12.02	0,38	61,2	2.8	10,30	93,0	1,55
50	22,3	12.02	0.44	50,0	2,6	9.60	87,0	1.70
	11.0	8.59	0,14	25,4	2,2	6.71	Л i,	2,25
81

Цистерны пе имеют приспособлении для поддержания темпе-
ратуры топлива в пути. Поэтому мазут, имеющий при наливе
цистерн температуру GO—75° С, в пути охлаждается и при зна-
чительном пробеге маршрута его температура становится ниже
температуры застывапия (t^.).
Конечную (вероятную) температуру мазута можно определить
пл уравнения теплового баланса цистерны. За время dx темпера-
тура мазута понижается па dt. При этом
Bupdt кцрц (/ — t0) dx = 0,	(3.1)
где Вц — количество мазута в цистерне в кг; с — средняя тепло-
емкость мазута в дж!кг град-, кц — средний коэффициент тепло-
передачи от мазута в окружающую среду в вт!м?- град-, —
поверхность охлаждения цистерны в л2; t — температура ма-
зута в ° С; t0 — температура окружающей среды в ° С.
Разделяя переменные и интегрируя от начальной температуры
мазута tH до конечной tK и от 0 до т (т — продолжительность
пребывания цистерны в пути, в сек), получаем известное уравне-
ние В- Г. Шухова
]„±ijz£o =	,	(3.2)
—to ВцС
откуда
t0 (Zn-Ue"”'1	(3.2')
где zn = „	—темп охлаждения в 1/сек.
ОцС
Поверхность охлаждения цистерн дана в табл. 3. 1, а тепло-
емкость мазутов приведена в разделе 2. 1. Среднюю температуру
воздуха паходят по климатологическим справочникам.
Если процесс охлаждения мазута сопровождается кристалли-
зацией углеводородов парафинового ряда, то потеря тепла ча-
стично компенсируется за счет скрытой теплоты застывания пара-
финов. Полагая, что выделение парафинов происходит в интер-
вале температур tu—tn. вводим в расчет эквивалентную теплоем-
кость мазута
где е — относительное содержание парафина; г я» 225 х
X 103 дж/кг — теплота застывания парафина.
При этом вероятную температуру мазута определяют по
уравнению (3. 2'), в котором
т = _WjL.
^ЦСЭКВ
Коэффициент теплопередачи в пути
Ац  --------j--!----------,	(3.4)
— У 6i । 1
а1 "Т* JmJ М	а2 + а3
1
85

где ai — средний коэффициент теплоотдачи от охлаждаемого
мазута к стенке цистерны в вт/м2 град-, 6i — толщина стенки
цистерны, изоляции цистерн-термосов и слоя застывшего в пути
мазута в м; — соответствующие коэффициенты теплопровод-
ности (стенки, изоляции и мазута) в вт/м град-, а2 — средний
коэффициент теплоотдачи от цистерны к окружающему воздуху
в вт/м? град-, а3 — коэффициент теплоотдачи излучением
в вт/м? град.
Значение ах определяют по критериальному уравнению
NUi =C(Gr-Pr)m,	(3.5)
где Nux =	---критерий теплоотдачи (Нуссельта); Gr =
=	—критерий естественной конвекции (Грасгофа); Рг =
= -----критерий физических констант (Прандтля); D — диаметр
цистерны в л; 0 — коэффициент объемного расширения мазута
в 1/граЗ; \t=tf— tw—средний температурный напор в °C;
If — средняя температура мазута при его охлаждении в °C;
tw — средняя температура стенки цистерны в ° С; v — коэф-
фициент кинематической вязкости в л2/сек; а =	— коэффициент
температуропроводности в л?/сек-, р — плотность мазута в кг/л3;
g — ускорение силы тяжести в м/сек2.
Значения 0 приведены в табл. 1. 12, а р — в разделе 1. 3.
Средняя температура мазута при его охлаждении в пути
т
t< |- | tdr	(3.6)
о
Имея в виду, что по уравнению (3. 2')
t = /0 + ^n-Ue“'nT,
в результате интегрирования (3. 6) получаем
О = to -F .	(3. 7)
Среднюю температуру степки £ш определяют из уравнения
теплового баланса
/йц [tf /0) = ctj {tj — t-u/j.	(3.8)
Индекс пг означает, что физические параметры вычисляют при
средней температуре пограничного слоя
tm = ±(t' + tw).	(3.9)
86

Коэффициент С п показатель степени п в уравнении (3. 5)
зависят от произведения (Gr Рг)т. Расчеты показали, что при
перевозке топочных мазутов в цистернах произведение (Gr х
Рг)т имеет порядок 108А«. В этих условиях С = 0,135, п = 1/3 и
не зависит от диаметра цистерны (автомодельная область).
Для приближенных расчетов принимаем Д < = —-jf— — tw, в зим-
нее время tH !=« t0. Прп средних значениях физических констапт
мазутов формула (3. 5) может быть представлена в виде
а1 = 0,65#-^-	(3.10)
г Vm
Коэффициент теплоотдачи от поверхности цистерны к окружаю-
щему воздуху определяют из критериального уравнения
Nu, =	= 0,02 Ве2’8	(3.11)
Aq
где Re0 =	— критерий Рейнольдса; го — скорость обдувания
'°	.	I	XX
цистерны в путп (с учетом скорости ветра) в м/сек-, v0 — коэффи-
циент кинематической вязкости воздуха при tQ в м?1сек-, Хо —
коэффициент теплопроводности воздуха при t0 в вт.1м град.
Формула (3. 11) отличается от известной формулы М. А. Ми-
хеева [3 J тем, что опа учитывает поправку на конечную длину
цистерны (UD) при Re0 > 10®.
Коэффициент теплоотдачи излучением
/ <ш + 273У	/ to+ 273 у
\	100	/	\	100	/	/о 4 л\
а3 = асв--------------------,	(0.12)
t-ш—to
где св = 5,7 ет!м~ • СК4 — коэффициент излучения абсолютно чер-
ного тела; а 1 — степень черноты поверхности цистерны.
Необходимо отметить, что приведенная методика расчета ве-
роятной температуры мазута является весьма приближенной.
Последнее объясняется главным образом тем, что для расчета
теплоотдачи в ограниченном замкнутом объеме цистерны исполь-
зовано критериальное уравнение (3. 5), полученное в опытах по
теплообмену при свободной конвекции в неограниченном про-
странстве.
В действительности механизм процесса теплоотдачи при охла-
ждении мазута в цпстерне отличается от теплоотдачи при свобод-
ной конвекции в условиях внешней задачи. Когда температура
мазута выше 4яс, естественная конвекция обусловливает попереч-
ную циркуляцию мазута в цистерне. По мере охлаждения ма-
зута на стенках цистерны в первую очередь в нижней части котла
образуется корка застывшего мазута, область, охваченная по-
перечной циркуляцией, сужается и при температуре ниже tgc
87

теплоотдача от мазута к стенкам осуществляется теплопровод-
ностью.
Однако уточнение расчетных уравнений с учетом реальной
картины теплообмена вряд ли целесообразно, так как значение а2
также не остается неизменным.
Его значение зависит от метео-
рологических условий в пути
следования маршрута и не мо-
жет быть вычислена с высокой
точностью.
Для иллюстрации охлаж-
дения мазутов при их пере-
возке в обычных железнодорож-
ных цистернах на рис. 3. 1
приведены графики понижения
температуры мазутов М-40 и
М-80 в цистернах объемом 50 .м3
в зависимости от времени про-
бега прп температуре воздуха
—15° С 14]. Из графиков сле-
дует, что через 150 ч темпе-
ратура мазута в цистернах обыч-
ной конструкции становится
равной температуре наружного
воздуха (—15°C).
В табл. 3. 2 приведены ста-
тистические данные по темпера-
туре мазута в цистернах, до-
ставленного потребителю в
холодное время года, для раз-
личных климатологических по-
льзоваться для ориептировоч-
Рис. 3. 1. Понижение температуры
мазутов М-40 и М 80 при их пере-
возке в железнодорожных цистернах.
2 — мазут М-80 и М-40.
ЯСОВ СССР, которыми МОЖНО
кого определения tH.
Помимо цистерн обычной конструкции, дляперевозкп высоковяз-
кпх мазутов применяются также цистерны с паровой рубашкой.
Таблица 3. 2
Осредненные данные но температуре мазута в цистернах
в холодное время года
Территория СССР	Климатический	Температура мазута в цистернах, =с		
	ПОНС	ма.ювпзкого	парафини- стого	выс<н;пппз- (;и1*о
< upoi ipiic кая часть	Северный Средний Южный Северный Южный	-10 —5 0 —16 -12	+2 -5 —5 -3	3 —2 — 16 —7
-88

3. 3. Продолжительность разгрузки железнодорожных составов
и время слива цистерн
Продолжительность обработки маршрутов на сливной эста-
каде по нормам МПС в холодный период года (с 15 октября по
15 апреля) составляет для мазута марок 20 и 40 соответственно 6
11 8 ч. а для мазута марок 60, 80 и 100 — 10 ч. В теплый период
года срок разогрева и слива для мазута М-20 — 3 ч, а М-40. М-60,
М-81» и М-100 — 4 ч.
При этом продолжительность самотечного слива ставки ци-
стерн емкостью 50 .и3 не должна превышать 2 ч, а для цистерн со
сливным прибором dy •< 150 леи — 3 ч. Остальное время расхо-
дуется па разогрев мазута и вспомогательные операции. Например,
по типовому проекту мазутного хозяйства для ГРЭС мощностью
1200 Мет [5] и 2400 Мет [6] при полном времени обработки
маршрута 8 ч вспомогательные операции по установке цистерн
занимают 30 мин, а суммарная продолжительность разогрева
мазута 6 ч 20 мин. За 2 ч 50 мин разогревател ьпые вилки должны
быть установлены во всех цистернах, что обеспечивает продол-
жительность разогрева мазута в последних цистернах маршрута
менее 3 ч 30 мин. Через 3 ч 30 мин после начала подогрева па-
яется слив из первых цистерн, и в течение 2 ч 50 мин осуще-
ляются одновременно разогрев и слив мазута пз цистерн
маршрута. Сливные прпборы последних цистерн открывают
через 2 ч 50 мин после начала слива из первых цистерн. При этом
чистое время слива цистерн емкостью 50 лг* при температуре
зута М-100 около 60° С, что соответствует вязкости мазута
;^0.4 см~'сек, принято 40 мин. Наконец, операции по отправь
маршрута занимают 30 мин.
Для котельных малой мощности, в которых используют в ка-
честве топлива соляровое масло, продолжительность разгрузки
цистерны 50 эг3 в пунктах с механизированным сливом составляет
2 ч, а при немеханизированном сливе (при помощи ручного на-
соса) — 4 ч.
Продолжительность обработки цистерн и мощность станции
или котельной определяют длину фронта слива и. конструкцию
р; згрузочных Эстакад (сечение и. уклон сливных и разводящих
лотков, емкость приемных резервуаров и др.).
Определим продолжительность опорожнения цистерны, по-
лагая. что слив мазута происходит через цилиндрический патру-
бок (внешний цилиндрический насадок с острой входной кром-
кой), который имеет такой ;е коэффициент расхода, как сливной
прибор.
Уравнение Бернулли при истечении мазута из цистерны через
шиной патрубок (рис. 3. 2) можно записать в виде
,,	1 •	'Г2	•-	, I и-'	1С2	. 11Н)	/г-
/’ . ^Ql—gQZ - Q— 2j ьб Щ- +	=6—
(3.13)
89

и уравнение неразрывности
fwdx — —Fdz,
(3.14)
где р — избыточное давление пад уровнем мазута в цистерне
в н/л2; q — плотность мазута в кг/м3; I — длина сливпого па-
Рис. 3. 2. Расчетная схема
слива.
трубка в л; 1пр — приведенная
(эквивалентная) длина патрубка в л;
з — высота уровня мазута в цистерне
в м; w — скорость истечения в м/сек;
2S £ — сумма местных сопротивле-
ний сливного прибора; X — коэффи-
циент гидравлического сопротивле-
ния; d — диаметр сливного патрубка
в м; / — площадь сливного сечения
патрубка в м2; F — площадь по-
верхности зеркала мазута в ци-
стерне в м2; т — время истечения
в сек; g — ускорение силы тяжести
в м/сек/1.
Выразим F через D и z по
рис. 3. 2, тогда из уравнении (3. 13)
и (3. 14) получим
dr =------dz. (3.15)
p/ j/2g r
где L — длина цистерны в .и; D — диаметр цистерны в л;
— коэффициент расхода;
л.
(3. 15) необходимо знать
1 1
И = г - -----------,
Для интегрирования уравнения
вид функции для коэффициента расхода. Как показано в ра-
боте [7 ], коэффициент расхода при истечении вязкой жидкости
в атмосферу
J (/!, + ;) (1	•• D	V 2(/l|-T=)
где ReT = — у-----------критерии Рейнольдса; гг=--------------
критерий Фруда; We =	---критерий Вебера; v —
кинематическая вязкость мазута в м2/сек; ст — поверхностное
натяжение в н!м.
По данным [8 ], влиянием гравитационных п поверхностных
сил на коэффициент расхода при Fr > 10 и We > 200 можно
90

пренебречь. Так как при сливе мазута из цистерн We 200,
а коэффициент расхода при Fr < 10 мало зависит от критерия Fr,
то уравнение (3. 16) можно представить в виде
Н = л(кет,4-)
(3.17)
Рис. 3. 3. Зависимость коэффициента расхода внешних цилиндрических на-
садков от Re и -4- .
а
1 — коэффициент расхода для отверстия в топкой стенке [10].
Опыты показали [9 ], что подобно истечению из внешних
цилиндрических насадков (рис. 3. 3) коэффициент расхода слив-
ных патрубков (до срыва истечения) монотонно возрастает при
увеличении ReT.
По-видимому, при истечении жидкости из сливных патрубков
(насадков) вследствие сжатия струи на входе, внезапного расши-
рения в насадке и циркуляции жидкости в области сужения потока
параллелытоструйное движение в той или иной мере нарушается
при любых числах ReT. В этих условиях превращение одного
режима движения в другой происходит постепенно с возрастанием
ReT без резко выраженного перехода, характерного для критиче-
ского значения критерия ReT.
По этой причине расчет времени слива [11, 12, 13, 14 и др. I
раздельно для турбулентной и ламинарной областей истечения
мало обоснован. В. И. Черникин [11 ] при интегрировании урав-
91

пения для определения т принимает p=const при Re > 2300,
а для ламинарного режима I., или /пр постоянными, что противо-
речит экспериментам (рис. 3. 4).
Из графиков, приведенных па рис. 3. 4, видно, что опытные
значения коэффициентов расхода универсального п модернизи-
рованного (Утешипского) сливпых приборов соответствуют вели-
чинам ц цилиндрических насадков с острой входной кромкой при
-4 = 2,5 и 5,2.
а
Рис. 3. 4. Зависимость коэффициента расхода сливных приборов от ReT [9].
1 — универсальный сливной прибор (клапан открыт): 2 — патрубок универсального
прибора: м — патрубок модернизированного сливного прибора; 4 — модернизированный
слшшой прибор (клапан открыт).
По данным [7 и 16], прп ReT = 0,5 • 10аЧ- 1,5-10’ и ~ — 2 4-
Р1	ГО /"
1,23 + -й—- • —
ReT d
В области Rer — 30 — 50 и -j- = 2 — 5 коэффициент расхода
(3.18)
"• = 7.4.»	•	<3-19>
 11с’d ш
* Формула (3. 18) применима в диапазоне Нет = 0,8 I04 -н 5 . 10я для
-j- = 10 - 50 [16],
92

а при Ro ' 30
Her
(3.20)
В зависимости от типа цистерны, конструкции с швиого при-
бора и фиишнскпх свойств (вязкости) мазута слив ,мо;кет осуще-
ствляться в различных интервалах .значений ReT.
В общем случае при сливе могут иметь место режимы, соответ
ствутопцн всем значениям р(ръ р2. ца). Для определения про
дотжительпостц с шва при поим,копии уровня мазута в цистерне
от D до Г] необходимо коэффициент расхода онред зять по фор-
муле (3. 18) в диапазоне высот ;=! <- щ — с учстом формулы(3. 19),
а в интервале г2 4-0— ио формуле (3.20). Предельное значе-
ние zx соответствует ReT = 50. a z, — В< г — 30. пли -Lf* __12— .
-г.	tasOv2 ,	i.->0v’-
о0, откуда гд ------------А] п аналогично «к —----------
8d~	~ g г-
) Гос те подстановки значения р. 3 но формуле (3. 18) н уравне-
ние (3 15) и интегрирования от z D до г 4 и от 0 до т получаем
Т1 1 15 {|/ D  V [(2^ !- D) Е (к, Гл) - >hlF Т1)] -
/ « А'
_________________.8 j- v Л г
I (/R +	(FJ - ;л)	+  gj~ [V (D - гл) - (2/н 4- D) х
X arctg 1/-^— + 2 ] (h! + D) ftl arctg I	1 , (3. 21)
r	r	j FJ) 3( J
где E и F — эллиптические интегралы первого и второю рода
при модуле
и амплитуде гр arccos | ~ .
Если в конце слива ReT'> 50, го ж* 0 и
< =	| DTh. Г(2//л + D) Е (к, 4) - 2/?1/< (к. -4)] +
/ ) д	\	-1	\	1 /J
1
а8л — v Л г /	\	______-]
+-----------[(54 -fj-l	(3.22)
где Е (к, -ij и F (к, -2-J — полные эллиптические интегралы перво-
го и второго рода.

Д я второго ре-кима слипа после цодстапош и значения g.,
по формуле (3. 19) в уравнение (3. 1.5) и интегрировании от
до имеем
Т2 =	JI Лг + D [(2/а + D) (Е (к, qj - Е (к. qj) -
- 2/t, (Е (Л. %) - F (к, ФД)] - (| (lh + з,) (D - з2 -
— I (Е — s1)c[ —	+ Е) (arctg I — -2± — arctg 1 -
\	F *2	F *1	/
-r 2 | (/^ />)/.! Iarctg 'J Jf Яду- —ar(|g 1 Tf /,)'- 11 
F V'!-ri7M2	~ («I -->! / I
(3.23)
где <p2 агссоь *'	.
Если при сливе* критерий Рейнольдса находится в интервале
Rer 1.5-10 -i-0,3-11)2, то z2 = 0. При этом гр., = 2L и
<	-	‘^-рП /е1 + ё|(2/<1-. D)[E(k, -^-) —Е(/., Т1))-
---- — Е| I !' {.^1 "гр)	Ф1)) + I Ull + £1)	— Sl) “II +
/
к;/
(I) - д) Z, + (2/tl + Е) - arctg У “ Г[ -
-2| \Е1 + Е)/Ч(^ -arctg]	L3.24)
Когда в начале «типа ReT < 30, а в конце — Rai<30, то
D, (рд = 0 и Е (к, ср.) Е (к. (| д) 0.
При атом
ТГ = '' -у. .3 11 Л1 + 1(2Л1 + ЯИ (/о *») -	(к, ф2)] -
-I (Ai + 3j(E-;2jzJ
- . I
j.t.b —r- v L
rl
ёЁ‘
(2/гд Е)х
I (Е-^)=2
X arctg У - + 2 J (/л + Ё) Лгarctg
Г .2	Г V1!	-2 J
(3. 25)
94

В том случае, если слив производится при 50 > ReT > 30,
то
Zi - D, z2--t* q 20, ф, = -+, Е(/г, Ijj /’(A', Ti) и
<* = —~^Ту {I ^7# [(2/q + D) Е (/с, -?) - Zhf (fr. /)]' 
П * ы
/
73,6 -г- v L / п __________________>
+------------(//! + 4-1 (Л« - - At) Р- 2*)
Для третыло режима слива в результате нодстаиош и значе-
ния р» по форму тс (3. 20) в уравнение (3. 1.5) и интегрирования
от z2 (о 0 имеем
Й:644)ч-£
gi<l
(£» - z.) ;2 + (2/Z1 4- !>) ( + - arctg X
X 1 + —	-1 (K + ClK^-arctg/J'bj^)]. (3.27)
Ес in в процессе слива ReT < 30, то z, — D п
123,2 6 4 —________________
V ------------I/O 4 -г-'’)/'’>• (3-2S)
При сливе мазута из цистерн обычными методами, когда избы-
точное давление над уровнем мазута р -0, в формулах (3. 21) —
(3.28) величина Ъл~1.
По изаожаипой методике легко полечить расч1твы< значения г
1дя раз 1ИЧИЫХ +-. Данные для подсчета коэффициента расхода
в зависимости от RcT и ~р- приведены в табл. 3. 3.
При сливе мазута с подогревом в конце е дина всегда Rc г 50,
так как при л1=0 (т. е. в конце слива) значение ReT—50 (при
р 0, А,- /) соответствует вя кости мазута т =13,4 см- сек для
• лива через универса71! нып прибор и v 11.,5 см1 сек для мо ;ср-
пи шроваппого елпвниго прибора > те'ппнекого. Эти значения
вязкости примерно в 30 — 35 раз выше, чем наблюдаются при
сливе мазута с подогревом.
Таким образом, п])одолж’птельиоеть онори кнеиия цистерны
можно определить по формуле (3. 22). ‘Формулы (3. 21), (3. 23) —
(3. 28) надо применять для оценки времени слива в снецпальпых
случаях, например, при слипе под давлешп м без подогрева топ-
лива, при опрщ  юниц пррдолжител ьпос'Ни опоро кнеиия цплиид-
95

Таблица i,. ‘i
Расчетные формулы i.ui опрсд< пения коэффициента расхода внешних
лилии дрических насадков в зависимости of
Л-т и — (7. 16]
Граничные условия
Формула
Re.
1 I 5
] 1.5
10—50
10 50
16 100
1  102 1 • 10я
1 • '10я 1  10я
5 -10 1,5-10*
8-10 5- 10я
5- 1U3—1,5 - 105
ргческих резервуаров при истечении зднлива через штуцера ма-
лого сечения и т. д.
Из структуры формулы (3. 22) следует что ее первый член не
зависит от коэффициента расхода	, a втором — onpete-
ляется коэффициентом расхода, т е вязкостью и г. В табл. 3.4
приведены расчетные формулы для определения времени слива
из цистерн с погрузочным объемом 25, 50, 60 и 49 лг, полученные
в реву гьтате подстановки значений Л, D, I. d и f в уравщ ние (3. 22).
На рис. 3. 5 приведена номограмм» для расчета продолжи-
тельности слива в зависимости от грузит ^емпости цистерн
марки тон.шва. его температуры (вязкости) и типа сливного при-
бора .
Расчет т по формулам [11. 13] при водит к завышенным
значениям времени слива. Так. при сливе мазута М-100 е 1К 60° С
96

Таблица 3. 4
Расчетные формулы для определения времени слива из цистерн
Погрузочный объем цис- терны, .м3	Универсальный сливной пробор (d = 200 лис, 1 = 560 .м_н, ^-=2.5) d	Модерни.чпрова1П!ый слпвиой прибор системы Утешннского (<Х = 160 .и.и, 1 = 632 дем, Лр_ = 5,2) d
25	rw = 180 + 2,l • 10* v	т26 = 280 + 8,0-10* v
50	т60 = 358 + 3,8 • 10* v	т5)1 = 530 н- 14,6-10* v
60	тв0 = 418+4,4 • 10* v	тао = 645 +17,3-10* v
99	Т99 = 657 -г 7,0  10* v	твв = 1030 + 27,2-10**
(v=0,38 смг!сек) через универсальный сливной прибор цистерны
с объемом 50 л3 значения т по И. А. Чарному, В. М. Свистову
Рис. '3. 5. Номограмма для расчета продолжительности слива мазута из
цистерн.
Пример. Объем цистерны 60 .нэ, сливной прибор — модернизированный
Утешннского Id—160 мм,	= 5,2); мазут марки 100; температура подо-
\	о	/
грева 60° С; вязкость при сливе 0,38 смЧсек (50° ВУ). Продолжительность
слива 710 сек.
и В. И. Черникину выше, чем по формуле (3. 22), соответственно
на 42, 55 и 330 %, । а при сливе через модернизированный прибор
системы Утешннского ошибка составляет 38, 62 и 300%.
7 3. И. Геллер.	97

3. 4. Разогрев мазута в цистернах и специальные методы слива
Слив мазута из цистерн обычной конструкции может осуще-
ствляться при разогреве топлива переносными змеевиковыми
подогревателями, электрогрелками, открытым паром, путем раз-
мыва мазута горячими струями топлива (циркуляционный на-
грев), а также при применении избыточного давления пара или
воздуха в котле цистерны для ускорения слива (слив под давле-
нием). В цистернах, оборудованных универсальным сливным при-
бором с паровой рубашкой, при сливе подается пар для обогрева
патрубка сливного клапана. Кроме того, в настоящее время изу-
чается возможность применения для подогрева мазута при сливе
виброподогревателей индукционного и высокочастотного электро-
подогрева и инфракрасных излучателей.
1.	Слив с разогревом мазута перенос-
ными змеевиковыми подогревателями.
Для разогрева мазута обычно применяют паровые переносные
подогреватели системы Гластовецкого и Чекмарева, состоящие
из трех секций, соединенных между собой при помощи шлангов
последовательно или параллельно. Центральная секция предста-
вляет прямой спиральный змеевик, а боковые — петлевые или
спиральные змеевики с углом изгиба оси спирали 0,7 рад. Угол
между боковыми секциями составляет 2,35 рад, а расстояние
между их концами в рабочем положении в цистерне около 6 м.
Подогреватели изготовляют из тонкостенных стальных или дюр-
алюминиевых труб диаметром 25—40 мм. Для уменьшения веса
и габаритов в боковых секциях подогревателей с поверхностью
нагрева 17,1 и 23,1 м применяют оребренные (радиаторные) дюр-
алюминиевые трубы. Секции подогревателей, согласно нормали
Н548-51, при их изготовлении подвергают гидравлическому испы-
танию при р 1 Мн!мР. Основные данные переносных подогре-
Таблица 3. J
Паровые переносные змеевиковые подогреватели для разогрева
мазута в цистернах
Тип змеевика		Диаметр труб,	Поверхность нагрева, art			Масса, * кг
центральной секции	боковой секции		боковой секции	цент- ральной секции	всего подогре- вателя	
Спираль- ный	Петлевой	25	1,5	1,5	4,5	
То же	Спиральный	40	4,0	3,5	11,5	—
>>	То же	40	4,3	3,2	11,8	72
	Радиаторный	20/30	5,7	i),t	17,1	181
	То же	20'30	7,8	7,5	23,1	228
* Общий вес подогревателя и соединительных шлангов.
98

вателей приведены в табл. 3. 5, а их устройство и размещение
в цистерне при разогреве мазута изображено на рис. 3. 6 и 3. 7.
Разогрев мазута в цистерне переносными подогревателями
выполняется следующим образом. При низких температурах
наружного воздуха, когда температура мазута значительно ниже
Рис. 3. 6. Переносный погружной змеевиковый подогреватель Н548-51 (по-
верхность нагрева 11,8 м2).
а — центральная секция; б — боковая секция.
I — защитные полосы; з — труба dy = 32 -нм; з — муфта; 4 — пробки для спуска кон-
денсата; з — ребра жесткости; 6 — вход пара; 7 — выход конденсата.
температуры застывания, вначале опускают центральную сек-
цию, разогревая центральную зону цистерны вплоть до сливного
клапана. Затем при помощи шлангов соединяют и последовательно
опускают в цистерну боковые секции. При более высокой темпе-
ратуре мазута последовательно вводят левую, среднюю и правую
секции подогревателя. Секции переносных подогревателей уста-
навливают в цистерны при помощи кран-укосины с ручной ле-
чедкой. Иногда для передвижения подогревателей применяют
подвесные дороги [17].
По литературным данным [18, 19], для переносных подогре-
вателей следует применять пар с рабочим давлением 0,3 Мн/м2.
Необходимо, однако, отметить, что эти рекомендации определяются
7*
99

ограниченными параметрами пара на нефтебазах [20]. При при-
менении переносных подогревателей для слива мазута на тепло-
вых электростанциях или производственных котельных в ка-
честве теплоносителя целесообразно применять сухой насыщен-
ный или слабо перегретый (£Пе < 200° С) пар с давлением 0,6—
0,8 Мн!м?. Секции подогревателя при нормальной работе следует
соединять параллельно, так как при этом улучшается отвод
Рис. 3. 7. Размещение переносных погружных змеевиковых подогревателей
в цистерне.
1 — цистерна емкостью 80 .и*; 2 — цистерна емкостью 25 х8; з — кран-укосина; * — шлан-
га для выпуска конденсата; £ —опорная стойка; б —соединительная гайка; 7 — паро-
провод; з —ручная лебедка; 9 —шланги для подачи пара; ю —секция переносного
подогревателя; 11 —положение секции подогревателя в цистерне.
конденсата. Для подогрева нефтепродуктов в цистернах с емкостью
котла 50—25 м3 по [19] используют переносные подогреватели
с поверхностью нагрева 23,1 ма, а для цистерн с емкостью 25—
15 м3 — с поверхностью пагрсва 17,1 мг. При применении по-
верхностных подогревателей исключено обводнение мазута при
сливе.
Основные недостатки переносных подогревателей — боль-
шой нес, громоздкость и малая поверхность нагрева, ограничен-
ная размерами цистерны. Обслуживание переносных подогрева-
телей связано со значительной затратой времени и ручного труда,
а малая поверхность нагрева и низкая эффективность теплообмена
при передаче тепла от стенок подогревателя к высоковязкому
мазуту в условиях естественной конвекции обусловливают боль-
шую продолжительность слива. При этом в цистернах остается
мазут и они подлежат зачистке.
10D

Коэффициент теплоотдачи от подогревателя к мазуту опре-
деляют по формуле (3. 5). Значения С и п в зависимости от вели-
чины Gr Рг даны в табл. 3. 6.
Таблица 3. б
Значения С н п в формуле (3. 5)
(Gr-Pr) т.	с	п
1 • 10-3 —5 • 10а	1,18	1/8
5 • 10а—2-10’	0,54	1/4
2 • 107—1 • 10«	0,135	1/3
В формуле (3. 5) в качестве определяющего размера прини-
мают диаметр труб змеевика d, а температурный напор AZ=£W—tf,
где t-ш = —2— • ** — температура насыщенного пара в подо-
гревателе в °C; tK — температура конденсата в °C.
При заданном времени подогрева тп и конечной температуре
ta тепловая мощность подогревателя
(?п = + _ to} [вт} (3 29)
тп
Если мазут содержит твердые парафины, необходимо учиты-
вать расход тепла на их расплавление. В этом случае в уравне-
ние (3. 29) вместо с подставляют значение сэкв по (3. 3).
С другой стороны, тепловую мощность подогревателя можно
определить из уравнения теплового баланса
Qndx = Bvcdt 4- кцРц (/ — t0)dx.	(3.30)
Разделяя переменные и интегрируя от ta до ta и от 0 до тп
при @n=const, с = cost, /cn=const получим
Qa = /сцЕц	t	(3 31)
ер —1
где
О _	тп
ВцС
Потребную поверхность подогревателя /п легко найти из
уравнения теплового баланса
ai /п (t-us — tf) = Qn,	(3. 32)
где /п — поверхность подогревателя в №; tf — средняя темпера-
тура мазута, которую определяют подобно (3. 7).
101

Расход пара на подогреватель
£)п = — ч [кг/сек],	(3. 33)
еп 11П — 1к)
где г'п — энтальпия пара на входе в подогреватель в дж!кг\ 1К —
энтальпия конденсата в дж'кг\ еп — коэффициент удержания
тепла для подогревателя.
2.	Слив с разогревом мазута перенос-
ными электрическими подогревателями.
Переносные погруженные электрические подогреватели (электро-
грелки) применяют для разогрева вязких нефтепродуктов (глав-
ным образом масел), имеющих высокие температуры вспышки и
коксуемости. Существенным достоинством таких подогревателей
является отсутствие обводнения нагреваемого продукта.
Электрогрелки представляют собой электрические нагрева-
тели, смонтированные на цилиндрических изоляторах. Концы
электронагревателей отводят к контактам панели и соединяют
на звезду или треугольник. Цилиндры нанизаны на стальные
прутья, которые крепят к каркасу грелки. Грелка заключена
в металлический кожух с прорезями для движения нагреваемого
продукта. Укладывается она на дно цистерны. Защитный кожух
предохраняет электрическую часть от механических поврежде-
ний.
В настоящее время для разогрева нефтепродуктов приме-
няют круглые и двойные раздвижные электрогрелки (системы
П. Н. Бекетова), представленные на рис. 3. 8.
Электрогрелка Бекетова состоит из двух шарнирно соеди-
ненных секций, которые раскрывают по мере разогрева нефте-
продукта. Прн этом зопа подогрева увеличивается. Последнее
выгодно отличает ее от круглой грелки.
Расчет электрогрелок [11, 20] ведут по тем же формулам, что
п для электронагревателей. Расчетная температура поверхности
проводника tw при работе электрогрелки и отводе тепла к нагре-
ваемому продукту должна быть ниже температуры коксования.
Значение tw находят из уравнения теплового баланса
Опр F Пр (tw — fy) “Ь кцРц (if — to) = W [ewi], (3. 34)
где апр — коэффициент теплоотдачи от проводника к нагревае-
мому нефтепродукту в вт/м2 град-, Fnp — поверхность провод-
ника в м2; tw, tf — соответственно температура поверхности
проводника и средняя температура нефтепродукта в °C; W —
мощность грелки в вт.
Коэффициент теплоотдачи аПр определяют по формуле (3. 5).
Обычно подогрев производят прп помощи трех электрогре-
лок. Одну устанавливают над сливным клапаном, а две — по
торцам цистерны. Электрогрелки включают в работу только после
полного погружения их в цистерну, а подогретый нефтепродукт
102

сливают после окончания подогрева, выключения н удаления гре-
лок из цистерн. При обнажении электрогрелки температура про-
водников увеличивается в несколько раз и становится выше тем-
пературы вспышки, что может вызвать воспламенение нефтепро-
дукта.
6
Рис. 3. 8. Перопосные электрические подогреватели (электро-
грелки).
а —круглая электрогрелка; б —двойная электрогрелка Бекетова.
I — полые цилиндрические фарфоровые изоляторы; а — каркас; з —
клеммная панель; 4 — рукоятка; 3 — бусы; 6 — электронагреватель; 7 —
стальные прутья; 3 — кожух.
По условиям техники безопасности аппаратура и оборудова-
ний (распределительные щиты, кабель, цистерны, железнодорож-
ные пути фронта слива) должны быть надежно заземлены, а уча-
сток пути, на котором находятся цистерны с электрогрелками,
необходимо отделить от общих подъездных путей изоляционными
прокладками. Электрогрелки питают током напряжением пе
свыше 220 в.
10.!

Для разогрева топлива в цистернах емкостью 50 и 60 .и3,
которыми в основном подвозят мазут к тепловым электростан-
циям и промышленным котельным, в сроки, предусмотренные
продолжительностью слива, необходимы электрогрелки мощ-
ностью 300—500 кет. Однако существующие конструкции электро-
грелок для работы при такой мощности нельзя использовать из-за
их громоздкости. Для большегрузных мазутных цистерн необ-
ходимо создать мощные, компактные электрогрелки.
Рис. 3. 9. Подогреватели для открытого пара.
1 — цистерна емкостью 50 лэ; 2 — цистерна емкостью 25 лг1; 3 — шланг для пара dy =
= 32 леи; 4 — паропровод dy = 50 ян; К — паропровод на эстакаде; б — центральная
штанга; 7 — боковая штанга.
Электрогрелки могут найти применение в первую очередь для
разогрева мазута при сливе в отопительных котельных. Мазут
к таким котельным часто подвозят в железнодорожных цистер-
нах малой емкости или в автоцистернах, и для подогрева его
иногда приходится устанавливать специальный паровой котел.
В этих условиях пригодны электрогрелки мощностью 50—100 кет.
Применение электрогрелок для слива и электроподогрева при
распиливании мазута может в ряде случаев существенно умень-
шить капитальные затраты.
Для разогрева мазута расчетная температура проводников дол-
жна быть ниже 300° С, так как при более высокой температуре на-
блюдается значительное коксование асфальто-смолистых веществ
топлива.
3.	Слив с разогревом мазута открытым
(острым) паром. Этот метод разогрева мазута получил наиболь-
шее распространение.
Подогреватели для открытого пара (рис. 3. 9) обычно состоят
из трех перфорированных штанг (одной центральной и двух боко-
вых), изготовленных из стальных цельнотянутых труб диаметром
104

обычно dv =32 мм. Боковые штапги имеют изогнутую форму.
При этом для улучшения циркуляции разогреваемого топлива
их располагают возможно ниже, вплоть до соприкосновения
с нижней образующей цистерны. На отогнутых нижних концах
боковых штанг и нижней трети нейтральной штанги имеются
отверстия диаметром 5—6 мм для ввода пара, расположенные
в шахматном порядке. Суммарное сечение отверстий принимают
вдвое больше, чем сечение штанг. Штанги соединяют с паропро-
водом при помощи шлангов и крестовины. Подачу пара на отдель-
ные штанги регулируют вентилями. Штанги подогревателя устана-
вливают в цистерне при помощи кран-укосины с ручной лебедкой.
Подогрев мазута открытым паром осуществляется путем тепло-
и массообмена в условиях вынужденной и естественной конвек-
ции. Вытекающие из отверстий струи пара создают перемешива-
ние разогреваемого мазута в зоне подогрева, а высокий коэффи-
циент теплоотдачи при конденсации пара определяет сравнительно
большую эффективность процесса теплообмена. Для улучшения
перемешивания разогреваемого топлива на концах боковых
штанг иногда устанавливают эжектирующие сопла [1 ].
Разогрев мазута в цистернах открытым паром осуществляют
в следующем порядке. При низкой температуре мазута (t < i3c)
вначале устанавливают центральную штангу, которая по мере
прогрева центральной зоны опускается к сливному прибору.
Одновременно частично прогревается мазут по направлению к тор-
цам цистерны, что позволяет ввести боковые штанги.
Скорость подогрева мазута зависит от расхода пара (в единицу
времени) и его параметров. При увеличении расхода пара скорость
подогрева возрастает, однако при чрезмерной подаче пара воз-
можны интенсивное бурление, выброс мазута и пара через люк.
Чем выше энтальпия пара, тем эффективнее подогрев мазута. Для
подогревателей открытого пара целесообразно применять сухой
насыщенный или перегретый пар (£пс < 200° С) с давлением
р =0,6 -4- 0,8 Мн!м?. Применение пара указанных параметров
допустимо с точки зрения пожарной безопасности, так как тем-
пература самовоспламенения мазутов значительно выше [21 ].
Расход пара для подогрева мазута
<?п
Da =  г-------:  ,
еп 0п 1км)
(3. 35)
где гп — энтальпия пара на входе в перфорированные трубы
и дж!кг\ гКм — энтальпия конденсата при температуре мазута
в цистерне в дж!кг\ еп — коэффициент удержания тепла.
Значение Qa рассчитывают по «формулам (3. 29) или (3. 31).
Необходимо отметить, что вследствие больших потерь пара в на-
чале и в особенности в конце подогрева мазута величина еп мала.
Основным недостатком подогрева мазута открытым паром
является значительное обводнение топлива (до 4—10%). Вместе
с тем современные тяжелые высокосернистые мазуты практически
105

не отстаиваются от воды (см. раздел 1. 3). Сжигание обводненных
мазутов понижает надежность работы и приводит к уменьшению
к. и. д. котельных агрегатов (см. раздел 1. 7). По расчетам ин-
ститута Теплоэлектропроект, при разогреве мазута М-100 в ци-
стернах открытым паром перерасход топлива составляет
0,475% [6].
Несмотря па сравнительно высокую эффективность тепло-
обмена вытекающих паровых струй и топлива, подогрев
мазута открытым паром требует значительного времени и
приводит к продолжительному простою цистерн под сливом.
Последнее обусловлено тем, что в активную зону тепло-
и массообмена вовлекается небольшое количество топлива.
Кроме того, обслуживание подогревателей сопровождается
большой затратой тяжелого ручного труда и цистерны после
слива подлежат зачистке. Так, для ГРЭС мощностью 2400 Мет
при расходе мазута 170 кг!сек для обслуживания мазутохозяйства
(без зачистки цистерн) предусмотрен штат в количестве 128 че-
ловек [6].	\
4.	С л и в с циркуляционным п о д о г р е в о м.
13 1925 г. Л. К. Рамзин [22] предложил применить циркуляцион-
ный подогрев для слива из цистерн высокозастывающих парафи-
нистых мазутов.
Сущность этого метода заключается в следующем. Перенос-
ным подогревателем прогревают отверстие в центре цистерны
вплоть до сливного клапана. Мазут отводят к центробежному
насосу, который прокачивает его через наружный тепло-
обменник для подогрева на 10—20° С пиже температуры
вспышки, и подают к брандспойту, установленному в цистерне.
Горячие струи мазута вытекают под давлением 1—2,5 Мн1м2,
размывают и нагревают мазут в цистерне. Благодаря интен-
сивному перемешиванию нагрев топлива происходит весьма
эффективно. Циркуляцию производят до полного слива мазута
из цистерны.
ВТИ разработаны три схемы циркуляционного подогрева
для слива мазута: размыв с разомкнутой циркуляцией
(рис. 3. 10, а), размыв с замкнутой циркуляцией через сливную
трубу (рис. 3. 10, б) и размыв с замкнутой циркуляцией через
сифонную трубу (рпс. 3. 10, в).
По первой схеме (рис. 3. 10, а) после прогрева переносным
подогревателем 6 канала в застывшем мазуте открывают спуск-
ной клапан и мазут через сливную трубу 10 и лоток 7 поступает
в промежуточный («нулевой») бак 11. Затем мазут по всасываю-
щему трубопроводу 12 подводят к центробежному насосу 2 п
через подогреватель 5 — к брандспойту 8 для размыва и подо-
грева топлива в цистерне 9. Циркуляцию продолжают до полного
слива мазута из цистерны. При этом излишек мазута по трубо-
проводу 3 подают в резервуар. После окончания слива мазут
из трубопроводов, подогревателя и насоса спускают в дренажный
106

бак IS. Для заполнения насоса при откачке дренажного бака
служит паровой эжектор 4. Промежуточный и дренажный баки
снабжены паровыми змеевиковыми подогревателями 1.
В схеме с замкнутой циркуляцией через сливную трубу
(рис. 3. 10, 6) последнюю при помощи гибкого шланга 14 и филь-
тра 15 соединяют с всасывающим трубопроводом 12 насоса.
Рис, з. ю. Схемы циркуля-
ционного разогрева мазута
в цистернах.
Подогретый мазут отводят в резервуар по мазутопроводу 3.
По этому мазутопроводу при необходимости подводят горячий
мазут для заполнения трубопроводов циркуляционной системы
при включении установки в работу. Остальные детали схемы не
отличаются от ранее рассмотренной.
В связи с тем, что подсоединение шлангоц к сливным патруб-
кам цистерн является сложной и трудоемкой операцией, по пред-
ложению Г. Ю. Козлинского [22 ], разработана схема с замкну-
той циркуляцией через сифонную трубу 16 (рцС. 3. 10, в). По этой
схеме по мерс подогрева топлива в цистерне его откачивают
107

в резервуары. Для очистки цистерны открывают сливной клапан
и остаток мазута стекает по сливному лотку в дренажный бак.
ВТИ [22 ] разработана также схема для одновременного слива
нескольких цистерн. Для каждой цистерны предусмотрена уста-
новка насоса, подогревателя и самостоятельных трубопроводов.
Сопоставление циркуляционного метода подогрева мазутов
с разогревом в цистернах, оборудованных стационарными подо-
гревателями и острым паром, по расчетам ВТИ, приведено
в табл. 3. 7.
Таблица 3. 7
Технико-экономические показатели циркуляционного
метода подогрева мазута в цистернах в %
Показатели \	Способ подогрева		
	циркуля- циошшй	стационар- ными змееви- ками	открытым паром
Стоимость слива . Продолжптель-	100		122
пость слива Расход пара па по-	100	84	143
догрев	100	50	
Данные, приведенные в табл. 3. 7, показывают, что подогрев
при сливе мазутов циркуляционным способом является наиболее
дешевым, несмотря на то, что он уступает по расходу пара подо-
греву стационарными змеевиками и открытым паром, а по про-
должительности — подогреву стационарными змеевиками. Су-
щественная особенность рассматриваемого метода подогрева —
отсутствие обводнения мазута при сливе.
На рис. 3. 11 приведен эскиз установки для слива высоко-
вязких* нефтепродуктов пз железнодорожных цистерн. Уста-
новка разработана во НИИтранснефти [23 ], ее работа основана
на циркуляционном подогреве. Перед сливом нефтепродукта из
цистерны 5 в ее сливной патрубок 7 вставляют стакан 8 с паро-
вой рубашкой и к патрубку специальным приспособлением 6
подсоединяют шланг 9 от кожухотрубного теплообменника 10
с поверхностью нагрева 35 л2. Затем в стакан и теплообменник
подают пар и открывают клапан сливного патрубка. Нефтепро-
дукт поступает в теплообменник, откуда после подогрева заби-
рается винтовым насосом 11 (<о=152 рад/сек, р=2,5 Мн!м2,
В = 1-10—2 м/сек) и по стояку со шлангом 2 через устройство 1
с раскладывающимися трубами — соплами подается внутрь ци-
стерны. Вытекая из непрерывно двигающихся вдоль днища
цистерны труб — сопел под давлением (1—1,2 Мн/м2), горячий
нефтепродукт интенсивно перемешивается с холодным и разо-
108

гревает его. Насос приводится в действие электродвигателем 12
(Л’=36 кет). Положение стояка со шлангом регулируют краном-
укосиной 3 с лебедкой 4.
Перемещаясь вверх или вниз под давлением нефтепродукта,
поступающего на разогрев, поршень через шток и тягу повора-
чивает на опорах первые колена труб сопел. Поворот вторых
колен производится с помощью двух дисков, скрепленных между
собой стальным тросиком. Диски большого диаметра прикреп-
Рпс. 3. 11. Эскиз установки НИИтранспефти для разогрева мазу-
та в цистерне циркуляционным методом.
лены к корпусу, а меньшего диаметра — ко вторым коленам
труб-сопел. Изменение направления движения поршня, а следо-
вательно, и труб-сопел осуществляется трехходовым краном.
На концах труб-сопел могут быть установлены скребки, ко-
торые при движении труб-сопел к торцам цистерны скла-
дываются, а при движении к центру — расправляются и счи-
щают остатки.
По данным [23 ], установка позволяет сливать высоковязкие
нефтепродукты из цистерн без остатков за 2,5—5,0 ч.
Следует отметить, что установка теплообменника на всасы-
вающей стороне насоса нецелесообразна, так как при подогреве
Нефтепродукта, согласно описанию [23], до 40—50° С он будет
создавать значительное сопротивление. Более рациональна уста-
новка подогревателя на напорной линии насоса, как это преду-
смотрено в схемах ВТИ. Кроме того, промышленные испытания
[24] выявили ряд существенных недостатков в кинематике уста-
новки п без реконструкции она вряд ли найдет применение.
109

Период работы циркуляционной установки т или расход
циркулирующего мазута b определяем из уравнения теплового
баланса
Ьс (<п — t)dx = Bucdt + /гц/:'ц G — *0)	(3- 36)
где Вц — количество мазута в цистерне в кг; с — средняя тепло-
емкость мазута в дж!кг град; t, tn, t0 — соответственно тем-
пература мазута в цистерне, на выходе из подогревателя и окру-
жающей среды в °C; А-ц — средний коэффициент теплопередачи
от нагретого мазута в окружающую среду в вт!м2 град; F^ —
поверхность охлаждения цистерны в м2.
Разделяя переменные и интегрируя от начальной темпера-
туры ta до конечной tK и от 0 до т при tn = const, c=const и
fc4=const, имеем
Вцс .	+	—(Ьс + ^ц^ц) <11	_
X •— ~i '-) р Id - -,	.	(о. о/)
с-Ь‘ц^ц 6с<11-|-^ц^'ц<0 — (6с-{-кцГц) <к
При интегрировании уравнения (3. 36) принято, что ta = const.
В действительных условиях работы по мере подогрева топлива
в цистерне температура на входе в подогреватель tn увеличи-
вается, что обусловливает возрастание ta. При этом повышается
tj, понижается средняя вязкость и увеличивается коэффициент
теплопередачи 7гп. Одновременно уменьшается средний тем-
пературный напор —tf, и в первом приближении можно при-
нять, что тепловая мощность подогревателя
Qn = ic (Лт Л]) 7fn/n (7tu t/) еп = const, (3. 38)
где /п — поверхность нагрева подогревателя в м2; lw — сред-
няя температура стенки (температура теплоносителя) в °C;
еп — коэффициент удержания тепла для подогревателя.
Полагая, что i=const, c=const из (3. 38), имеем Д t = <п —
— const. Уравнение теплового баланса при Д/ = const
be&t dx* — Bacdt -j- А’ц/’ц (t — 70)
Разделяя переменные и интегрируя от (ц до tK и от 0
при c=const и для упрощения Au=const, получаем
т* == ^Цс 1 п	~^'ц^’д Он—<о)
Т-'ц/'ц be ы /(ц^дОк—<о)
Нетрудно убедиться, что t^> т*, однако отношение —
роком диапазоне определяющих параметров мало отличается
от единицы.
Тепловая мощность подогревателя Qn~ ЬсЫ определяется
из уравнения (3. 40)
П ]• К Ок <о) Он <о)
Ул — Лц/'ц------------------
(3.39)
до т*
(3. 40)
в ши-
(3.40')
ПО
—1

где
о _ кпГп t;
Р	-НцС
При применении в качестве теплоносителя влажного, сухого
насыщенного или слабо перегретого пара
Qn <*п/п (iu	(3.41)
где ап — коэффициент теплоотдачи от стенки подогревателя
к мазуту в вт/м?- град-, ta — температура насыщения при
среднем давлении пара в подогревателе в ° С.
Расход пара на подогреватель
£>„ = - ,
еп Un —1 KnJ
(3.42)
где in, inn — соответственно энтальпия пара и конденсата при
среднем давлении в подогревателе в дж!кг.
При разомкнутой схеме циркуляционного подогрева и отводе
мазута в количестве Ьо при температуре tK и расходе циркули-
рующего топлива для покрытия тепловых потерь b на основании
уравнения теплового баланса при in = const получаем
b0 = b —-1	---(3.43)
Циркуляционный метод подогрева топлива и других высоко-
вязких продуктов в цистернах для уменьшения простоя их под
сливом неоднократно проверялся в промышленных условиях.
Однако он пока не нашел широкого распространения из-за зна-
чительных капитальных затрат, сложности коммуникаций, необ-
ходимости мощных подогревателей и ряда технологических за-
труднений, возникающих при одновременном сливе состава
цистерн (поддержание одинакового уровня при сливе состава
цистерн, равномерное распределение циркуляционных потоков
по фронту слива и др.).
Циркуляционный подогрев может получить распространение
при создании компактных малогабаритных, снабженных соот-
ветствующей автоматикой, агрегатов, состоящих из высоко-
эффективных подогревателей, вертикальных насосов с приводом
и сопловым устройством, которые могут быть легко и быстро
установлены в горловине цистерны
5.	Слив мазута под избыточным д а в л е-
н и е м. Применение избыточного давления за счет подачи во-
дяного пара илп сжатого воздуха над уровнем нефтепродукта
в цистерне для ускорения слива предложено М. С. п П. С. Стопа
в 193G г. [25].	.
111

Для создания давления в котле цистерны на люк колпака
герметично устанавливают съемную крышку. На крышке имеются
патрубки для подвода сжатого агента (пара или воздуха), а также
для манометра и предохранительного клапана. Кроме того,
имеется патрубок, через который можно подвести прп необхо-
димости пар к подогревателю для ускорения слива и зачистки
цистерны.
По данным [20, 25 J, прп сливе мазута М-80 под давлением
пара 0,05 Мн!м2 из большегрузной цистерны с объемом котла
50 м3, по сравнению со сливом из контрольной цистерны, достиг-
нуто ускорение слива в 4,5 раза. В этих опытах температура
мазута при сливе составляла 31—34° С, а вязкость приблизи-
тельно 400° ВУ. При сливе мазута М-40 с температурой ниже
0°С для ускорения слива в цистерну подавали пар. Вязкость
при сливе составляла 9500—000° ВУ По сравнению со сливом
из контрольной цистерны получено ускорение слива в 12 раз
и значительно меньше обводнено топливо. В этих опытах давле-
ние пара составляло 0,15—0,17 Мн!м2. При применении для
слива нигрола сжатого воздуха под давлением 0,05—0,07 Мн/м2
наблюдалось уменьшение продолжительности сливных операций
в 2 раза. Температура продукта при сливе составляла —10° G
(вязкость нигрола при 100° С, ВУ100 = 4,5° ВУ).
В связи с тем, что при определении ускорения слива расчет
времени производился с учетом зачистки цистерн, приведенные
данные [20, 25 ] не позволяют найти действительное ускорение
самого слива под действием избыточного давления. Кроме того,
опыты проведены на цистернах со сливным прибором Утешип-
ского старой конструкции, который имеет большое гидравли-
ческое сопротивление. В этом случае влияние избыточного дав-
ления па ускорение слива больше, чем для современных цистерн,
оборудованных универсальным сливным прибором.
Расчеты, проведенные по методике, изложенной в разделе 3. 3,
показали, что при сливе мазута с вязкостью v=0,4 см21сек из
цистерны емкостью 50 м3 через сливной патрубок й=200 мм
прп приведенной длине сливного прибора = 3 избыточное дав-
ление 0,1 Мн!м2 ускоряет процесс олива на 52% по сравнению со
сливом при р=0. Чем выше вязкость, тем больше ускорение слива.
Однако при повышении вязкости одновременно увеличивается
остаток, особенно в торцовых частях цистерны. Это обстоятель-
ство нс позволяет применить избыточное давление для слива
очень вязких топлив, т. е. в условиях, при которых можно полу-
чить значительное ускорение слива.
Большее ускорение слива можно обеспечить при сливе под
давлением и паровом подогреве сливного прибора. Но при этом
остатки в цистерне практически такие же, как при сливе под
давлением без подогрева сливного патрубка.
112

Применение избыточного давления для ускорения слива
мазута перспективно при использовании цистерн с паровой ру-
башкой ЦИПИ МПС пли электроиндукциоином методе подо-
грева (см. ниже). В обоих случаях благодаря скольжению топ-
лива по горячей поверхности остатки при сливе отсутствуют.
В настоящее время во всех вновь выпускаемых цистернах
герметизированы люк и сливной прибор, а также установлено
два предохранительных клапана. Один отрегулирован на
избыточное давление 0,15 Af«/.w3, второй — на разрежение
0,02 Мн!м* [2].
Таким образом, для возможности применения избыточного
давления с целью ускорения слива необходимо предусмотреть
установку штуцера с вентилем па колпаке или крышке люка
для подачи сжатого агента (воздуха или пара) в котел цистерны.
6.	Слив с разогревом мазута вибро-
подогревателями. В последнео время проведено зна-
чительное количество работ по изучению влияния колебаний
поверхности нагрева и обогреваемой среды на эффективность
теплообмена *.
Процесс теплоотдачи от вибрирующих подогревателей к вяз-
ким нефтепродуктам подробно исследовал Н. В. Калашников [27 ].
На основании проведенных опытов по подогреву мазута М-100,
автола АК-15 (v20=66,2 см2! сек) и смеси веретенного масла с ке-
росином (v2o=0,172 см21сек) показано, что
/ Г Ре	.-----\‘.34
Nu = 0,11 (у + 0-25 1 Gr • Рг )	(3.44)
где Pe=u>Cp pd/X — критерий Пекле; w=a ш/у 2 — среднеквадра-
тичная скорость вибрации в м!сек\ а — амплитуда колебаний в м;
ш — угловая скорость в рад/сек', d — диаметр подогревателя в м.
При вибрации подогревателя со значительными амплитудами
происходит разрушение пограничного слоя и теплоотдача осу-
ществляется главным образом вынужденной конвекцией. Тепло-
вой поток, обусловленный свободной конвекцией, в опытах
Н. В. Калашникова составлял 4—6% от суммарного теплового
потока виброподогревателя.
Пренебрегая влиянием свободной конвекции на теплоотдачу,
автор [27 ] предложил расчетную формулу:
Nu/ = 0,146 РеО-67 рГ/-о.1б.	(3.45)
Формула (3. 45) применима в интервале величин: 2а=10 4-
ч-40 лии, и?=2,0 4- 3,5 см/сек, Re/=2 4- 2200, Рг/ = 1,4 10г4-
н-1.5 104, Ре/=1,6 104 4- 4 105.
Па рис. 3. 12 приведены экспериментальные данные [27 ],
которые подтверждают, что формула (3. 45) удовлетворительно
описывает зависимость Nu от определяющих критериев Ре и Рг.
* Библиографическая справка по этому вопросу приведена в работе [26].
8 3. И. Геллер.	113

Исследования Н. В. Калашникова показали, что по мере
увеличения вязкости влияние амплитуды в интервале
2а=5 -т- 40 мм на эффективность теплообмена уменьшается и при
подогреве мазутов коэффициент теплоотдачи зависит от скорости
вибрации. При скорости вибрации гг=1,34 м/сек коэффициент
теплоотдачи виброподогревателя возрастает примерно в 20 раз
Рис. 3. 12. График функции (3. 45) по данным Л. В. Калашни-
кова [27].
1 — мазут; 2 — автол АК-15; 3 — веретенное масло; 4 — веретенное масло с
керосином.
по сравнению с коэффициентом теплоотдачи от неподвижной
поверхности.
Таким образом, виброподогреватели позволяют резко интен-
сифицировать процесс теплоотдачи, что открывает принципиаль-
ную возможность создания малогабаритных высокоэффективных
подогревателей для разогрева мазутов в цистернах, отсеках неф-
теналивных судов и резервуарах.
На рис. 3. 13 приведен эскиз переносного виброподогревателя
для разогрева вязких жидкостей в железнодорожных цистер-
нах [27 ]. Подогреватель состоит из двух секций тонкостенных
труб 5 эллиптического сечения, присоединенных шарнирно к ниж-
ней траверсе 6. Секции соединены тягами 4 с верхней травер-
сой 3, перемещающейся свободно по вертикальным трубчатым
стойкам, которые используются для подачи пара и отвода конден-
сата из подогревателя. Паровой поршневой привод 1, установлен-
ный на стойках, при помощи штока 2 и верхней траверсы обеспечи-
114

вает колебания секций. Подогреватель в сложенном состоянии
(рис. 3. 13, а) вводится в цистерну через люк и жестко закреп-
ляется на его фланце. При вращении винта-штока 2 верхняя
траверса 3 перемещается вниз и подогреватель занимает рабочее
положение. Характеристика подогревателя: 2а = 0,25 м,
iv = 0,83 м!сек, поверхность пагрева 5,65 м2, тепловая мощность
448 кет, мощность парового привода 4,8 кет, продолжительность
подогрева 50 м3 мазута па 60° С — 3,5 ч.
Рис. 3. 13. Переносный вставной качающийся подогреватель для
разогрева вязких жидкостей в железнодорожных цистернах,
а — подогреватель в сложенном виде; 6 — раскрытый подогреватель.
Необходимо отметить, что виброподогреватели могут найти
широкое распространение при удачном конструктивном оформле-
нии, когда влияние инерционных сил, возникающих при вибрации
поверхности нагрева, не будет препятствовать их применению.
Как показали поисковые опыты, проведенные нами совместно
с И. И. Воскресенским [28], некоторое ускорение елпва высоко-
вязких мазутов из цистерн можно получить при вынужденных
колебаниях цистерны или топлива вибраторахш и применении
обычных подогревателей. По-впдимому, ускорение елпва в этих
условиях обусловлено уменьшением вязкости мазутов в сливном
патрубке. Понижение вязкости при продольных колебаниях
наблюдалось и при других опытах [29 ].
7.	Электроин д у к ц ионные и другие спе-
циальные методы разогрева мазута при
сливе из цистерн. Сущность электроипдукционного
8*
115

метода подогрева заключается в том, что вокруг цистерны со-
здают переменное электромагнитное поле при помощи обмотки,
по которой припускают переменный ток. При .том в степкдх
цистерны ппдуктирустся ток и превращается в тепловую энер-
гию. Теп.<о от стопок передается нагреваемому топлпву.
На рпс. 3. 14 приведен общий вид устройства для электро-
ппдукциониого разогрева мазута в железнодорожных цистер-
Рис. 3. 14. Установка , .я атектроии {укциопного метода подогрева
мазута в цистернах.
пах, разработанного на I )C-t Ленэнерго [30, 31 ], состоящего
из двух нагревательных элементов, системы питания, защиты
и вспомогательного оборудования. Нагревательные элементы
изготовлены из 36 алюминиевых щип сечением 5x40 мм, которые
закреплены с помощью прокладок из стеклотекстолита па поту-
кольцовом каркасе из стальных труб d- 40 мм. Для защиты от
атмосферных' осадков каркас снаружи обшит листовым алю-
мипи м. На одном конце шины имеют струбцины, а к другому
концу жестко закреплены гибкие алюминиевые провода сеченном
135 льм2. Нагревательные элементы при помощи электротатем
накладывают па цистерну пл обе стороны от ео горловины, гиб-
кие алюминиевые провода пропускают под брюшиной цистерны
и соединяют их с концами тип в обмотку. К нагревательным
элементам подают напряжение 220, 380 в от трансформатора соб-
ственных ну лд. Остановка имеет автоматическую блокировку,
116

защиту и сигнализацию, которые обеспечивают безопасность
эксплуатации.
Опытная эксплуатация устройств для электроиндукционпого
нагрева показала [31 ], что продолжительность выгрузки ма-
зута М-60 из цистерн емкостью 50 м3 при температуре наружного
воздуха —И ° С и минимальной температуре мазута в цистерне
4° С составляет около 3,5 ч. При этом 1 ч расходуется на подго-
товительные операции (сборку схемы). При разогреве аналогич-
ных цистерн открытым паром время слива (со вспомогательными
операциями) составляет 5,5 ч. Таким образом, при электроин-
дукционном нагреве простой цистерн под сливом сокращен почти
вдвое.
Кроме того, при таком методе подогрева слив происходит
без остатка, т. е. отпадает необходимость зачистки цистерн,
исключено обводнение топлива, улучшаются условия труда слив-
щиков и снижается расход энергии при сливе. В опытах Леп-
эперго удельный расход электроэнергии составлял 30—70 кдж!кг.
Так как мощность индуктированного тока можно регулировать
в широких пределах, легко обеспечить наиболее экономичный
режим слива.
Необходимо, однако, отметить, что в конструкции нагревателя
Ленэнерго слабо использованы преимущества электроипдукци-
онного метода подогрева, при котором в результате пагрева сте-
нок цистерны вязкость мазута в тонком, прилегающем к стенкам,
слое резко снижается, что позволяет производить выгрузку
мазута из цистерн в холодном состоянии. Это может дать зна-
чительно большее ускорение слива, чем достигнуто в опытах
Ленэнерго, в особенности при обогреве сливного прибора и при-
менении избыточного давления в котле цистерны. Существенным
недостатком является также наличие 72 разъемных контактов.
По-видимому, электропндукционный метод подогрева мазута
при сливе при удачном конструктивном оформлении может
найти широкое применение для крупных потребителей топлива
(ГРЭС, ТЭЦ и мощных производственных котельных).
Высокочастотный (диэлектрический) нагрев вряд ли может
оказаться целесообразным для разогрева мазута при сливе из
цистерн, так как его применение связано с большим расходом
электроэнергии. Возможно, что в некоторых случаях он найдет
применение для подогрева остатка мазута при зачистке цистерн.
8.	Слив мазута из цистерн, оборудо-
ванных паровой рубашкой.
Общий вид цистерны ЦНИИ МПС (и=50 .и3) изображен
па рис. 3. 15, а. К нижней части котла 1 приварены швеллеры 4,
угольники 5 и наружные листы 6 (рис. 3. 15, б), образующие
паровую рубашку 2 с поверхностью нагрева 28,2 м2. Сливной
прибор 3 d=200 мм также снабжен паровой рубашкой. Пар под
давлением до 0,3 Мн!м2 подводится к штуцеру паровой рубашки
елпвного прибора, нагревает сливной патрубок, а затем посту-
117

00
a
4635
Рис. 15, Цистерна с паровой рубашкой.
а — общий вид; б — детали.

ппет в паровую рубашку цистерны. Для прохода пара в швелле-
рах 4 имеются вырезы. Июль ии.кыея части паровой рубапп и
устроен желоб для сбора конденсата. Конденсат отводится через
патрубки 7.
В цистернах с паровой рубашкой используется принцип
сколь Кения холодного топлива «о горячей поверхности, при
котором температура в прилегающем слое повышается, а вязкость
резко падает. В результате через 2—3 лии после иодачи па ра
опливо скользит по стенкам
котла, которые имеют темпера
туру ОКОЛО 80° С, К С lilBHOM]
патрубку и по патрубку опу-
скается в приемное устройство.
При этом средняя температура
«струи» может быть зпачи
тельно ниже температуры за-
стывания.
Па рис. 3. 16 приведена фо-
тография струи мазута М-80 с
температурой 2° С [33], выте-
кающей из сливного патрубка.
При использовании цистерн
с паровой рубашкой, поданным
В. К. Смирнова [33, 34 ], мазу-
ты М-100 и 51-80 могут быть
слиты в среднем в 2,2—4.2 раза
быстрее, чем из цистерн обычной
Рис. 3.16. Слив мазута из шктерны
с паровой рубашкой (температу ра
«•труп 2 С).
конструкции. Одновременно удельный расход пара сокращается в
среднем в 2 раза, полностью исключено обводнение топлива, умень-
шается остаток в нижней части котла в 10—12 раз и отпадает
необходимость в ру чпой зачистке цистерн. В результате новы 
шается производительность и улучшаются условия труда, что
позволяет сократить почтя вдвое число сливщиков
Еще большее ускорение слива можно получить при приме-
нении избыточного давления в котле цистерны с паровой рубаш-
кой. Так, наши опыты показали, что при избыточном давлении
0,05 и 0,1 Мн!м? время слива мазута М-60 из цистерны емкостью
66 л3 сокращается соответственно па 32 и 15%.
Опытные цистерны были залиты мазутом M-tiO с температурой
75° С и находились в пути семь суток (пробег 1800 к к) при сред-
ней температуре окружающей среды t0 = —12е С. Слив произ-
водился при Zo= —18е С. Температт па мазута перед сливом
составляла —9° С па расстоянии 20 мм от дпа цистерны и +4° С
па ее осп. В паровую рубашку подводился пар под давлением
0,2 Мн/м? и температурок 17U° С.
Некоторым ис (остатком цистерн с паровой рубашкой является
увеличение их тары. При этом для цистерн постройки 1956 г.
(Г-50 л3) с повер'Плстыо нагрева 28,2 .и2 увеличение тары со-
119

ставляет примерно 1400 кг, а для цистерн постройки 1961 г.
(V=60 -ия), которые имеют поверхность нагрева 39,8 .и2, — при-
близительно 1100 кг [35 ], т. е. тара цистерны возрастает при-
мерно на 5%.
При приеме высоковязких мазутов в холодном состоянии из
цистерн с паровой рубашкой или с электроипдукционным мето-
дом подогрева проще устройство эстакад па сливных пунктах.
Однако приемно-сливные устройства мазутохозяйства ГРЭС, ТЭЦ
и других крупных потребителей топлива должны быть обору-
дованы системой приемных бункеров-лотков, расположенных
под рельсовыми путями и снабженных мощными подогреватель-
ными устройствами (см. раздел, 3. 5). По-видимому, в этих условиях
целесообразно применить циркуляционный метод подогрева.
Приведенный обзор и анализ методов слива высоковязких
топлив из цистерн показывают, что в настоящее время наиболее
прогрессивным типом цистерн для доставки мазутов являются
цистерны с паровой рубашкой.
Широкое распространение таких цистерн позволит резко
сократить продолжительность слива и простоя подвижного со-
става, а также уменьшить трудоемкость сливных операций и ко-
личество обслуживающего персонала. Все это, в конечном счете,
обусловит снижение эксплуатационных расходов энергетических
потребителей топлива и повысит надежность работы.
Как показали расчеты института Теплоэлсктропроект, срок
окупаемости затрат при внедрении цистерн с паровой рубашкой
составляет 3,5—4,0 года.
3. 5. Оборудование приемно-разгрузочных устройств
Оборудование приемно-разгрузочных устройств зависит от
метода подачи и слива мазута, свойств топлива (температуры
вспышки, вязкости), мощности электростанции или котельной.
Все энергетические потребители, которые получают топливо
по железной дороге, имеют устройства для механизированного
самотечного слива мазута через нижние сливные приборы цистерн.
Для котельных небольшой мощности (до 3 Мет), работающих
на соляровом масле, допускается слив топлива при помощи руч-
ных насосов [36 J.
Приемно-сливные устройства тепловых электростанций и ко-
тельных, для которых мазут является основным резервным
или растопочным топливом, состоят из разгрузочных (сливных)
эстакад, имеющих оборудование для разогрева мазута и обслу-
живания цистерн, системы лотков и каналов для самотечного
слива и приемных резервуаров. При этом в проектах мазут-
ного хозяйства, разработанных пнстптутами Теплоэлектропроект,
Промэнергопроект и др., предусмотрен разогрев мазута в ци-
стернах открытым паром. Температуру подогрева мазута М-100,
по данным [6], принимают равной 60° С, что соответствует вяз-
120

кости при сливе около 0,34 см?/сек или 46° ВУ. Промэнерго-
проект [1 ] предусматривает подогрев мазута марок 60, 80 и
100 соответственно до 40° С (v=0,4 см?! сек), 50°C(v^0,4 см?! сек)
и 60° С (v 0,34 см21сек).
Разгрузочные (сливные) эстакады (рис. 3. 17) представляют
платформы из плоских железобетонных рам сборной конструкции,
расположенные выше головки рельсов. Ширина платформ 1,2 м.
Вдоль фронта слива через каждые 6 м установлены металличе-
Рис. 3. 17. Разгрузочная эстакада с межрельсовым сливом.
ские или железобетонные стояки, на которых смонтировано все
оборудование сливной эстакады. На стояках 1 закреплены вер-
тикальные отводы 2 dy =50 мм от общего паропровода 3, рас-
положенного вдоль эстакады в канале или на отметке 3,5—4,0 м,
для подачи пара к гребенке 4 греющего прибора 5 (см. рис. 3. 9).
Поднимают и опускают подогреватель поворотным кран-уко-
синой 6, оснащенным подъемным крюком и ручной лебедкой 7.
Для обслуживания греющих приборов и подхода персонала
к горловинам цистерн вдоль эстакады проложен проходной
трап 8 с откидными мостиками 9 возле каждого стояка. Для пере-
хода с платформы на платформу предусмотрен переходной мост
через железнодорожные пути.
Приемно-сливные устройства тепловых электростанций и ко-
тельных рассчитывают на прием цистерн емкостью 50 м3, однако
принятый шаг стояков в сочетании с поворотными кран-укоси-
121

нами позволяет производить подогрев мазута в цистернах разной
грузоподъемности.
Длина фронта слива зависит от расхода мазута, характера
потребления топлива и дальности доставки.
Для ГРЭС мощностью 2400 Мет (расход мазута М-100 в ко-
тельной 170 кг!сек) четырехпутиая разгрузочная эстакада рас-
считана на ежесуточное поступление 240 цистерн грузоподъем-
ностью 50 Т (7=50 м3) и имеет длину фронта слива 4x320 м [0].
Прием и слив цистерн производят в три ставки (график раз-
грузки цистерн описан па стр. 89). Принятый фронт слива обес-
печивает разгрузку суточного расхода мазута при трехсменной
работе и продолжительности обработки одной ставки 8 ч. Для
ГРЭС мощностью до 600 Мет (расход мазута до 32,5 кг/сек) по
типовому проекту института Теплоэлектропроект [37 ] двухпут-
ная эстакада рассчитана па одновременный прием 38 цистерн,
при этом длина фронта слива составляет 2x225 м. Фронт слива
обеспечивает разгрузку мазута при двухсменной работе.
Длина и число путей фронта слива приемно-сливных устройств
промышленных ТЭЦ мощностью до 50 Мет, которые используют
мазут в качестве основного и резервного топлива, приведены
в табл. 3. 8.
Таблица 3. 8
Фронт слива для электростанций мощностью до 50 Мет [1]
Мазут — основное топливо			Мазут — резервное топливо		
расход мазу- та, кг/сек	фронт слива		расход мазу- та, кг ice):	фронт слива	
	длин:	число путей		длина, м	число путей
1,15	50	1	1,15	50	1
1,95	75	"	1	1,95	50	1
2,80	100	1	2,80	75	1
4,15.	100	1	4,15	75	1
6,25	75	2	6,25	75	1
8,30	100	2	8,30	75	1
Для промышленных и отопительных котельных длина фронта
разгрузки должна обеспечить одновременный слив цистерп,
общая емкость которых равна полуторасуточпому расходу ма-
зута, если мазут является основным топливом, и полусуточному
расходу, когда мазут применяют в качестве резервного топ-
лива [36].
В унифицированных типовых проектах растопочного мазу-
тохозяпства ГРЭС (в зависимости от числа и мощности котель-
ных агрегатов) длину разгрузочных эстакад принимают 45 и
90 .и, соответственно для одновременного приема, разогрева и
слива 4 и 8 цистерн емкостью 50 м3 [38]. Для растопочных хо-
зяйств промышленных и отопительных котельных с котлами
122

30 Мет и менее сливные устройства проектируют для приема
одной цистерны (Г—50 .и3), а при котлах большей мощности —
для приема двух цистерн.
Приемпо-сливпые устройства тепловых электростанций, про-
мышленных, а также крупных отопительных котельных обору-
дованы межрельсовыми самотечными лотками с отводом мазута
в приемные резервуары.
Расчет самотечных лотков прямоугольного сечения при ла-
минарном движении мазута производят по формуле И. А. Пар-
ного. Гидравлический уклон лотка
В v (62+4й2)
0,286g<W
(3.46)
где В — расход мазута в м3/сек-, Ь — ширина лотка в м\ h — глу-
бина потока в .и; v — кинематическая вязкость в мМсек.
Аналогичный результат можно получить по формуле
АзНИИ [39]
. _ 325 v
1 ~ gKb4^ ’
(3.47)
где К — определяют по табл. 3. 9.
Таблица 3. 9
Значения коэффициента К
ь 2h	1	1,25	1/	2	3		5	10
К		2,20	2,09	1,83	1,40	1,12	0,93	0,50
При турбулентном режиме движения лотки рассчитывают по
формуле Дарси—Лейбензона
п2—т vm
i = Р - - т .	(3-48)
к (45)
г> bh	..	о 0,241
где- л =	---гидравлический радиус лотка; р = —-—
8 X
и т = 0,25 — для зоны действия закона Блаузиуса; 0 = —j-
и т = 0 — при квадратичном законе сопротивления; X — коэффи-
циент гидравлического сопротивления.
Расчет лотков проводят в следующей последовательности.
Задаются средней скоростью движения мазута в лотке (w=0,l—
0,5 м!сек} и по расходу, исходя из времени опорожнения цистерн,
определяют необходимое сечение лотка. Затем по конструктивным
соображениям выбирают ширину и глубину лотка и в зависи-
123

мости от числа Re = - - по формулам (3. 46), (3. 47) или (3. 48)
находят гидравлический радиус (г=5—25 мм/м).
На рис. 3. 18 изображена схема приемно-сливных устройств
ГРЭС мощностью до 600 Мет *. Мазут из цистерн сливается
в межрельсовые лотки 1 шириной 930 мм, имеющие уклон
6,5 мм/м к середине фронта слива. Для компенсации тепловых
потерь лотки обогреваются при помощи четырех паровых спут-
ников 2 размером 57x3 лсм, расположенных на дне каждого
лотка. Соединительный канал 3 между левыми и правыми лот-
ками, а также отводные лотки 7 снабжены шандорными щитами 4,
что позволяет отводить мазут из любой половины эстакады в один
из приемных резервуаров 8 при чистке одной половины эстакады
и разгрузке мазута на другой половине. Для защиты перекачи-
вающих насосов 11, расположенных на приемных резервуарах,
и самих резервуаров от механических примесей установлены
подъемные фильтр-сетки 3. Кроме того, на отводящих лотках
к резервуарам для обеспечения пожарной безопасности приемных
резервуаров предусмотрен гидравлический затвор 6.
В типовом растопочном мазутохозяйстве ГРЭС применяют
лотки шириной 800 и 900 мм с начальным заглублением 440
и 950 мм и уклоном 10 мм/м. Лотки промышленных ТЭЦ имеют
ширину 900 мм, начальную глубину 830 мм и уклон от 12 до
25 мм/м.
Для слива топлива в промышленных и отопительных котель-
ных используют лотки меньших размеров и воронки, располо-
женные между рельсами. Лотки и трубы, по которым топливо
самотеком поступает в приемный бак, должны иметь уклон 10—
15 мм/м (для мазута) и 5—10 мм/м (для солярового масла).
Самотечные лотки на уровне подошвы рельс перекрывают
металлическими щитами с прорезями по оси железнодорожного
пути. Прорези закрыты створками, которые открывают вручную
/с помощью штанги.
Количество и емкость приемных резервуаров выбирают с та-
ким расчетом, чтобы обеспечить бесперебойный слив мазута йз
цистерн при кратковременных перебоях в работе перекачиваю-
щих насосов, чистке лотков и др.
В типовых проектах мазутохозяйства ГРЭС предусмотрено
сооружение двух железобетонных резервуаров сборной конст-
рукции цилиндрической формы диаметром 13 м, емкостью по
600 ле3. Резервуары оборудованы секционными подогревате-
лями 10 с поверхностью нагрева 8x6 мй. Отвод конденсата от
подогревателей резервуаров, так же как и от паровых спутников
лотков, осуществлен в барботер 9 (см. рис. 3. 18). Суммарная
емкость приемных резервуаров, сливпых и разводящих лотков
* Аналогичные приемно-сливные устройства применяют для ГРЭС
мощностью 2400 Мет.
124 

Рис. 3. 18. Схема приемпо-слиииых устройств ГРЭС.

для ГРЭС мощностью 2400 Мет составляет около 1900 л«3, а время
наполнения их при отключении перекачивающих насосов «з2 ч.
В качестве перекачивающих насосов использованы погружные
насосы артезианского типа, размещенные на крышках приемных
резервуаров. Такое решение позволило перейти к строительству
наземных расходных резервуаров и наземной мазутонасосной.
В приемных резервуарах ГРЭС мощностью 2400 Мет уста-
новлено по два насоса типа 20Г1Л-22хЗ производительностью
(по мазуту) 0,136 м?!сек прп давлении 362 кн/м3. При такой
производительности насосов откачка мазута из приемных резер-
вуаров продолжается 2 ч—2 ч 40 мин, а время слива мазута из
цистерн составляет 3,5 ч. Для ГРЭС мощностью до 600 Мет на
каждом резервуаре установлен один насос аналогичного типа
производительностью 0,153 м3!сек с давлеппем 380 кн!мг.
Для всех мазутных хозяйств промышленных ТЭЦ предусмот-
рен один железобетонный приемный резервуар сборной конструк-
ции емкостью 200 л3, диаметром 9,5 м и высотой 3 м *. Резер-
вуар оборудован секционными подогревателями.
В промышленных котельных, для которых мазут является
основным топливом, приемный бак имеет емкость 25 м3 при рас-
ходе мазута до 0,9 кг!сек и соответственно 50 и 75 м3 при расходах
топлива 0,9—1,7 кг/сек и свыше 1,7 кг/сек. Если мазут приме-
няют в качестве резервного топлива, используют приемный бак
емкостью 25 лг3 (вне зависимости от расхода мазута). Для отопи-
тельных котельных с котлами мощностью до 30 Мет емкость
приемного бака составляет не более 25 м3, а для котлов большей
мощности — до 50 м3. Приемные баки промышленных и ото-
пительных котельных изготовляют из железобетона без метал-
лической облицовки. Баки оборудованы змеевиковыми подо-
гревателями.
В типовом растопочном мазутохозяйстве ГРЭС железобетон-
ная приемная емкость расположена на расстоянии 1,5 м от зда-
ния мазутонасоспон и имеет объем 30 «н3. Мазут подогревается
змеевиковым подогревателем.
Применение металлических резервуаров в качестве приемной
емкости допустимо в районах Крайнего Севера и в районах с сей-
смичностью свыше 6 баллов.
Необходимо отметить, что принятый метод подогрева мазута
в приемных резервуарах для компенсации тепловых потерь не
предотвращает осаждение механических примесей и карбопдов.
Вместе с тем очистка подземных емкостей и удаление осадка
сопряжены со значительной затратой тяжелого физического труда
и эксплуатационными осложнениями, связанными с выводом
приемного резервуара в ремонт. Для компенсации тепловых
* В последнее время институт Промэнергопроект использует также
прямоугольные железобетонные приемные резервуары с перекачивающими
насосами артезианского типа [1].
12tt

потерь целесообразно применить циркуляционный подогрев ма-
зута в приемных резервуарах. Циркуляция топлива может быть
осуществлена перекачивающими насосами приемно-сливных
устройств мазутного хозяйства.
Рис. 3. 19. Принципиальная схема разгрузочной эстакады для цистерн с па-
ровой рубашкой.
1 — четырехосная цистерна емкостью 50,60 м3; г—паровая рубашка; л—сливной
прибор; 4 — межрельсовый бункер-лоток; 5 — трубчатый подогреватель; 6 — металли-
ческие крышки лотка; 7 — паровой шланг dy = 40 s — паропровод; Р — запорный
вентиль dy = 50 мм\ 10 — поворотная колонка для присоединения шланга при разогреве
мазута открытым паром или подводе пара (сжатого воздуха) при сливе под давлением
dy = 50 .нл<; и — трубопровод сжатого воздуха; 12 — эстакада для обслуживания фронта
слива.
При доставке мазута в цистернах с паровой рубашкой или
применении электроиндукционпого метода подогрева стенок ци-
стерн для выгрузки топлива приемно-сливные устройства должны
оыть приспособлены для приема высоковязких мазутов в холод-
ном состоянии.
127

Система межрельсовых лотков и разводящих каналов для
самотечного слива при подогреве мазута в цистернах откры-
тым паром, предусмотренная типовыми проектами мазутных
хозяйств электростанций и котельпых, пе может обеспечить
надежный прием большего количества мазута в холодном со-
стоянии.
По-видимому, в этом случае приемно-сливные устройства
должны быть оборудованы системой межрельсовых бункеров-
лотков со значительным поперечным сечением и большим гидрав-
лическим уклоном. Для спуска холодного топлива в приемные
емкости необходимо обеспечить интенсивный обогрев стенок
бункеров (рис. 3. 19). Одновременно приемная емкость должна
быть оборудована высокоэффективными устройствами для подо-
грева больших масс мазута. В этих условиях в настоящее время
наиболее перспективным является использование циркуляцион-
ного метода пагрсва.
В заключение отметим некоторые особенности приемпо-слив-
пых устройств электростанций при использовании в качестве
топлива низкосортной высокосерпистой сырой или стабилизи-
рованной нефти.
Как известно, стабилизированные и, в особенности, сырые
нефти отличаются от котельных топлив (мазутов), предусмотрен-
ных ГОСТ 1501-57, главным образом низкой температурой
вспышки, что обусловливает более жесткие требования к проти-
вопожарной безопасности приемно-сливных устройств. Для та-
ких нефтей следует применять закрытые системы слива [40 ]
и оборудовать приемные резервуары в соответствии с требо-
ваниями хранения нефтепродуктов I класса.
3. 6. Зачистка цистерн после слива
По ГОСТ 1510-60 слив мазута из цистерн, оборудованных
нижним сливным прибором, необходимо производить полностью
с удалением остатков. При этом остаток недопустим не только
па днище, но и стенках котла.
Как известно, до введения в действие ГОСТ 1510-60 (1 июля
1962 г.) в цистернах разрешались остатки (по замеру под кол-
паком) до 30 мм (s=450 кг). В действительности же остатки мазута
в цистернах после слива составляют в среднем 500—700 кг [341,
а в некоторых случаях достигают 1000—1500 кг.
Наличие остатков мазута и других темных нефтепродуктов
в цистернах пе позволяет использовать их без зачистки для пере-
возки светлых нефтепродуктов, что приводит к значительному
порожнему пробегу цистерн, который в 1961 г. составил
82,3 % [41]. Прп зачистке цистерн па промывочно-пропароч-
ных станциях обесценивается и теряется большое количество
мазутов. Кроме того, сброс сточных вод промывочно-пропароч-
128

пых станций загрязняет водоемы, а сама зачистка цистерн со-
пряжена со значительной затратой ручного труда и средств.
Таким образом, наличие остатков мазута в цистернах приносит
большой ущерб народному хозяйству.
Одвако осуществить полный слив топлива из цистерн в уста-
новленное время при подогреве мазута открытым паром практи-
чески невозможно. Это обусловлено тем, что в конце слива про-
грев мазута, расположенного под паровыми штангами и в тор-
цовых частях цистерны, происходит весьма медленно, энтальпия
пара используется не эффективно, а потери великп. Вследствие
большой поверхности охлаждения цистерны большая часть тепла
(особенно в зимнее время) в конце слива передается в окружа-
ющую среду.
Кроме того, существующие цистерны имеют конструктивные
дефекты, которые затрудняют полный слив даже маловязкого
продукта. Многие цистерны вследствие неудачной технологии
приварки сливных приборов имеют уклоны днища к торцам и
выступающие (до 50 мм) во внутрь котла буртики сливных па-
трубков. Поперечное расположение лестниц в котле цистерны
затрудняет заправку подогревателя.
В связи с изложенным для выполнения требований ГОСТ
1510-60 необходимо производить зачистку цистерн после слива
мазута. Зачистку цистерн в настоящее время выполняют про-
мывочно-пропарочные станции МПС.
Технология обработки цистерн предусматривает удаление
остатка мазута, промывку или пропарку и протирку или сушку
котла. Остатки мазута, как правило, удаляют путем пропарки
пли промывки цистерн. Значительные остатки обусловливают
большую продолжительность пропарки. Для улучшения про-
грева и удаления остатка применяют двухсторонние паровые
эжектирующпе насадки 142], которые значительно сокращают
продолжительность зачистки цистерн и расход пара.
Ранее промывка осуществлялась вручную, при этом рабочий
находился в цистерне 30—35 мин. В настоящее время промывку
выполняют приборами РП-54. К сожалению, этот прибор не обес-
печивает промывку всей поверхности цистерны и после нее тре-
буется ручная очистка, что ограничивает возможность исполь-
зования для промывки воды с температурой более 45° С и удли-
няет продолжительность обработки цистерн до 1,5 ч, а иногда
и более. После промывки внутреннюю поверхность вручную об-
дувают сжатым воздухом для просушки или обтирают ветошью.
При такой обработке помимо большой затраты тяжелого руч-
ного труда сильно обводняется мазут, а промывочная вода за-
грязняется нефтепродуктами.
Эффективную зачистку цистерн с одновременным сохранением
отмываемого мазута и резким сокращением расхода сточных вод
можно обеспечить при использовании моющих препара-
тов МЛ, разработанных Государственным проектно-конструк-
9 3. и. Геллер.	129

торским и научно-исследовательским институтом морского фло-
та [43].
Препараты МЛ представляют собой композиции синтетических
поверхностпо-активных веществ с добавками электролитов и
предназначены для химикомехапнзированной зачистки танкеров,
барж, железнодорожных цистерн и резервуаров от остатков неф-
тепродукта. Они не токсичны, взрывобезопасны и хорошо рас-
творимы в воде. Применение препаратов МЛ исключает тяжелый
и вредный ручной труд прп очистке и обеспечивает высокое ка-
чество отмыва поверхности. После зачистки цистерна или ем-
Рис. 3. 20. Схема установки для механизированной
зачистки цистерн.
кость вполне пригодны под другой нефтепродукт или для про-
ведения ремонтных работ с применением открытого огня.
Для зачистки цистерн используют препарат МЛ-2, который
состоит из РАС — алкиларплсульфоната (10 %), смачивателя
ДБ (1%), сульфонола НП-1 (6%), кальцинированной соды (60%)
и жидкого стекла (23%) [44].
Технология механизированной обработки цистерн с приме-
нением моющих средств разработана ЦНИИ МПС [42 |.
Принципиальная схема установки для механизированной про-
мывки цистерн представлена на рис. 3. 20. Отстойник 1 запол-
няют водой, и подогревают ее при помощи змеевикового паро-
подогревателя до температуры 80—90° С. Одновременно в баке 2
приготовляют концентрированный (25—30 %) раствор моющего
препарата. Для этого порошкообразный препарат разводят в теп-
лой воде и раствор перемешивают паром. Для дозирования кон-
центрированного раствора во всасывающую линию насоса 3
установлен эжектор 4. В насосе и напорном трубопроводе про-
исходит перемешивание концентрированного раствора с водой
139

и рабочий раствор с концентрацией 0,3—0,5% под давлением
0.7—1,0 Мн!мг подают в промывочный прибор 5 типа ОК-ЦНИИ,
1,-оторый опускают на штанге в горловину цистерны 6 и крепят
к пей. В нижней части прибора установлена турбинка, враща-
ющая корпус прибора с соплами. Вытекающие горячие струи
моющего раствора отмывают поверхность цистерны от мазута,
образуя при этом с мазутом легкоподвижную эмульсию прямого
типа (нефтепродукт в воде). Эмульсия через сливной прибор сте-
кает в лоток 7, проходит через песколовку 8 для отделения меха-
нических примесей и поступает в отстойник, где сравнительно
быстро разрушается. Отделившийся мазут через 2—3 ч отводят
в сборник .9, где он дополнительно отстаивается в течение 4—6 ч
прп температуре 60—70° С. При этом содержание воды в топливе
составляет 5—30%; при применении каскадного отстойника оно
может быть понижено до 5—10%. Насос 10 служит для откачки
мазута. Моющий раствор подогревают до 80—90° С и снова
подают на промывку, т. е. он может быть использован много-
кратно; в результате сброс сточных вод сокращается в 10—15 раз.
Цистерны с остатком мазута М-20 и М-40 в 70—80 мм
промывают в два цикла, а с мазутом М-60, М-80 и М-100 — в три-
четы ро цикла. Расход моющего раствора па цистерну составляет
2.5—3,0 .и3, а препарата МЛ-2 примерно 4—5 кг.
Сушку цистерн после промывки осуществляют атмосферным
воздухом, который подают вентилятором под давлением 1 кн!м2'.
Расход воздуха па сушку составляет 180—200 л3. Через 8—10 мин
внутренняя поверхность цистерны высыхает. Одновременно из
цистерны удаляются пары и температура внутри нее снижается
до 30—35° С. После сушки в цистерну спускается рабочий и
сгоняет остатки раствора в сливной прибор.
Для безопасной работы внутри котла цистерны ЦНИИ МПС
разработан пневмокостюм — скафандр. Воздух под давлением
20 ащ/.н2 по трубкам подводят внутрь костюма. Давление воздуха
1,сгУлирует по своему усмотрению сам рабочий.
Новая технология обработки цистерн внедрена па ряде про-
мывОЧпо_Пр0Пар0ЧпЬ1Х станций МПС и выгодно отличается от
РУ^Пой зачистки. Простои цистерн под обработкой сокращаются
на 40-50 %, в связи с чем возрастают пропускная способность
стацЦий и 0б0р0Т цистерн. Помимо понижения сброса сточных
,И)й» уменьшается также расход пара и значительно улучшаются
^•’’Оция труда и качество промывки цистерн.
Для защиты водоемов от загрязнения сточными водами про-
М|,1,*очно-пропарочных станций ЦНИИ МПС разработал метод
"ЧиСткп сточных вод от нефтепродуктов и других механических
пРГ1Хгесей путем коагуляции воды и напорной флотации ее сжа-
воздухом [45 ].
Принцип действия установки следующий. Сточную воду под
Дс1И'т1ецием насыщают воздухом. При понижении давления рас-
ТВоЬпмость воздуха в воде уменьшается и множество пузырьков,
0*
131

поднимаясь вверх, увлекают эмульгированные нефтепродукты.
Для повышения эффекта очистки одновременно производят коа-
гуляцию воды раствором глинозема или хлорного железа. При
этом вода очищается от механических примесей и, кроме того,
коагулянт способствует разрушению эмульсии. В результате
хлопья коагулянта с прилипшими к ним загрязнениями п пузырь-
ками воздуха быстро всплывают на поверхность и в впде пены
удаляются, а очищенная вода может быть отведена для повтор-
ного использования.
На рис. 3. 21 показана схема флотационной установки про-
изводительностью примерно 0,01 м3!сек, предназначенной для
очистки сточных вод с содержанием нефтепродуктов до 1 кг/м3.
Сточная вода из нефтеловушки 1 поступает в сборный резервуар 2
и насосом 3 подается в напорный резервуар 4. Во всасывающую
линию насоса подведен воздух от эжектора 18. В насосе воздух
перемешивается с водой, а в папорпом трубопроводе растворяется
в пей. Избыток воздуха удаляется через поплавковый клапан 5.
Давление в напорном резервуаре контролируют по манометру 6.
Аэрированная вода через клапан 11 поступает в приемную ка-
меру 10 флотатора 9. Сюда же из промежуточного бачка 7 с помощью
дозирующего клапана 8 и эжектора 19 подводят раствор коагу-
лянта. В приемной камере флотатора вода перемешивается с коа-
гулянтом, деаэрируется и переливается через водослив 12 во
флотациопную камеру 13, где происходит сама напорная флотация.
Образующаяся пена при помощи движущихся скребков 14 сбра-
сывается в пеноприемник 17. Для размыва пены через форсупку 16
подводят воду. Сброс с пеноприемника подают насосом в нефте-
ловушку, а очищенная вода по трубам 15 поступает в карман,
расположенный сбоку флотационной камеры, а затем через
мерный водослив может быть направлена в сборную ем-
кость.
132

В табл. 3. 9 приведены результаты испытаний флотацион-
ной установки [45 ]. Как видно из данных, приведенных в
в табл. 3. 10, очищенная вода содержала 26—54 г/м3 нефтепро-
дуктов и имела прозрачность по шрифту 7—15 см. Прп таком
качестве ее сброс в водоемы недопустим *, но она может быть
повторно использована для промывки цистерн.
Таблица 3. 10
Результаты испытаний флотационной установки
Произво- дитель- ность, 10—3 мЗ/сек		Качество воды				
	Расход коагу- лянта, е/мз	щелоч- ность, г-эке/лсЭ	pH*	прозрач- ность по шрифту, см	содержание нефтепро- дуктов, г/см3	Количество извлеченных нефтепро- дуктов, %
8,05	150	6,0 ** 3,2	7,6	0** 9,0	162 ** 45	72
7,22	150	5,8 3,5	7,5	0 12,5	344 54	84
4,72	100	4,8 3,3	7,3	0 8,8	235 42	83
7,50 ***	150	5,0 2,3	7,3	3 15,5	151 43	71
8,88	150	5,2 2,6	7,4	0 7,4	718 44	94
7,50 ***	200	5,0 2,0	7,3	2 12,5	221 26	88
* В исходной воде.
** В числителе — показатели качества воды до очистш, в аиаменателе — после
очистки.
*** Перед эжекторами установлен фильтр.
Из изложенного следует, что зачистка цистерн от остатков
является дорогостоящей и сложной операцией. Поэтому по воз-
можности слив из цистерн должен производиться без остатков.
Как было указано, при использовании цистерн с паровой
рубашкой и при электроиндукционном методе подогрева стенки
цистерны самоочищаются от остатков и зачистки не требуют.
Для уменьшения остатков при елпве с подогревом мазута
открытым паром и облегчения зачистки обычные цистерны сле-
дует модернизировать. Необходимо снабдить все цистерны уни-
версальными сливными приборами с паровыми рубашками, обес-
печить уклон днища к сливному прибору не менее 15—20 льм,
ликвидировать выступы сливного патрубка во внутрь котла,
* Согласно правилам охраны поверхностных вод от загрязнения сточными
водами в сбросных водах мазутного хозяйства допускается содержание ма-
зута не более 0,1—0,3 г/л®.
133

расположить лестницы вдоль образующей котла. Кроме того,
надо проверить новые методы зачистки цистерн (подогрев в тепля-
ках, инфракрасный п высокочастотный нагрев).
3. 7. Транспортирование мазута по трубопроводам
В настоящее время трубопроводный транспорт мазута при-
меняют для подачи топлива на ТЭЦ и промышленные котельные,
расположенные на расстоянии не более 10—15 км от нефтепере-
рабатывающих заводов. Кроме того, по трубопроводам подают
также мазут к печам технологических установок нефтезаводов.
Серьезные затруднения, возникающие прп сливе высоковяз-
кого топлива из цистерн при доставке его железнодорожным
транспортом, и бесспорные преимущества транспорта мазута по
трубопроводам (см. раздел 3. 1) подтверждают, что увеличение
подачи котельных и печных топлив по трубопроводам, в особен-
ности, к потребителям, отстоящим на значительном расстоянии
от нефтеперерабатывающих заводов, имеет большое народно-
хозяйственное значение.
Здесь следует иметь в виду, что обычно остатки нефтеперера-
ботки, используемые в качестве компонентов мазута, отводят
от технологических установок при температуре 200—250 е С.
Затем в пределах нефтеперерабатывающего завода эти компо-
ненты охлаждают, смешивают с другими нефтепродуктами с целью
получения топлива, соответствующего нормам стандарта, и за-
качивают в резервуары потребителя при температуре 70—80” С.
Глубокое охлаждение остатков нефтепереработки диктуется в ос-
новном условиями пожарной безопасности процесса компаун-
дирования их с маловязкпми продуктами при приготовлении
мазута (маловязкие нефтепродукты обычно имеют невысокую
температуру вспышки), условиями безопасного хранения топлива,
а также необходимостью предотвращения кавитационных явле-
ний в' насосах прп перекачке компаундированных топлив.
Прп применении тяжелых остатков нефтепереработки в чистом
виде в качестве топочного мазута такое глубокое охлаждение не
требуется, так как температура вспышки их около 200е С (см.
табл. 1. 5), а упругость паров при этой температуре составляет
несколько кн!м?. Увеличение температуры топлива п начале
трубопровода позволяет осуществить подачу мазута па большее
расстояние, а повышение температуры в конце трубопровода
(при закачке в резервуарный парк) сокращает расход тепла и
электроэнергии при дальнейшей подготовке топлива к сжиганию *
Однако температура мазута перед перекачкой должна быть
такой, чтобы с учетом тепловых потерь трубопровода температура
топлива при наливе в резервуары не превышала 90—95° С (во
* Кроме того, сокращается расход воды и электроэнергии в связи с мень-
шим охлаждением топлива в пределах завода.
134

и-игиаи'ие вспенивания тон.шва). Увеличение температуры более
<70—95° С допустимо лишь при полном отсутствии влаги.
Температуру мазута перед перекачкой (па в оде в -трубоиро»
вод) определяют по уравнению В. Г. Шухова
fH	С„Н.	(3.49)
/к tv	'	'
г (с т -	; /с ----------------------коэффициент теи иии-
11:Ч	1	<«1. J_
«t	«»
L
редачп от мазута в окружающую среду, отпосепн.лн к внешнему
диаметру трубопровода, ет м~ град-, tu —температура мазута
на вхо (е в тру бопровод в °C; ti: — температура мазута па
выходе пз трубопровода в С; t0 — температура окру кающей
среды в с С; I — длина трубопровода в at; d2 — внешний диаметр
трубопровода в at; В — расход мазута по трубопроводу в
лг’, сек; с — теплоемкость мазута в дж кг-град; Q— плотность
мазута в кг аг5; п1 — коэффициент теплоотдачи от мазута к
стенке трубопровода в вт1.ч~ - град- ч2 - коэффициент тепло-
отдачи от трубопровода в с кру жеющую среду в вт м2~?рад.
61 — толщины с.тепкп трубопровода, пзоляцнп и впутренппх
>тпо > спин на стопке в .и;/., - соответствчощи«* коэффициенты
теплопроводности (стейки, изоляцпп и впутренппх отло i.enii.i)
в вт!м  град.
Для заданного трубопровода и при нелзценных значениях В,
с, р и величина ta определяется условиями о:.ла’ кдения топ шва
при перекачке. Вместе, с том теплоотдача от мазута к стенкам
ару бопровола зависит от характера (режима) движения потока,
т. е. температуры мазута.
В практике «горячила перекачек нефтепродуктов обычно
юмпературу подогрева выбирают так, чтобы обеспечить ламинар-
ный ре ким движения, поскольку’ при переходе от ламинарного
к турбулентному потоку’ существенно увеличивается охлаждение
ннфтеиродукта. При этом также полагают. что «излишнее иовы-
пенис температуры подогрева нефтепродукта часто ы< кет при-
нести только вред, так как при переходе от ламинарного pc Kinta
к турбу пчптпому может резко возрасти коэффициент гидраилп-
чеп ого сопротш ления Л»*. Такое у гвер.кдение является не
правильным.
В действительности при ней' неняом расходе увеличение
коэффициента гидравлического сопротивления по сравнению с ми-
нимальным значением К при ламинарном изотермическом режиме
п .блютается лишь в переходной зоне. При турбулентном роа име
и Ве > 10 000 коэффициент гидравлического сонротивлепня все-
гда ниже, чем при ламинарном потоке. При ншыотермпчвемом
* Gm. В. II. Ч с р и п к и н. Соеру кеппе и эксплуатация тн'фтеча.!.
Гостоцгехиздат, стр. 91, 1935.
135

турбулентном потоке в области действия закона Блауэиуса X
обычно имеет меньшее значение, чем при неизотермическом ла-
минарном потоке. Увеличение потери тепла при переходе от
ламинарного к турбулентному потоку для случая перекачки
высоковязких мазутов от нефтезаводов до резервуаров котельных
и печных установок не может явиться препятствием для выбора
режима движения топлива. Последнее обусловлено тем, что
в пределах нефтезавода до подачи мазута в трубопровод он, как
было указано, подвергается глубокому охлаждению, при котором
физическое тепло топлива почти не используется. Поэтому подача
топлива от нефтезаводов по трубопроводу может производиться
при турбулентном или ламинарном режимах движения * [46 ].
В ряде случаев в начале трубопровода режим движения турбу-
лентный, а в конце — ламинарный.
Как известно, в зависимости от действующих сил ламинарное
движение реальной жидкости может рассматриваться как вязкост-
ное и вязкостно-гравитационное. Вязкостный режим движения
реализуется при условии, когда влияние сил инерции и силы
тяжести мало, а при вязкостно-гравитационном режиме можно
пренебречь влиянием сил инерции. Вязкостный и вязкостно-
гравитационный режимы возможны при Ве<Векр, причем
в первом случае Сг мал, а во втором велик.
Как показали расчеты [28], влиянием подъемной силы при
перекачке вязких мазутов можно пренебречь при Ве/ > 700.
По данным [48, 49], при вязкостном режиме Сг Рг< (5-ь8)-106.
Вместе с тем в опытах [50] при перекачке темных нефтепро-
дуктов по трубопроводам с диаметром 75—400 мм и длиной до
10 км обнаружено, что свободная конвекция несущественна
при Сг Рг < (3,54-5,0)10’, а при Сг Рг > 5 10* [51 ] ее
влияние на теплоотдачу ощутимо.
Теоретическое решение задачи о теплообмене при установив-
шемся ламинарном режиме движения несжимаемой жидкости
в абсолютно гладкой прямой трубе круглого сечения принадле-
жит Гретцу и Нуссельту [52 ]. Впоследствии это решение было
дополнено Г. Гребером [53], Н. П. Шумиловым и В. С. Яблон-
ским [54]. При решении задачи, помимо указанных предпосылок,
принималось, что температура во всех точках входного сечения
постоянна, температура поверхности стенки не изменяется и
физические параметры жидкости постоянны и пе зависят от тем-
пературы. Теоретический расчет теплоотдачи при постоянстве
физических параметров жидкости, отсутствии сил инерции и
предположении, что изменение температуры происходит в тон-
ком пограничном слое, был выполнен Левеком [55 ], а затем
И. М. Шмушкевичем [56].
Аналитические методы решения дают большие расхождения
с опытными данными (100% и более). Это в основном объясняется
* В дальнейшем В. И. Черникин пришел к аналогичному выводу [47].
136

тем, что в расчетах не учитываются конвекция и зависимость
физических констант жидкости от температуры *. Поэтому для
практического применения используют экспериментальные дан-
ные, приведенные в виде критериальных уравнений, полученных
при обработке результатов опытов при помощи теории подобия.
В общем виде уравнение теплоотдачи при конвективном тепло-
обмене для вязкостно-гравитационного режима движения несжи-
маемой жидкости в прямых трубах круглого сечения может быть
записано в виде
Nu = F (ре, Рг, Gr, ф, ~, л ,	(3.50)
где ф — угол наклона оси трубы в рад' лй — симплекс, учитыва-
ющий изменение вязкости.
При вязкостном режиме движения
Nu = Л (Ре, Рг, -j-,	.	(3.51)
Функция в уравнении (3. 50), по М. А. Михееву [3 ], имеет вид:
/ рг. \0,25
Nu, = 0,17 Re?.33 ргмэ Gr®-1	(3.52)
при ^->50; по данным [57]
Nu, = 0,0111 Re3-33 PrJ.43 Gr3-3 jM"5 (3.53)
J J	J	J
при 2 • 102 < Re, < 1,6 • 103, 6  102 < Рг/ < 103, 2,2 • 10- < Prw <
3,4-10®, 4- 103<Gr,< 1,8-104;
по Кэрну
(3.54)
по Ф. Джиллу и P. Расселу [51]
Nutt = 0,t84(Gr-Pr)0.32	(3.55)
при 5 • 101 < Gr • Pr < 10®.
Для функции в уравнении (3. 51) в литературе приведены
следующие значения для круглых труб.
По Б. С. Петухову и Е. А. Краснощекову [48], для охлажде-
ния жидкости
Nuj = 5,25 (Ре/4-У/в Ргу-0-2^-^-)-0’00	(3.56)
♦ Расчет теплоотдачи с учетом зависимости вязкости от температуры
выполнен Б. С. Петуховым [49].
137

для нагревания леи цсос-тп
Nuz =2.25^4-/ 3рг.Г"’,и|'',7)	^.57)
при Ве<2300, Сг< 14000, 100<Ро — < <-">00, 4О'< Рг < КОО;
1,8<б 1 - < 1и00 при охлаждении и 0,2< -1 ' <0,6 при нагре-
вании ЖИ IKOCTII.
Уточненное уравнение Г>. С. Петухова, Е. \. Краснощекова,
Л. Д. 11о п. ю [ >8 I
кн	р58)
где	Nu ;
Aw
р ,l' Qrn гтп d
.. > ltd
Re = —-
Ц! - динамическая вязкость жидкости па входе в трхбу
в н сек/м2; v,—i ппематическая вязкость па входе в трубу
г лг сек; р — поправка на jtitpi динамический начальный участок;
з
о, 1аждении q 1, при нагревании
Величина С и показатель Степени и
.мости от отношения — Прп 0.08 < —
при
I <! \	3
е I OOllRe-^) q,	(3.59)
, .. ,0,50
q-= “	-
опре шляются в записи
^10, С - 1,мип -- — ;
I)
при 10	< 1500. С 1.40 и w -1.
.1*1	'	S
равнеппе (3 58) справедливо при 20 < Вс у 230о; 60 <
Ре 62-10‘ и 0,08 < " ' < 1500 7 с Сг ' 3300; 2 • 101 <
• Рг < 7,2  10\
По Е. Н. Видору и Г. Е. Тейту [59],
j	’ з \ 0 1 'i
No 1,8б(вг-|)Д1у	.	(З.иО/
По саппьы <0. Джилла и Р. Рассела 151 ], при Gr • Рг < >-10"
свободная конвекция не влияет на теплообмен и
Kuw = 3,G5.	(3.61)
Из уравпсиин (3.52)—(3.60) следует, что па ко ффпциепт
теплоотдачи существенное влияние оказывают изменение вяз-
кости янцкости и свободная конвекция. Если при отсутствии
138

конвекции передача тепла при ламинарном режиме осуществ-
ляется только за счет теплопроводности, то свободное движение
приводит к турбулизации потока, что влечет за собой увеличение
коэффициента теплоотдачи.
Влияние конвекции учитывается критерием Грасгофа в урав-
нениях М. А. Михеева, автора, Кэрна, Ф. Джилла и Р. Рассела.
При этом конвекция, по данным автора, Ф. Джилла и Р. Рассела,
оказывает большее влияние на коэффициент теплоотдачи, чем
по М. А. Михееву и, в особенности, Кэрну.
Б. С. Петухов, Е. А. Краснощеков, Л. Д. Нольде, а также
Е. Н. Зидер и Г. А. Тейт полагают, что в их опытах свободная
конвекция не имела существенного значения, а изменение вяз-
кости учитывает симплекс ци-/|л/ или	в соответствующей
степени. Обращает на себя внимание почти одинаковый учет
влияния вязкости на теплообмен в уравнениях Кэрна, Зидера
и Тейта, а также в последних формулах Петухова, Краснощекова
и Нольде. Показатели степени при симплексах вязкости соот-
ветственно равны 0,143; 0,140; 0,167 и 0,125.
Во всех рассмотренных уравнениях эффективность тепло-
обмена зависит от направления теплового потока.
Положительным элементом последних уравнений Петухова,
Краснощекова и Нольде является учет стабилизирующего гид-
родинамического участка, что приближает эти уравнения к реаль-
ным задачам расчета коротких труб (теплообменпой аппаратуры).
При турбулентном режиме коэффициент теплоотдачи опре-
деляют по уравнению М. А. Михеева [3], которое получено на
основании обобщения экспериментальных данных самого автора
и других исследователей:
/ pr, Х0.25
Nuz = 0,021 ReMo pro.43 22Z.	(3.62)
при Re/ 104.
В переходной области вследствие возникновения и развития
вихрей в потоке теплоотдача резко возрастает по сравнению
с теплоотдачей при ламинарном режиме. Для этой области
М. А. Михеев [3] (при отсутствии влияния свободной конвекции)
рекомендует пользоваться формулой
fc0 = Nu/Pr-<M3(-gl) =E(Re/)	(3.63)
при 2 103 < Re/ < 104.
Таблица 3.11
Значения функции fc0=7<’(Re/) при Re/ = 2-Ю3 —1 • 104
1 И—3-Re/	2,2	2,3	2,5	3,0	3,5	4,0	5,0	...	7,0	8.0	9,0	10
		2,2	3.<)		7.5	10	12,2	16,5	20	24	27	30	33
ГЛ

Значения к0 в зависимости от Re/ приведены в табл. 3. 11.
Трубопроводы, по которым подают топливо от нефтепере-
рабатывающих заводов к тепловым электростанциям и котель-
ным, прокладывают в грунте, а в пределах электростанции или
котельной применяют наземную прокладку маэутопроводов.
Для подземных и изолированных топливопроводов при тур-
булентном и переходном режимах обычно ах > аа- В этих усло-
виях тепловым сопротивлением — пренебрегают	и охла-
ждение мазута зависит от теплового сопротивления изоляции *
и величины а2.
Коэффициент теплоотдачи а2 (от трубопровода в грунт) для
подземных топливопроводов определяют по формуле Форх-
геймера [60]
(3.64)
гдеХгр— коэффициент теплопроводности грунта в вт/м • град-,
Ло — глубина заложения трубопровода в грунт (до оси) в ж;
d2 — наружный диаметр трубопровода в м.
Прп >2 с достаточной точностью
“2
а3«^
2 Хгр
. 4Ло
а21а—г-
(3.65)
Формулы (3.64) и (3.65) дают надежные значения аа для
-у->3—4. Прп малой глубине залегания необходимо учитывать
“2	।
теплоотдачу от грунта в атмосферу, а при прокладке в мерзлых
грунтах — особенности теплопроводности «талика». Эти вопросы
рассмотрены в работе [47 ].
Теплопроводность грунта при увеличении содержания воды
возрастает. Так, теплопроводность песчаных грунтов по формуле
Е. П. Шубина
Хгр = 1.163	(3.66)
где W — содержание воды в % объемн.
С увеличением температуры теплопроводность сухих грунтов
возрастает, а влажных грунтов вследствие подсушки их умень-
шается. В литературе приведены многочисленные значения для
л гр- Так, по А. Ф. Чудновскому, теплопроводность песчаных
грунтов при увеличении содержания воды от 0 до 20% возрастает
с 0,4 до 2,3 вт1м • град. По данным [501 (для глинистого грунта
с примесью примерно 10% песчаника и влажностью 20%),
* Прп отсутствии изоляции а2	к.
liO

Xrp = 2,2—2,5 вт!м град, а для очень влажных глинистых
почв, покрытых травой, Лгр = 3,6 ет!м • град. Зависимость Хгр
для песков и супесей от влажности и пористости приведена в ра-
боте [47 ].
Определение ХгР с учетом реальной обстановки залегания
топливопровода в грунте сопряжено со значительными труд-
ностями. Значение Лгр зависит от вида грунта, его теплофизи-
ческих свойств (температуры, теплоемкости, температуропро-
водности, влажности, пористости, плотности и др.), а при малой
глубине заложения также от метеорологических условий. По-
этому при прокладке трассы мазутопроводов необходимо опытным
путем определить Хгр и возможные колебания его значения.
Кроме того, для вычисления коэффициента теплопередачи
необходимо знать тепловые сопротивления антикоррозийной изо-
ляции и внутренних отложений при турбулентном режиме,
а также ат для ламинарного режима.
В связи с изложенным для приближенных расчетов мазуто-
проводов можно пользоваться значениями коэффициента тепло-
передачи, приведенным в литературе. Для подземных мазуто-
проводов при ламинарном режиме В. Г. Шухов [60 ] рекомендует
принимать Л=3,5 вт!м2 • град. По данным Сюмена [60], из
американской практики, /с=3,1—2,7 вт/м2 • град. Значения к
для ламинарного режима, полученные при обработке опытных
данных С. Н. Джонстона (перекачка вязкой нефти по трубопро-
воду, d=200 мм при расходе до 0,045 м?1сек и 1а до 65° С), при-
ведены в табл. 3. 12 [47 ].
Таблица 3. 12
Значения к в зависимости от числа Rc и Хгр
вт/м-грав	Re						
	30	100	250	500	1000	1500	2000
1,26	0,43	0,64	0,86	1,07	1,39	1,61	1,82
1,67	0,51	0,77	1,02	1,28	1,66	1,92	2,17
2,09	0,61	0,91	1,21	1,51	1,96	2,27	2,57
2,51	0,69	1,02 1,15	1,37	1,71	2.23	2,57	2,92
2,93	0,77		1,53	1,92	2,49	2,88	3,25
3,35	0,85	1,27	1,70	2,12	2,66	3,19	3,60
Для турбулентного режима (диаметр трубопровода 200—
300 мм, t«^80° С) М. Беш [47 ] рекомендует принимать следую-
щие значения к в вт1м2 • град', сухая почва, песок — 5,8; влаж-
ная сырая почва — 5,8 — 11,6; почва, содержащая грунтовые
воды, плывуны, — 17,4 4- 87,0. Для надземной прокладки тру-
бопроводов при неподвижном воздухе Л=12—14 вт/м? • град,
а при дожде и ветре Л=14—23 вт!м2 • град.
141

На рис. 3. 22 приведены графики охлаждения мазута М-80,
М-100, М-200 и высоковязких топлив марок 500, 1000 и 3000
в подземных топливопроводах в зависимости от длины трубо-
провода I при ZH=200° С и расходах 5=0,09 м31сек (rfu„ = 309
ш1 = 1,2 м/сек), 52=0,05 м3/сек (о?вн=259 мм, ш2=0,94 м/сек),
53=0,015 м3/сек (dBH=259 жл, шэ=0,28 м/сек). При проведе-
нии расчетов по уравнению (3. 49) коэффициент теплопередачи
в турбулентной области (Re 10 000) принят /г=5,8 втп/мР-град,
1 — q = 0,09 м3/сек (dBn = 309 л.«); 2 — q = 0,05 мя/сск (d„ = 259 jk.«); 3 — q =
= 0,015 м3/сек (dBII = 259 jt.w).
а в ламинарной (Re < 2000) Z.=3,5 вт/м2 град. В переходной
зоне (Re=2000-? 10 000) коэффициент теплопередачи определяли
графическим интерполированием по данным [3 ]. Кроме того,
принято <0=0° С, р=950 кг!м3 и с = 1,88 кдж/кг град.
Из рассмотрения графиков следует, что чем выше расход,
тем меньше падение температуры вдоль топливопровода, т. е.
больше длина при заданном значении tK. Например, при расходе
0,09 м3/сек (около 50% расхода мазута для ГРЭС мощностью
2400 Мет), начальной температуре мазута iH=200°C и конеч-
ной ZK=70° С топливо можно подавать по трубопроводу без про-
межуточного подогрева на расстояние 50 км.
В связи с тем, что при равных В и 1Н переход из турбулентной
области (Re 10 000) в переходную зону (10 0005гВе> 2000),
а затем в ламинарную (Re < 2000) с увеличением исходной вяз-
кости топлива осуществляется на меньшем удалении от входа
в топливопровод, более вязкие топлива будут охлаждаться мед-
ленней, чем менее вязкие. Из графиков рис. 3. 22 видно,
что понижение температуры с 1и=200аС до ZK = 90е С прп
142

В (кН!) л* сек 1.1Я мазута М-SO происходит ца длине тойливо-
проводл 26 км, а дли топлива марки 3000 — 33
Однако при определении максимильного Расстояния на ко-
торое мазут мо кет оыть гн ц.н но топтивоирнцрду без проге—
ж\точного подогрева, необходимо, помимо	[]11Н лапта
учитывать гидравлическое сопротивление трубопровода при раз-
личных режимах п-рекачыг. 1 идравлическое сопротивление опре-
деляет потребное давление насосов и к. обходи ,10СТЪ применения
промежуточных пасоспы к станций *.
Коэффициент гидравлического Сопротивления при непзотер-
мпчсском ламинарном потоке на основании Сцецпальных иссле-
дований М. Л. Михеева [3 I равен:
Л Не/ \ Рг/ ' [J \ Re/ J ]	(3-6/)
В уравнении (3. 6'7) цервы) komh.ioi с определяет коэффициент
сопротивления при изотермическом (вижгшщ (средней темпе-
ратуре топлива), второй — учитывает изменение вязкости в по-
граничном с.юс, третий влияние? свооодшну) движения (попе-
речной циркуляции) Исследования М. Л. Мыхоева показали,
что д гя очень вязких я простей влияние турбул„ тации потока
1 следствие наличия нодъемноп силы невелико и уравнение (3. 67)
может быть переписано в ыщ
Ирм турбулентном движении в трубах (дя зоны дел
наконй Б ыузиуса X по М. Л. Михееву [3 ]
0.3)ci	3
'	Неу2-’’ РгД ’
но Е. И. Зпдерх’ и Г Е. Тенту [59]
1,02
где Z,lld — коэффициент гидравлического сопрОТ1Т1ПеШ11 при 113в_
тер ми чес ком движении.
Б. С. Петухов и I. Ф. Мучник на основании эксперименталь-
ного несло топания [61] и анализа литературных данных реко-
мендуют пользоваться форм!-той
Л — 7ИЗ
Mo; Y'
Р/ / ’
(3.71)
* Техпиго-эконошпеское сопоставление труб<эир0водпого п -келе.ио-
дорогжого транспорта мазута нс приводим, так как расчеты и тститу га Пром-
эп< ргопроект показали, что экономические показа’?Л1( ПрП транспортирова-
нии топлива к тепловым электростанциям по тРУбоирОВОДу (даже прл пе-
обход1|мости укладк> путевого подогрева) выше, чем при додаче его по .;е-
лезпой дороге [1] (см. раздел 3.1).

где ге=0,14 (нагревание жидкости) и п=0,28 Рг/ 4 или п <=& 0,09
(охлаждение жидкости).
Формула (3.71) справедлива для длинных труб при 3,3 103<
Re/ <2,5 10s, 0,3<^<0,38 и 1,3 < Рг/< 178.
Потеря давления на трение при вязкостном ламинарном дви-
жении равна
дЯп в = 128^2L-e (^7 fW],	(3.72)
где I — эквивалентная длина трубопровода в м; Q=const —
средняя плотность топлива в кг/м3.
При вязкостно-гравитационном режиме, по М. А. Михееву:
(^)‘'*[i+o,22	(3.73)
В США [50] потерю давления при вязкостном и вязкостно-
гравитационном режимах находят по формуле
АЯл = .12§*£усР ,	(3.74)
nd*	v '
где vcp — вязкость при средней температуре потока в м?!сек\
gcp — плотность при средней температуре потока в кг Ли3.
При вязкостном режиме
tcp — у ta + Go	(3.75)
а для вязкостно-гравитационного режима средняя температура
определяется по рис.
При турбулентном
ДЯТ =
по Е. II. Зидору и Г.
АЯТ =
по Б. С. Петухову и
режиме по М. А. Михееву
0,241ZB‘>75 v°-25 е /Рг \i/8
</4.75	\ Рг//	'	'
Е. Тейту
o,24iz^75v°'25e
</4.75	р/ )
Г. Ф. Мучнику прп охлаждении топлива
0,24НВ1,75 v°’25o /„.Л0.09
Анализ уравнении (3. 72)—(3.78) показал, что сопротивление
при перекачке мазутов по трубопроводам при вязкостном лами-
нарном режиме следует определять по формуле М. А. Михеева
(3.72), а при турбулентном — по уравнению Б. С. Петухова и
Г. Ф. Мучника (3. 78).
i'A

При перекачке высоковязких топлив средняя температура
топлива tf обычпо находится в интервале 80—100° С. Для длин-
ных топливопроводов при малых расходах или при перекачке
сверхвязкпх безводных топлив tf может иметь большее значение.
Практически средняя температура топлива прп перекачке может
быть ограничена значением fy=130°C.
Так как теплопроводность высоковязких крекинг-остатков
не зависит от вязкости и мало
личина Q с const, то с до-
статочной точностью для
изменяется от температуры, а ве-
U, 1/град
Рис. 3. 23. График для определе- Рис. 3. 24. Зависимость показателя
ния tcp.	крутизны вискограммы от температуры
и марки топлива.
Зависимость вязкости от температуры в узком интервале тем-
ператур может быть представлена в виде
v/ = v1Meu(* 10°-4	(3.80)
И/ = Ию. еи(10°-Ч	(3.80')
гДе vioo—кинематическая вязкость топлива при 100° С в мЧсек-,
1п V"
Цюо — динамическая вязкость при 100°С в н>сек/ле2; и =---—
1г ti
среднее значение показателя крутизны вискограммы в Цград.
Значения и для мазутов марок 60, 80, 100, 200 и высоковязких
крекинг-остатков марок 300, 400, 500, 1000, 2000 и 3000 в
зависимости от температуры приведены на рис. 3. 24 *.
* Эти данные определены по осредненным вязкостно-температурпым
характеристикам, приведенным в работе [62].
10 3. И. Геллер.	145

G учетом (3. »9) п (3. 8*1) для уравнения (3. /2) имев1
ЬН*.и =
12Sellin-vl(1n-Zy Вс-Ц|/е3 (,/ 'w)
яс/4
(3.81)
и.in
Ml, И (lt ' )
ЛЯ,. , = .1Ве ’ с	,	(3.81)
где Л — постоянная 1ля данного трубопровода к марки топлива.
Лчалогично преобразуем уравнение (3. 78)

Д 11
0,241 е
е-0,25и(/е0,119ие/_^	(.<82>
мл и
\ Щ СВ
.1,25 и' (1,00 n(/y t )
где С — постоянная для данного трубопровода и марки топлива.
При перекачке подогретых топлив возмо киы три области
режимов работы трубопроводов. Первая обтасть наблюдается
мри малых расходах, когда влияние предварительно.о подогрева
той шва несущественно, так как температура топлива, прошед-
шего коротким пача 1ьиый участок трубопровода, становится
близкой к температуре окружающей ср. сы. Третья область ха-
рактерна для больше! производительности, при которой охла к ie-
мнем продукта из-за потерь тепла в окружающую среду7 можно
пренебречь. Вторая область характерна (ля промежуточных
расходов, при которых темш ратура по длине трубопровода нс
остается постоянной. В этой области вследствие высокой завм
спмости вязкости от температуры влияние вязкости на сопро
тпв.п‘ппе оказывается большим, чем влияние расхода, а потому
при уменьшении расхода сопротивление растет, а при у не гниении
расхода — умелынаетсл что обусловливает неустойчивую работу
топливопровода.
Ври таком характере изменения сопрстив шипя в зависимоетм
от расхода кривая	должпапметь максимум и минимум
па границах указанных областей.
В 1956 г. опубликованы исс гедованпя В. IT. Чсрпикииа
|СЗ. 64], выполненные в 1949 г., в которых приведена теория
перекачек горячих нефтепродуктов по трубопроводам при лами-
нарном режиме движения. Это яв гение описано также Ф. Джил-
ло и и Р. Расселом [51]. Нееле щваппе «горячих» нефтепроводов
при турбулентном режиме, а также определение максимальных
температур нефтепродукта, ниже которых иеустопчивая область
характеристики трубопровода исчезает, впервые выполнены
автором [57 J.
lifi

Дпя определения экстремальных значении исследуем функцию
(3. 81') на максимум и минимум, Предварительно залетим, что
(3.83)
пли при использовании уравнения (3.49)
*/ /0 + -~
/р) (1 4-е~га')
(3. 8 )
Кроме того, из >равнения тел ювого баланса д 1Я стлЦЧонар-
лого состояния мо-кио записать
—Г)	/.т?2(/7 —/(|),	(3.85)
rje / —коэффициент теплоиере ‘ачи, от несенный к поверхности
изо ея дни (в случае отсутствия изоляции d.^dy) в вп> лг • граО.
Используя уравнения (3. 84) и (3. 83), имеем
' VT<' -'•> яг,-- W V + « ")•	«»
UjL О]	**1 "1
При ctjL const, k- const и и -const с хчетом (3. 84) и (3 8(>)
получим
С ( а Я I. в) _ ~ulf У ('/ ’'u) |	11 (f f ) [ I	- _ | v
и В ---’е е	1	2 V« ?и) ' 1 ‘ зДГд, 1 '
л I. %;
т 1д21 е	с L’Jj
С Q	В
( ’ 8/ )
л hil-,1
е < е в
и ,	1
~у (;и	<>) 11 -
3 н. г/, ]
л Ы.1
с о
(3. 88)
В
Обозначим
01 (а уравнение (3. 88)
можно записать в виде
В ’
(3. 84)
10*
147

Уравнение (3. 89) является трансцендентным, корни его Bt
и В2, определяющие максимальное и минимальное значения по-
тери давления, находим путем графического интерполирования
(см. рис. 3. 24) в интервале расходов О—Вт *. Как следует из
рис. 3. 25, уравнение (3. 89) имеет два корня при В2 > е.
В интервале расходов О—Ву,
топливопровода мало эффективна
Рис. 3. 25. Границы неустойчивой
области характеристики «горячего»
топливопровода при ламинарном
режиме (определение корней урав-
₽1 \
В Р1Рг
нения <	= -д / -
т. е. в первой области, работа
вследствие очень больших удель-
ных расходов энергии. Вто-
рая область в интервале рас-
ходов BY—В2 характеризуется
неустойчивой работой топливо-
провода. Таким образом, рабо-
чей зоной топливопровода яв-
ляется третья область при по-
дачах В > В2.
На рнс. 3. 26 в качестве
примера приведены характери-
стики «горячих» надземных
топливопроводов при ламинар-
ном режиме движения, рассчи-
танные по уравнению (3. 81).
Расчеты выполнены для топлива
марок 100, 200, 500, 1000 и 3000
при 1и=110°С, t0=—10° С,
с=1,88 кдж!кг град., р=
= 1000 каЛм3, Z=10 км, d2—
=273 мм, ^=259 мм, аг =
= 14 вт/л2 • град., аа=
= 5,8вт/;к2 • град. Топливопро-
вод имеет тепловую изоляцию
б = 60 лл, X =0,17 вт!мх
угр ад. Значения показателя
крутизны вискограммы опре-
делены по рис. 3. 24.
Из графиков следует, что да-
же в топливопроводах неболь-
шой длины (Z=10 км) с тепловой изоляцией при сравнительно малом
значении коэффициента теплопередачи (к=1,45 ет/м2 град)
для очень вязких топлив (марок 500, 1000 и 3000) имеется интер-
вал расходов Bt—B2, характеризующий неустойчивую работу
трубопровода при ламинарном режиме.
Необходимо отметить, что применение уравнения (3. 81) или
(3. 72) для определения потери давления в интервале расходов
(0—приводит к заниженным результатам. При малых расходах
топливо на большей части длины трубопровода имеет темпера-1
* Вт соответствует переходу ламинарного режима движения в турбу-
лентный.
148

туру, близкую к температуре окружающей среды. При таких
условиях высоковязкие топлива обладают структурной вяз-
костью, что приводит к резкому увеличению потери давления.
Это не учитывается уравнениями (3. 81) и (3. 72). В начале топливо-
провода прп малых расходах на величину сопротивления оказы-
вает влияние поперечная циркуляция, обусловленная подъем-
Рис. 3. 26. Характеристики «горячих» топливопро-
водов по уравнению (3. 81).
кина [63, 641 для количественной оценки сопротивления в не-
устойчивой зоне характеристики топливопровода при перекачке
высоковязких топлив неприменимы.
В связи с изложенным уравнения (3. 72), (3. 81), (3. 87) и (3. 88),
а также графики, представленные на рис. 3. 25, имеют в основном
иллюстративный характер. Однако они позволили установить
качественное влияние отдельных факторов на величину и усло-
вия возникновения неустойчивой зоны работы «горячего» топливо-
провода.
Анализ этих уравнений показал, что величина неустойчивой
области (интервал расходов Вг—В2) будет тем больше, чем выше
начальная температура топлива и показатель крутизны виско-
граммы и чем ниже температура окружающей среды. Для топливо-
проводов большой длины и при повышенных тепловых потерях
неустойчивая зона увеличивается. При 02< е характеристика
«горячего» топливопровода вырождается, и топливопровод во
всем диапазоне расходов работает устойчиво.
При
₽« < о, /и. л < t0 + 2е --------- (3. 90)
A kd* 1
149

Таким образом, дш каждой марки топлива в зависимости ог
показателя крутизны вискограмлы и условий охлаждения (зна-
чений к п С4Х) существует диапазон температур tt,_л —10, ниже
которых пеуето. чпвая зона при ламинарном режиме по возни
кает.
Уравнение (3. 88) получено при си const. В Д1 пствнтельиых
условиях при изменении В коэффициент ген юотдачи rij — ве-
личина переметшая. велпчепие сщ не приводит к существенном)
измене пню коэффпцщ нта тепломередачи и тепловые потерь, так
как дне топливопроводов определяющим тепловым сопротивле-
нием обычно яь гнется сопротивление изоляции и грунта. Однако
увеличение aj может оказать влияние па вязкость в пшраппчпоч
слое и величину гидравлического сопротивления топливопрово (а.
Зависимость сщ от расхода при лашшарнол ре.ниме прибли-
женно может быть представлена в виде
1
П! -Сьв\	(3.91)
где Со — рал мерная постоянная.
При этом
2C„d В
R результате д тффе нцпровапия получаем
д( ' Ял..<)
СВ
[	\ I ^'-11
)	РА'1- е г 1
. I 1	j I	и,
в л /	:>,в 3
г io J'—постоянная топливопровода.
₽2 = -“(/n-Z0) и Рз-з^-
Из уравнения (3.93) следует, что
(3.93)
\ равнение (3. SW) решают графическим методом.
130

1» случае турбулентного режима для определения экстремаль-
ных значений исследуем функцию по урадпнешпо (3. 82')
на максимум и минимум.
В роз; штате дифференцирования получаем
£(уЯт1 j 75f f) п.25 е-0.25«/, po,nf. 4	<
I) - 0.072 и (0. - /0; (l - о,3(>
0. (3. 95)
otkj (а еле (уст, что
с	н
И |11
(3. 96)
(3. 97)
уравне-
1 10
Г/, 0-072 и (/„-/<,) (1-0, Я,
Таки»! образом, прп турбулентном режиме получаем
пне такого же вида, как и при ламинарном. Уравнение (3. 97)
имеет два корпя прп р2 2> е. Прп |32 < о характеристика «горя-
чего*/ топливопровода вырождается и возникновение неустойчи-
вой области невозможна'.
Температура подогрева топлива, ниже котором неустойчивая
зона отсутствует, определяется из ус шипя р2 < е по уравнению
я < 4, : -----j--------- 7— •	(3- 98)
0,072 в (1 - 0 36a-JJ
Проведенные расчеты показали. что при турбулентном режиме
возникновение неустойчивой области работы топливопровода
практически исключается. Это объясняется ма гым влияние,!
вязкости па потерю давления при турбулентном режиме.
Действительно, даже когда одсД > и при значении показа-
теля крутизны вискограммы д гя сверхнизких топлив в интервале
/в—б,- 11 <=& 0.1  всегда температура топлива на входе в трубопро-
вод /и < 4ц.т' 40 ’380" С.
Для подземных мазутопроводов прп ламинарном ре киче
М11ПИМЛтьпую температуру тин шва ZH, ниже которой неустойчи-
вая область работы топливопровода ненозмежна. определяют
по форму ie (8. 90), п<* гагая Zo »_- 0° С и aic\ —> со. Со зпачптеть-
мым запасом/н л_ = - “ . J «к как при закачке топлива в резервуары
151

l„ > 70—80° С, то для мазутов с вязкостью не более ВУ60=
=200° ВУ (М-200) и < 0,05. При этом tn_ л. 110° С.
Таким образом, чтобы избежать неустойчивой зоны работы
мазутопровода, целесообразно перекачку топлива производить
при турбулентном режиме. Если в результате охлаждения топлива
на некотором расстоянии устанавливается ламинарный режим, то
температура топлива на участке с ламинарным режимом пе
должна превышать 110° С.
Перекачка высоковязких топлив при ламинарном режиме
по всей длине топливопровода и температурах, при которых не
возникает неустойчивая область характеристикп, нерациональна,
так как вследствие ограничения fH сильно возрастают потери на
трение.
Надежная работа топливопровода, если имеется неустойчивая
область нагрузок, теоретически возможна, когда насосы могут
создать давление, равное по величине максимальной потере на
трение на границе между первой и второй областью. Однако при
длительной работе с расходом Вг топливо па большей длине трубо-
провода приобретает температуру, мало отличающуюся от темпе-
ратуры окружающей среды (грунта). Реологические свойства
высоковязких топлив в этих условиях (t t8c) почти не иссле-
дованы и потери на трение на границе между первой и второй
зонами (т. е. потребное давление насосов) не могут быть вычис-
лены с высокой точностью. Вместе с тем приближенные рас-
четы показали, что работа топливопровода при таких подачах
практически неосуществима, так как потребное давление насосов
для преодоления гидравлического сопротивления значительно
превышает допустимое давление в трубопроводе.
При работе в неустойчивой области топливопровод может
самопроизвольно «сбросить» нагрузку и перейти на режимы с очень
малыми расходами, характерными для первой области. Продол-
жительная работа топливопровода при таких подачах может
привести его к «замораживанию».
Таким образом, если топливопровод перешел на работу в зону
с неустойчивой характеристикой, он должен быть переведен
в рабочую зону, т. е. на режимы с большими расходами.
Увеличения расхода можно достигнуть за счет повышения
давления на насосах до допустимого значения. При заданном да-
влении необходимо уменьшить потери на трение путем повышения
температуры топлива или перехода на перекачку маловязкой жид-
кости.
Перевод топливопровода на рабочий режим при повышении
температуры топлива на входе (t„) требует значительного вре-
мени [47, 50]. Для топливопроводов большой длины, по-види-
мому, целесообразно применять огневой * и электрический подо-
* Огневой подогрев трубопровода можно осуществить ори помощи
форсунок, работающих па транспортируемом топливе.
152

грев [50, 65 ] на промежуточных тепловых станциях. Промежуточ-
ные станции можно оборудовать насосными установками, что
уменьшит продолжительность перевода топливопровода с не-
устойчивой зоны на рабочую.
Подача в топливопровод подогретых маловязких нефтепродук-
тов * требует установки резервуаров для сбора их и сопряжена
со значительным смешением топлива с этими продуктами, в осо-
бенности при ламинарном режиме движения. Для уменьшения
объема смеси применяют разделители.
В связи с тем, что неустойчивая область в характеристике
«горячего» топливопровода существенно снижает надежность по-
дачи топлива, нельзя допускать работу топливопровода при по-
дачах менее В2. Топливопровод необходимо снабдить приборами
для непрерывного измерения расхода мазута и устройствами для
автоматического включения системы подогрева и насосных уста-
новок на промежуточных станциях при снижении расхода топ-
лива до величины Ва. Особое внимание необходимо уделять эксплу-
атации топливопроводов в зимнее время и в период обильных
атмосферных осадков, т. е. при повышенных тепловых потерях.
Если по условиям работы топливо подается периодически
с продолжительными простоями топливопровода, то после каждой
закачки трубопровод должен быть заполнен маловязкими не-
застывающими нефтепродуктами. По-видимому, возможно также
опорожнение топливопровода при помощи сжатого воздуха. В по-
следнем случае необходимо строго выдержать уклоны по всей
трассе трубопровода, а узлы установки арматуры и измерительной
аппаратуры снабдить местным обогревом для предотвращения
«замораживания» трубопровода при образовании отдельных про-
бок застывшего топлива.
Перед заполнением трубопровода топливом его надо предвари-
тельно прогреть путем прокачки маловязких подогретых нефте-
продуктов.
Время разогрева т может быть определено по формуле
А. А. Аронса и С. С. Кутателадзе
Shn 1 V’44
f0 = E^. + J_	(3.99)
и \ d2 Ли )	'	'
где Fo = Ц- — критерий Фурье; Nu =	----критерий Ну-
d	Лгр
сельта; Ло— глубина заложения трубопровода в грунт в м;
d2 — внешний диаметр трубопровода в м; а — коэффициент темпе-
ратуропроводности грунта в мЧсек\ а2 — коэффициент теплоот-
дачи от трубопровода в грунт в вт/л2-араб; Хгр — коэффициент
теплопроводности грунта в ет!м. • араб; е - 6 при В = const
п 4,65 при t = const.
* При to » 0° С можно использовать горячую воду.
153

Значение а2 вычисляют по формуле (3. 64).
В последнее время появились работы, в которых показано,
что резкого уменьшения вязкости н потерь давления можно до-
стигнуть при совместной перекачке мазута и воды [66] с поверх-
ностно-активными веществами. Реализация такой возможности
в сочетании с умеренным промежуточным подогревом топлива
позволит подавать мазут по трубопроводам на весьма большое рас-
стояние.
3. 8. Резервуары для хранения мазута
Емкость и количество резервуаров для храпения мазута и за-
пас топлива зависят от мощности электростанции или котельной,
способа и дальности доставки мазута, а также технологии под-
готовки топлива к сжиганию.
При доставке мазута по железной дороге для ГРЭС мощностью
2400 Мет в соответствии с типовым проектом [6] предусмотрело
сооружение двенадцати железобетонных * резервуаров сборной
конструкции емкостью по 10 000 м3. Запас топлива обеспечивает
работу станции в течение 240 ч (десять суток) с нагрузкой 83,3%
от установленной мощности котельного цеха. Для ГРЭС мощ-
ностью 400 Мет сооружают четыре железобетонных резервуара
емкостью по 5000 л«3, т. с. запас мазута (прп том же использова-
нии установленной мощности котлов) соответствует расходу
топлива за 192 ч (восемь суток работы).
Если мазут подают к ТЭЦ по трубопроводам, то устанавливают
два железобетонных резервуара емкостью по 5000 л3 [6 ]. Запас
мазута при расходе примерно 90 кг!сек (/V=400 Мет) обеспечи-
вает работу станции в течение 48 ч (двое суток).
Емкость и количество резервуаров (в зависимости от расхода
мазута) для промышленных ТЭЦ мощностью до 50 Мет, по дан-
ным [1 ], приведены в табл. 3. 13. Запас мазута определен по
среднесуточному расходу топлива (при использовании 80% мощ-
ности котельного цеха).
Из данных, приведенных в табл. 3. 13, следует, что для всех
промышленных ТЭЦ предусмотрено сооружение трех резервуа-
ров. Если на ТЭЦ более трех котлов, для первой очереди (три
котла) устанавливают два резервуара, а прп окончании строи-
тельства сооружают дополнительно еще один резервуар.
Запас топлива (емкость резервуаров) для промышленных и
отопительных котельных в зависимости от назначения топлив-
ного хозяйства, способа и дальности доставки топлива прини-
мается по табл. 3. 14.
В соответствии с нормами проектирования [36] в промышлен-
ных и отопительных котельных устанавливают минимальное ко-
* Конструкция типовых железобетонных резервуаров разработана ин-
ститутом Гштроспецпромстрой.
154

Таблица 3-13
Емкость и количество резервуаров для промышленных ТЭЦ
мощностью до 50 Мет
		Мазут — основпор топливо		Мазут—резервное топливо
.а	В		гость if количество	•	Емкость п количество
		-	резервуаров	*	резервуаров
с				X
			желсзобс-	металличе-	2	ягелеэобе-	мета.'глпче-
	Н 4		тонных *	сних **	S	ТОННЫХ *	СКИХ **
		л		
/гм * Uludl	г U tc .	на 1	тьг гест- т. ть, гест- т.	на 5 ТЬ, [CGT- Г. ть, ест- p.
-* —	и Ч	сз	g =а s аз	8	8	SB 8
	cj Ьч	к		
Е?	С* £	ге	ОН он f!’V JVJ ОН ОН ев* на	331 Гг ем .«3 ко во, ем .и» ко. ПП,
5,6	0,9	1,20	500	3	400	3	0,40	200	3	200	3
0,7	1,6	2,10	1000	3	1000	3	0,70	300	3	300	3
13,9	2,2	2,85	1000	3	1000	3	0,95	500	3	400	3
20,8	3,4	4,35	2000	3	2000	3	1,45	500	3	700	3
33,3	5,0'	6,45	3000	3	3000	3	2,15	1000	3	1000	3
44.4	6,7	8,70	3000	3	3000	3	2,90	1000	3	1000	3
* Конструкции Гипроспецпромстроя.
** Конструкции Промстройпроекта.
*** Таной же запас принимается при использовании мазута в качестве основного
топлива и подаче его по трубопроводам плп железной дороге, минуя пути МПС.
Таблица 3- 14
Запас топлива (емкость резервуаров) для промышленных
и отопительных котельных
Назначение топливного хозяйства	Способ доставки топлива	Расстояние, км	Запас на время, сутки
Мазут — основное то-	По железной дороге	>1000	15
плипо			
То же	То же	300-1000	10
й	»	<300	7
»	А втотра пене ртом	>300	7
»	То же	<300	5
	По трубопроводу	<5	1
»	То же	5-20	')
)		>20	3
Мазут — резервное то-	По железной дороге	>300	Г.
плп ВО	пли автотранспортом		
То ;е	То же	<300	
лпчество резервуаров, но не менее двух. Для хранения мазута
сооружают железобетонные резервуары сборной конструкции,
а прп использовании в качестве топлива солярового масла при-
меняют металлические емкости. Если топливохранилище удалено
от котельной на расстояние свыше 1 кл, то допускается установка
расходных баков в самой котельной с запасом топлива не менее
чем на 24 ч.
155

a
Рпс. 3. 27. Схема растопочного мазутного хозяйства ГРЭС.
1 — малутосзив; * — гидрозатвор; з — приемная емкость; 4 — маэутонасоспая; 5 — дренажный колодец для масла; в — распрсдс-
литольное устройство; 7 — маслоаппаратпая; а — склад масла (закрытый); 9 — склад масла (открытый); 10 — склад мазута.


В унифицированных типовых проектах растопочного мазут-
ного хозяйства (объединенного с маслохозяйством) ГРЭС для
хранения мазута предусмотрено два металлических резер-
вуара [38]. Емкость резервуаров в зависимости от мощности
и числа котельных агрегатов составляет 2x300, 2x500, 2x1000
и 2 Х2000 ле2 (рис. 3. 27).
В растопочном мазуто-
хозяйстве промышлен-
ных и отопительных
котельных с котлами
мощностью 25 Мет и
менее для хранения ма-
зута сооружают два
железобетонных резер-
вуара емкостью по
AjOO №, а при большей
мощности котлов — два
резервуара
но 250 л8.
Новые
технической
тации электростанций
и сетей» [67 ] предус-
матривают отстаивание
мазута в течение 168 ч
(семь суток), что при
принятом запасе топли-
ва и количестве резер-
вуаров не может быть
обеспечено. (Как было
указано, современные
тяжелые высокосерни-
стые мазуты практи-
чески не отстаиваются
от воды (см. раздел 1. 3)
и рекомендации [67]
не обоснованы.
Как правило, для
хранения мазута
ГРЭС, ТЭЦ и котель-
ных применяют железо-
бетонные резервуары
сборной конструкции. В
удалении склада топлива от строительных баз разрешается по-
стройка монолитных железобетонных резервуаров.
Применение металлических резервуаров допускается в рай-
онах с сейсмичностью более шести баллов, Крайнего Севера,
а также при расширении склада топлива, оборудованного метал-
t?
s
ч
г
%
£
С
. ч
В
с
а
- = «
ч е и»
о© X
1
§=g
О.Я W
© и 2
» s | ®
5e”S
-----
 I
емкостью
&
О
S
«Правила
эксплуа-
па
р* ©
d я о

отдельных случаях при значительном
157

лическими баками, когда сооружение железобетонных резервуа-
ров не оправдывается технико-экономическими расчетами. Метал-
лические резервуары применяют для котельных, работающих на
соляровом масле.
Использование железобетона для строительства резервуаров
обеспечивает большую экономию листовой стали и, кроме того,
железобетонные резервуары по сравнению с металлическими
более долговечны и надежны с точки зрения противовоздушной
обороны, имеют меньшие потерн тепла в окружающую среду и
меньшую пожарную опасность.
В зависимости от расположения относительно планировочной
отметки территории склада резервуары для храпения мазута
подразделяют на наземные, полуподземные и подземные. В пер-
вом случае днище резервуара размещено на одном уровне пли
выше иапнпзшеп отметки склада, во втором — резервуар заглу-
блен по менее чем на половину своей высоты, и максимальный
уровень мазута превышает наименьшую отметку прилегающей
территории нс более чем на 2 м. Резервуар считают подземным,
если наивысший уровень мазута па 0,2 м ппже иаинпзшей от-
метки склада.
Наземное расположение резервуаров обусловливает возмож-
ность строительства надземной мазутопасоспой, что существенно
улучшает условия эксплуатации мазутного хозяйства и повышает
надежность работы. Вместе с тем при наземном расположении
возрастают противопожарные разрывы между резервуарами и
объектами склада топлива, увеличиваются размеры склада. При
суммарной емкости наземных резервуаров более 5000 м3 по суще-
ствующим противопожарным нормам склад должен быть раз-
мещен вне территории электростанции или котельной.
Прп применении полуподземных и подземных резервуаров
максимальная емкость склада топлива на площадке электростан-
ции иди котельной составляет 10 000 .и3. При большем запасе
топлива мазутохрапилище располагают вне ограды электро-
станции.
Удачпое решение мазутного склада дапо институтом Тепло-
элсктропроект. В типовых проектах мазутного хозяйства для
ГРЭС и ТЭЦ резервуары устанавливают без заглубления (на
отметке ~г0,3 3i) и обсыпают грунтом (рис. 3. 28). При этом мазуто-
хранилище остается наземным, а по условиям противопожарных
норм приравнивается к подземным сооружениям. Последнее
позволило резервуары 2x5000 м3 расположить на территории
ТЭЦ. В проектах ГРЭС резервуары разбиты па группы 2x5000 м3
и 3x10 000 .и3, которые имеют общие трубопроводы.
Для промышленных ТЭЦ мощностью до 50 Мет при-
меняют полуподземные резервуары с заглублением не более 2,5 ж
(рис. 3. 29), а в последнее время также наземные железобетон-
ные резервуары [31 ].
138

В промышленных и отопительных котельных используют
наземные, полуподземные и подземные баки.
Рис. 3. 29. Схема мазутного хозяйства промышленных ТЭЦ мощ-
ностью до 50 Мит.
I — мааутослив; г — приемная емкость; 3 — дренажная емкость; / — мааутона-
сосиан; 5 — подогреватели; « — склад мазута.
Устройство и оборудование железобетонных и металлических
резервуаров широко освещены в литературе [18, 19, G9—71
и др.].
3. 9. Методы подогрева топлива в резервуарах
Высоковязкие мазуты подогревают в резервуарах для пони-
жения вязкости до значения, при котором достигается достаточ-
ная экономичность топливных насосов.
Как известно, до последнего времени подогрев мазута в резер-
вуарах производили при помощи общих парозмеевиковых
(рис. 3. 30, а) или секционных (рис. 3. 30, б) подогревателей,
расположенных в нижней части бака. Иногда для увеличения
поверхности нагрева применяют дополнительные «ширмовые»
змеевиковые подогреватели.
Конструкция и методы расчета парозмеевиковых и секцион-
ных подогревателей приведены в работах [11, 18—20, 72 и др. ].
Необходимо, однако, отметить, что до сих пор не установлена
единая методика определения длины секции змеевикового подо-
159

еооо
.200
5
Рис. 3. 30. Размещение общих подогревателей в наземных резервуарах.
а — змеевиковый подогреватель; б — секционный подогреватель;
—резервуар; 2 подогреватель; з, в —опоры; 2 —консул местного подогревателя; 6 —местный змеевиковый подогреватель; ? —
паропровод; t — мааутопровод; 9—ковденсатопровод; ю — хлопушка; 11 — муфта; 12 — коллектор.

гревателя, от которой зависят число параллельно включенных
змеевиков и конструктивное оформление подогревателя.
По данным ВТИ, длина секции змеевиковых подогревателей
принимается в зависимости от диаметра труб. В. С. Яблонский 173 ]
рекомендует определять длину секции на основании теплового
расчета подогревателя. В табл. 3. 15 сопоставлены данные ВТИ
и [73 ] по длипе секции подогревателей для различного диаметра
труб.
Сравнение данных табл. 3. 15 показывает, что длина секции
змеевика по уравнению [73] больше, чем по рекомендациям ВТИ,
в 2—8 раз. В методе [73] не учитывается гидравлическое сопро-
тивление змеевика. По этой причине длина секции должна быть
проверена на перепад давлений.
Таблица 3. 15
Длина сеянии парозмеевикового подогревателя (в л)
Метод определения	Диаметр труб, яи						
	19	25	32	38	44	56	69
ВТИ . .	10	25	50	75	100	150	200
В. С. Яблонского	81	121	162	202	243	324	—
В. И. Черникин [74] предложил определять длину змеевика
пароподогревателя путем совместного решения уравнений тепло-
передачи и гидравлического сопротивления. При решении этой
задачи автор [74 ] не учитывал особенностей движения пароводя-
ной смеси в горизонтально расположенных трубах змеевика.
Движение пароводяной смеси по длине змеевика характери-
зуется следующими особенностями. На начальном участке при
значительных скоростях пара и больших значениях объемного
расходного паросодержания (т. е. малой приведенной скорости
воды) сохраняется стержневой режим движения. По мере увели-
чения приведенной скорости воды возникает расслоенное движе-
ние, при котором пар обладает относительной скоростью, так как
одинаковые градиенты давления вдоль оси трубы в потоке пара
и в потоке конденсата могут иметь место лишь при значительно
более высокой средней скорости пара [75].
Совместное решение уравнений теплопередачи и гидравличе-
ских сопротивлений для данного случая [76 ] с учетом постоян-
ного коэффициента теплопередачи, а следовательно, и линейного
увеличения количества образованного конденсата в змеевпке
приводит к следующему уравнению для определения длины сек-
ции змеевика
1С = 2,44 • 10’d У)2(	(3.100)
Г Л \ Q -h Q ] О + 2 О ) \ К Д t )
11 3. И. Геллер.
НИ

где d — внутренний диаметр змеевика в м; б — толщина стенки
трубы в м; к — коэффициент сопротивления трению; Ар — по-
теря давления в секции в Мн!м?~, q' — плотность конденсата при
температуре насыщения в кг!м9‘, q" — плотность сухого насыщен-
ного пара в кз/ж3; гп и jK — соответственно энтальпия пара и
конденсата в дж!кг\ к — средний коэффициент теплопередачи
в вт/м1 град-. At — средняя разность температур в град.
Имея в виду, что для сухого насыщенного пара до р я» 0,8 Мн!м2
с точностью до 0,5%, можно принять
получаем
- 2-« • /ЧЧЗуЖ?)5 (3-102)
Большая длина секции змеевикового подогревателя обусло-
вливает значительную потерю давления и ухудшает отвод кон-
денсата. С этой точки зрения секционные подогреватели более
эффективны.
Секционные подогреватели для подогрева вязких нефтепро-
дуктов (см. рис. 3. 30, 6) по нормали Н550-51 комплектуют из
отдельных подогревательных элементов ПЭ (табл. 3. 16), состоя-
щих из четырех параллельных трубок размером 60x3,75 мм,
концы которых вварены в коллекторы (108x4 мм). Секции со-
единяют при помощи муфт.
Таблица 3. 16
Размеры подогревательных элементов
Тип	Длина, м		Ширина, .и	Поверхность нагрева, jhJ
	между осями коллекторов	общая		
ПЭ-1	2,0	2,44	0,45	1,70
ПЭ-2	2,5	2,94	0,45	2,06
ПЭ-3	3,0	3,44	0,45	2,42
ПЭ-4	4,0	4,44	0,45	3,14
ПЭ-5	5,0	5,44	0,45	3,86
ПЭ-6	6,0	6,44	0,45	4,58
В табл. 3. 17 приведены данные секционных подогревателей
для внутреннего обогрева сварных вертикальных резервуаров
РВС-100, 200, 300, 400, 700, 1000, 2000, 3000 и 5000 по нормалям
Гипрогрознефти.
Для подогрева мазута в приемных резервуарах в типовом
проекте мазутного хозяйства ГРЭС [6] применены секционные
подогреватели с суммарной поверхностью нагрева 48 ж® (рис. 3. 31).
Секции изготовлены из труб размером 32x2,5 мм.
В промышленных и отопительных котельных для подогрева
топлива иногда применяют местные шахтные, секционные или
162

Таблица 3.17
Секционные подогреватели для резервуаров типа РВС
Емкость резервуа- ра, .нЗ	Поверхность пагрсвл, .«а						
	Тины секционных подогревателей						
	П-1	П-2	П-3	П-4	П-5	П-с	П-7
100	7,3				8	9	13	14
200	8,3	10		8	15	20	25
300	8,3	13	—	16	22	25	33
400	9,0	13	15	19	22	30	36
700	15,0	19	23	30	46	50	—
юоо	20,0	25	28	38	52	61	75
2000	30.0	34	47	77	85	НО	—
3000	43,0	62	85	10G	127	177	
5000	56,0	80	106	130	155	190	
электрические (77, 78] подогреватели. Местные подогреватели
по сравнению с общими более экономичны, поскольку при их
применении уменьшаются потери тепла от резервуара в окружаю-
щую среду. В настоящее время разработаны секционные местные
подогреватели с поверхностью нагрева от 12 до 58 м~ (табл. 3. 18),
которые могут найти применение для подогрева мазута в установ-
ках со сравнительно небольшим расходом топлива (промышлен-
ные и отопительные котельные, технологические печи). Схема
расположения местных секционных подогревателем в резервуаре
показана па рис. 3. 32.
Местные подогреватели змеевикового типа применяют в резер-
вуарах, оборудованных общими подогревателями (см. рис. 3. 30, а)
и циркуляционным подогревом (рис. 3. 33) для нагрева мазута
в зоне заборной трубы.
Таблица 3- 18
Местные секционные подогреватели
Поверхность нагрева,	Подогревательные элементы		Габаритные размеры, м		
	тип	количество, шт.	длина	ширина	высота
12	ПЭ-1	6	4,2	1.3	1.3
17	пэ-з	6	5,2	1,3	1,3
20	ПЭ-4	6	6.5	1,3	1,3
29	ПЭ-6	6	8,5	1,3	1,3
40	ПЭ-4	12	6.5	2,6	1,3
58	ПЭ-5	12	8,5	2,6	1,3
Опыт эксплуатации топливных резервуаров, оборудованных
общими подогревателями, показал, что для топлив с вязкостью
И*
163

Byso 100° ВУ имеющиеся поверхности нагрева недостаточны
и малоэффективны. Это ограничивает возможный уровень подо-
грева мазута и значительно увеличивает продолжительность
процесса разогрева топлива.
Рис. 3. 31. Размещение секционных подогревателей в железобетонном под-
земном приемном резервуаре мазутного хозяйства ГРЭС.
1 — резервуар; г — подогревательный элемент d = 32 х 2,5 мм, I = 2420 л».«; 3 —
подвод пара d = 32 х 2,5 .«л<; 4 — отвод конденсата d = 32 х 2,5 лл; 5 —кол-
лектор.
Малая эффективность подогревателей является следствием
низкого коэффициента теплопередачи. Для чистой поверхности
нагрева коэффициент теплопередачи в подогревателях при исполь-
зовании в качестве теплоносителя насыщенного или слабо пере-
гретого пара с достаточной точностью может быть принят равным
коэффициенту теплоотдачи от стенки подогревателя к топливу.
164

Последний определяется в основном произведением двух крите-
риальных величин — Gr • Рг. При увеличении вязкости топлива
произведение Gr Рг уменьшается почти обратно пропорцио-
нально вязкости, что приводит к падению коэффициента тепло-
Рис. 3. 32. Расположение местных секционных
подогревателей (F = 40 и 56 л2) в резервуаре.
1 — резервуар; 2 — кожух подогревателя; з — подогрева-
тельный элемент; 4 — опора; 3 — коллектор; в — запорный
вентиль; 7 — конденсатопроводы; S — паропровод.
передачи и увеличению потребной поверхности нагрева подо-
гревателя.
В табл. 3. 19 приведены результаты расчетов общих подогре-
вателей для нагрева мазута марок 60, 100, 200 и 500. Диапазон
изменения вязкости топлива в процессе подогрева во всех слу-
чаях принят 60—15° ВУ. Это соответствует интервалам измене-
ния температур при подогреве топлив марок 60, 100, 200 и 500
соответственно 50—74, 57—81, 65—89 и 77—101° С. В качестве
теплоносителя использован насыщенный пар. Температура стенки
трубы принималась равной температуре насыщения при среднем
давлении пара в подогревателе. При этом сопротивление секции
165

подогревателя во всех случаях принято равным 0,2 Мн!м*. По-
верхность нагрева подогревателя определялась из условия подо-
грева 1 кГ топлива в указанном диапазоне температур в течение
16 ч. Тепловые потери в процессе подогрева определялись по
размерам стандартного резервуара типа РВС-1000 с тепловой
изоляцией. Температура окружающей среды была принята рав-
ной минус 21° С, а скорость ветра — w < 5 м/сек.
Ряс. 3. 33. Расположение местного змеевикового подо-
гревателя в железобетонном резервуаре (Г = 5000 л»’)
для хранения мазута.
1 — резервуар; 2 — подогреватель.
Анализ результатов расчета показывает, что при увеличении
вязкости топлива эффективность рассматриваемых подогревате-
лей уменьшается. Так, для подогревателей, изготовленных из
труб с?н=55 мм, коэффициент теплопередачи для топлив марок
100, 200 и 500, оказывается, меньше, чем для мазута 60, соответ-
ственно на 7,8; 15,2 и 26,4%, а поверхность нагрева больше на
21,8; 63,5 и 159% и составляет 240, 330 и 524 мя. Эти данные по-
лучены при использовании в качестве теплоносителя насыщен-
ного пара давлением 0,4 Мн/м2. При более высоких давлениях
пара и температуры стенки подогревателя поверхность нагрева
увеличивается медленней, чем при более низких параметрах, что
объясняется меньшим относительным падением среднего темпе-
166

Таблица 3. 19
влияние вязкости топлива на коэффициент теплопередачи и поверхность
нагрева общих пароподогревателей для резервуара РВС-1000
Марка топ- лива	Параметры пара		Темпе- ратур- ный напор, °C	Диаметр труб подогре- вателя, лмс	(GnPr) 10-в	Средний коэффициент теплопере- дачи, вт/мЪ* град	Поверх- ность нагрева подогре- вателя, ^2
	давление на входе в подо- греватель, М Н / .«2	средняя темпера- тура на- сыщения, °C					
				55	18,9	58,0	202
	0,4	131,3	69,3	76	49,9	58,0	202
				55	36,6	70,7	129
60	0,6	150,5	88,5	76	96,8	70,7	129
				55	53,3	79,1	101
	0,8	163.9	101,9	76	141,0	79,1	101
				55	14,8	53,5	246
	0,4	131,3	62,3	76	39,2	53,1	248
				55	28,4	64,1	157
100	0,6	150,5	81,5	76	75,2	64,1	157
				55	42,7	72,5	119
	0,8	163,9	94,9	76	113,1	72,5	119
				55	10.9	49,1	330
	0,4	131,3	54,3	76	29,0	47,4	342
				55	22,2	58,7	204
200	0,6	150,5	73,5	76	58,9	58,7	204
				55	33,1	66,2	153
	0,8	163,9	86,9	76	87,5	66,2	153
				55	6,5	42,6	524
	0,4	131,3	42,3	76	17,1	39,4	567
				55	14,1	50,6	304
500	0,6	150,5	61,5	76	37,4	50,3	306
				55	22,5	57,5	219
	0,8	163,9	74,9	76	59,9	57,5	219
ратурного напора. Так, при использовании насыщенного пара
давлением 0,8 Мн!м2 поверхность нагрева подогревателя для
топлив марок 100, 200 и 500 увеличивается по сравнению с по-
верхностью подогревателя для мазута 60 соответственно на 17,8;
51,5 и 117%.
Приведенные в табл. 3. 19 значения коэффициента теплопере-
дачи получены при условии отсутствия отложений на поверх-
ности нагрева подогревателей. В действительности при эксплуата-
ции подогревателей на них осаждаются карбоиды и механические
примеси, которые приводят к существенному увеличению теплового
сопротивления и уменьшению коэффициента теплопередачи на
30—40%. При этом соответственно увеличивается и поверхность
подогревателей. Необходимые поверхности нагрева общих подо-
гревателей для высоковязких топлив очень велики и конструк-
тивно их сложно разместить в резервуаре. Уменьшение поверх-
ностей нагрева приводит к увеличению времени разогрева топлива
и существенному повышению тепловых потерь в окружающую
среду.
167

Кроме того, как показал опыт, при использовании парозме-
евиковых и секционных подогревателей иногда происходит об-
воднение мазута и загрязнение конденсата топливом из-за течи
труб или соединений и невозможности проведения ремонта без
выключения резервуара и соответствующей его подготовки для
производства ремонтных работ.
Эти недостатки общих пароподогревателей привели к необ-
ходимости выбора более эффективного метода подогрева высоко-
вязких топлив. При выборе метода подогрева необходимо иметь
в виду, что приведенные результаты исследования свойств кар-
боидов (см. раздел 1. 6) показали возможность их надежного
сжигания в топочной камере, и потому должны быть приняты
меры, препятствующие их осаждению в топливном тракте, в том
числе и в резервуарах.
Анализ возможных способов подогрева показал, что для вы-
соковязких топлив весьма перспективен циркуляционный подо-
грев. Этот метод заключается в том, что топливо отбирается из
нижней части резервуара и насосом прокачивается через внеш-
ний подогреватель. Подогретое топливо по напорному трубо-
проводу через насадки сбрасывается в нижнюю часть емкости
к центру сечения или в сторону, противоположную отводу топ-
лива.
Растекание в резервуаре турбулентных, свободных затоплен-
ных струй и сопутствующие им вихревые токи обеспечивают эф-
фективное перемешивание топлива и его однородность, а также
препятствуют осаждению карбоидов. При циркуляционном подо-
греве полностью используется полезный объем емкости и предот-
вращается обводнение топлива. Так как подогрев топлива при
циркуляционном методе осуществляется при помощи внешнего
теплообменника при вынужденном движении топлива, то при
правильном выборе оборудования, по-видимому, процесс тепло-
обмена будет протекать более эффективно, чем в погруженных
поверхностных подогревателях при естественной конвекции,
поэтому возможно сокращение времени и повышение уровня подо-
грева мазута. Кроме того, при циркуляционном методе подо-
греватель и насос могут обслуживать группу резервуаров.
Как известно [79], струя называется свободной и затопленной,
если она распространяется в среде, не ограниченной стенками *
и имеющей те же физические свойства, что и вещество струи.
В турбулентной струе наблюдаются беспорядочные вихревые
движения, в результате частицы при поперечном перемещении
покидают пределы струи, переносят в слои неподвижной жид-
кости свои импульсы и увлекают их. На место частиц, покинув-
ших струю, проникают частицы окружающей жидкости, которые
* Опыты Н. Н. Садовской [80] показали, что струю можно рассматри"
вать как свободную, если ее поперечное сечение не превышает 20—25%
поперечного сечения ограниченного пространства.
168

обусловливают торможение граничных слоев потока. Вследствие
такого обмена импульсами между струей и неподвижной жид-
костью образуется турбулентный пограничный слой, толщина
которого в направлении течения возрастает, масса и сечение
струи увеличиваются, а скорость у границ струи уменьшается.
При совершенно равномерном поле скоростей на срезе сопла
в выходном сечении насадка толщина пограничного слоя равна
нулю, и для прямой осе-
симметричной струи внеш-
няя граница погранично-
го слоя в пределах на-
чального участка пред-
ставляет поверхность
конуса с вершиной, рас-
положенной в полюсе
струи (рис. 3. 34, а). С
внутренней стороны (в
пределах начального уча-
стка) пограничный слой
ограничен невозмущен-
ным потенциальным яд-
ром потока, в котором
скорость и0 (м/сек), тем-
пература То (°К), кон-
центрация примесей со-
храняют те же значения,
что и в выходном сече-
нии насадка. По мере
удаления от среза сопла
ядро сужается и в конце
начального участка невоз-
Рис. 3. 34. Схема свободной затопленной
турбулентной струи.
мущенный ПОТОК исчезает. а — с переходным участком; б — упрощенна и
На некотором расстоянии
от начального участка расположен основной участок струи, в кото-
ром течение имеет такой же вид, как течение жидкости из точечного
источника. Между начальным и основным участками заключен
переходный участок струи с криволинейной внешней поверх-
ностью. Переходный и основной участки заполнены погранич-
ным слоем, при котором размывание потока сопровождается пе
только увеличением сечения струи и ее массы, но и падением
скорости, температуры, концентрации примесей. Внешняя гра-
ница основного участка представляет поверхность усеченного
конуса с полюсом, расположенным на оси струп впереди полюса
начального участка.
Рассмотрим упрощенную схему струи, полагая, что длина
переходного участка равна нулю (см. рис. 3. 34, б). Тогда для
осесимметричной струи расстояние Ло (м) от среза сопла до полюса
(глубина полюса), длина начального участка s0 (м) и боковой
169

угол расширения а (рад) определяются по данным [81] из со-
отношений
/tn _ 0,29
г0 “ а ’
я0___ 0,67
fp ~ а
(3. 103)
(3.104)
1g а = 3,4 а,
(3.105)
где >'о — радиус насадка в м; а — коэффициент, величина кото-
рого зависит от степени неравномерности скоростного поля в вы-
ходном сечении насадка.
По экспериментальным данным коэффициент а в диапазоне
Re — 2 104 -i- 4 10е не зависит от числа Рейнольдса. Для со-
вершенно равномерного поля скоростей а = 0,066, для вполне уста-
новившегося турбулентного движения а = 0,076. При среднем
значении а = 0,07 имеем: h0/r0 «=; 4,1, s0/r0	10, а 0,24 рад.
Опыт показывает, что скоростные поля во всех сечениях ос-
новного участка струи подобны, т. е. безразмерные скорости
в сходственных точках равны. Полагая полное количество дви-
жения секундной массы струи во всех сечениях постоянным,
получаем закон изменения безразмерной осевой скорости.
(3.107)
= - 1Д,/ ,	(3.106)
“°	—+ 4,1
П)
где s — расстояние от сечения основного участка струи до среза
насадка в л; ит — скорость на оси в этом сечении в м/сек.
Расход жидкости q (м3/сек) в любом сечении основного участка
струи
Ч 0,15 д0(т- + 4,1) ,
где — расход в выходном сечении насадка в мЧсек.
Из закона постоянства энтальпии получаем формулу
избыточной температуры Д Тт (°К) вдоль оси основного *
струи
Д 717П  	10
ЛГо	+4,1 ’
го
где Д Тт Тт Т’окр; Д Тй = То /’оир]	Гокр	температура
окружающей среды в °К.
падения
участка
(3. 108)
* Переходное сечение для температур расположено ближе к срезу па-
:идка, чем переходное сечение для профиля скоростей.
170

(3.109)
+ 4,1
Средняя избыточная температура и средняя квадратичная
скорость в поперечном сечении основного участка струи
АГср __ "it
Из формул (3. 106) и (3. 109) следует, что
= 0,48.	(3. НО)
ит
Безразмерная величина средней арифметической скорости на
основании подобия скоростных полей в различных сечениях основ-
ного участка струи
-^ = 0,2.	(3.111)
ит
Из соотношений (3. 108) и (3. 109) получаем
45^ = 0,66.	(3. 112)
А7 m
Формулы (3. 109) и (3. 112) описывают также закон изменения
средних концентраций примесей в поперечном сечении основного
участка струи.
Безразмерный радиус струи на основании (3. 103) и (3. 105)
равен:
Л = о,24 — + 1,	(3.113)
го	го
где R — радиус струи в м.
На рис. 3. 35 приведены графики (—) , (—) , ( —), (—') ,
\ м0 / \^тл / X /	\	/
( А^,та ) , [ АЛСР ) , (-А^гр) ц (—) в зависимости от ( —) При по-
Д 7 о /	\ Д Го /	\_ Д тп / \го/	t	\ го /
•	/ <] \	/ ^cd \ I upn ।	( Л 7* т \
строении графиков значения — , —, I—— и t _ для
\ 7о /	\ ит /	\ ит /	\ Д Го /
начального участка струи рассчитаны по данным, приведенным
в работе (81J.
Из графиков рис. 3. 35 следует, что радиус струи и приведен-
ная масса (для основного участка) возрастают пропорционально
расстоянию от среза сопла, а скорость и избыточная температура
быстро убывают. Например, если мазут М-100 с температурой
/0 —120°С вытекает через насадок г0 =0,015м, ~ =5, приизбыточ-
“0
ном давлении перед пасадком р0=470 кн/л2, со скоростью и0 =
10 м!сек (ReT=12 000, коэффициент расхода по рис. 3.3 ц = 0,77,
расход до=О,ОО55 м3/сек) в резервуар, заполненный тем же топли-
171

вом, с температурой £ояр = 60 ° С, то на расстоянии $=6,5 м
от среза насадка диаметр струи 2R = 3,15 ж, скорость на оси ит =
0,31 м/сек, средняя скорость в сечении иср = 0,15 м/сек и иср =
0,06 м/сек, расход д=0,37 мЧсек, температура на оси струи
tm = 61,4° С и средняя температура в сечении icp=60,9° С. Таким
Рис. 3. 35. Зависимость
—— , —, —*2.. —, &Тт , _A7gp f А Тер и 2L от для затоплен-
“о ит ит до ДТ® ДТ® ДТщ го г0
ной струи.
1 —.10 — i; 2——.щ —J — • / 
«о	го	ио ' дт. ’
а • 8 _Тор • 7 цср  а цср
ДТо ’	 ит '
образом, при движении струи 98,5% избыточной энтальпии ее
израсходовано на подогрев присоединенной массы.
Определим продолжительность подогрева присоединенной
массы или время смешения
t = т0 + т1г	(3.114)
где т0 — время движения частиц в пределах начального участка
струи в сек;
т2 — время движения на основном участке в сек.
В дифференциальной форме
dr = ^~,	(3.115)
“ср
172

где s = —---безразмерное расстояние сечепия от среза сопла.
го
По данным
[81 ], средняя безразмерная скорость в начальном
участке струи
цср. п _____________________ _________1_________
“о ~ 1 + 0,053 S + 0,0065 s2
При этом
(3. 116)
<2т0 = — (1 + 0,053 s-[- 0,0065 s2) ds. (3. 117)
uo
В результате интегрирования от 0 до т0 и s=0 до s=s0 = 10
получаем
т0₽а15 — .
0 “о
(3.118)
(3. 119)
Для основного участка струи
ЙТ1=М^+4’1^
или после интегрирования от 0 до и от s0=10 до s имеем
Т1=ЧзЪг(52 + 8’2®-182)-	(3-120)
Суммируя (3. 118) и (3. 120), получаем
т =
(3. 121)
На рис. 3. 36 приведены графики для определения т в зависи-
мости от г0, и0 и — . Из графиков следует, что продолжительность
г0
подогрева присоединенной массы или время смешения весьма
малы. Так, для рассмотренного примера при s=6,5 м, ro=O,O15 Jit
и ио=1О м!сек т=21,7 сек.
Эти данные с учетом вихревых движений, возникающих при
растекании затопленных струй (рис. 3. 37), подтверждают, что
при циркуляционном подогреве мазута в резервуарах обеспечи-
вается однородность температурных полей и полей концентраций.
На рис. 3. 38 изображено распределение температур в резер-
вуаре емкостью 628 м3 (Dp = 7,7 м, высота взлива топлива
Н «=» 9,5 м) в горизонтальных сечениях, отстоящих на 1; 3; 5; 7
и 9 м от днища резервуара при подогреве мазута циркуляционным
методом [83]. Графики рис. 3. 38 показывают, что при циркуля-
ционном подогреве поля температур в горизонтальных и осесим-
метричных сечениях мало отличаются от изотермпых.
Приведенные закономерности распространения турбулентных
затопленных струй не учитывают влияние подъемной силы, обу-
словленной разностью плотностей струй и неподвижной среды.
173

Имея в виду, что при подогреве топлив циркуляционным мето-
дом Др = роир — 2о < 40 кг/м8, влияние силы Архимеда при
вертикальном расположении насадка можно не учитывать.
Если ось насадка расположена горизонтально или под углом
к горизонту, то подъемная сила искривляет ось струи и струя
взмывает кверху.
Впервые задача об искривлении оси прямолинейной свобод-
ной воздушной струи рассмотрена в работе Г. Н. Абрамовича [84 |.
Рис. 3. 36. Графики для определеппя продолжительности подогрева присоеди-
ненной массы (времени смешения).
В приближенном решении [84 ] не учитывалось изменение массы
вдоль оси струй. Экспериментальное исследование влияния подъ-
емной силы на искривление воздушных и газовых струй С. Н. Сыр-
кина и Д. Н. Ляховского [85 ] показало, что расчет по форму-
лам [84] приводит к значительно большему искривлению оси
струи, чем это наблюдается в действительности. В дальнейшем
Г. Н. Абрамович [79, 81 ] дал более точное решение для траекто-
рии теплых и холодных струй воздуха, которое подтверждается
опытами. Однако решения [79, 81 ] для расчета искривления оси
свободной затопленной струи капельной жидкости не применимы
вследствие различной зависимости плотности идеальных газов
и жидкостей от температуры.
Рассмотрим влияние подъемной силы Р, обусловленной раз-
ностью плотностей струи и окружающей среды, па траекторию
174

затопленной струи капетьной жидкости*. вытек глицен из гори-
зонтального насадка.
Подъемная сила с учетом переменной массы
dp = J? (е< кр — Qc.) Ft-dx = nicdL-c 4- Vtdrn., [м]	(3. 122)
Рис. .3. 37. Вихре1 ые токи при растека-
нии свободной затопленной сгруи.
а
Г82]
где Qoirp, Qc — соответственно плотность жидкости окружающей
среды и в сечении струн в кг/л3; Fc — поперечно'* сечение струи,
н -и ; т. =рсМрр/'с — расход жидковти, л кг,сек; ксг— средняя
Здесь, как и ранее, уменьшение количества шнагппя стр и капель-
ной жидкости и деформацию сечений под действием силы тяжести не учи-
тываем.
175

квадратичная скорость (Х-компонента) в л/сек; ус — вертикаль-
ная составляющая скорости (у — компонента), в м!сек.
После подстановки значения иср из формулы (3. 109) в урав-
нение (3. 122) и разделения переменных получим
g(eoHP-Qc) дГр __ dvc d (lnmc)
Рс“оДГс	"г ° dz
Рис. 3. 38. Распределение температур в резервуаре при циркуля-
ционном подогреве топлива.
Введем безразмерные величины
“ х	s ) . “ ь’с . ~ тс .	~ Go«p
х — —— , Is — — I, и — —- , т -----------j- , Qohp------—
го \	/	Up	Qp Up Я Го
где — плотность воды при 4° С, тогда
grn (рокр — Qc) А^О _	| - d (1пот)
Заметим, что
о Д^с di
dz
Qokp — Qc — У ATc,
где у — средняя температурная поправка плотности в Играв.
176

Кроме того, так как при циркуляционном подогреве
q0 < Qc < Qokpi причем на выходе из насадка Qc = q0, а на по-
верхности топлива в резервуаре Qc Qokp и Aqc/qo<O,O5,
с достаточной точностью можно принять
~	(?о + Qc кр
Qc - ----'
Поэтому
gra _ du - <1 (Inm)
u* Qc dx	dx
0
Величина
2gr„ yAT0 _ 2yAT0
Qc Л Qc
ua
где	Fr =-^2-— критерий Фруда.
Тогда будем иметь
dv - d (in in)  2у АГ0 _ 0
dx	dx Fr Qc
Как показано в работе [791, полученное уравнение имеет
решение
dy _	_ 2у АГр /f dx \
dx и0 Fr QC \ J “с /
У
где у = ----вертикальное перемещение оси центров тяжести по-
г* ,
м	- Wcp	С
перечных сечении струи; Uc =	— безразмерная
среднеквадратичная скорость в сечении.
Для определения траектории струи используем формулу
(3. 109), по которой находят скорость в основном участке. Тогда
уравнение можно представить в виде
dy _ 2у АГП Iq . д3+8.2х\
dx Fr QC \ 1	J3,2 /
При х = 0,	= 0, т. е. Ci = 0; следовательно,
dx
dy^ = V AFg + 8)2	_
dx 6,6 Fr Qc
После интегрирования от х = 0дох = 5 = — получим
’’о
Ч^Г^ + 12.з?)
12 з. И. Геллер.
177

или
Рис. 3. 39. Графики для определения искривления оси струи.
у
На рис. 3. 39 приведены графики для определения в зави-
симости от критерия Лг и-у-. Так, при и0=10 м!сек, го=0,О15 ,н,
Y=0,000515 Иград, tOKp = 60°C, ёокр = 0,97, i0-=12Q° С, qs=0,94,
№-6,5 м изгиб оси затопленной струи, вытекающей из горизон-
тально расположенного насадка, составляет-^- =147, т. е. у=2.2 м.
В зависимости от конструктивного выполнения циркуляцион-
ного подогрева и условий работы температура топлива на выходе
из подогревателя /п может быть постоянной лиоо переменной.
При сравнительно большой тепловой мощности подогревателя
но мере подогрева топлива в резервуаре температура на входе tn
повышается, что приводит к повышению tn. Вследствие этого
увеличивается средняя температура tf и понижается средняя
178

вязкость топлива в подогревателе. Это приводит при прочих рав-
ных условиях к повышению коэффициента теплопередачи. Одно-
временно увеличение tf обусловливает понижение температурного
напора tw— tf (при использовании насыщенного пара ta — tf).
При этом, как показал опыт, в первом приближении повышение
температуры топлива в подогревателе можно считать постоян-
ным 1 (табл. 3. 20), т. е.
М = /д — t' = const.	(3.124)
Анализ показывает, что для рассматриваемого случая период
разогрева т * при прочих равных условиях будет меньше, чем
при условии tn = const. Действительно, при tn = const период
разогрева т (или количество циркулирующего продукта — произ-
водительность пасоса Ь) может быть определен из уравнения теп-
лового баланса
Ьс (/ц — <ц) d т = Bcdt + kpFp (t'n — t0) d т, (3.125)
где b — количество циркулирующего продукта в кг!сек\ с — тепло-
емкость топлива в дж!кг град-, В — количество топлива в ре-
зервуаре в ка; ta — температура на выходе из подогревателя
в °C; tn — температура топлива в резервуаре (на входе в подо-
греватель) в °C; t0 — температура окружающей среды в °C;
/гр — коэффициент теплопередачи от топлива в окружающую
среду в вт!м2 град\ Fp — поверхность охлаждения резерву-
ара в л2.
Разделяя переменные н интегрируя от начальной температуры
топлива до конечной tlt и от 0 до т при с=const и кр = const,
получаем
г = -ь	*'•“	(3.126)
Уравнение теплового баланса при tn — t1T = Al=const имеет
вид
be Atdr* = Bcdt kpFp(t — i0) dx*. (3.127)
Разделяя переменные и интегрируя от ttt до 1н и от 0 до г *,
прп с=const и кр = const получим
* = Вс , be Ы—kpFp (in—In)
kpFp	be At — kpFp(tn—to)
Заметим, что т >> т *, однако отношение т* мало отличается
от единицы. При этом т тем ближе к т чем выше ta по сравне-
1 Это условие при неизменной циркуляции соответствует постоянном
тепловой мощности подогревателя.
12*	179

нию с и чем меньше tK—ta. Так, для ZH = 95°C, tH = 75°C и
tB = 125° С отношение = 1,02 при тех же iK и t 'n и tH = 50° С —
^- = 1,07, а при tH = 95°C, Гн = 50°С и tB = 195° С отношение
Л = 1>01.
т*
Таким образом, вне зависимости от схемы циркуляционного
подогрева с достаточной для практики точностью определение
времени разогрева, а при заданном т-количества циркулирующего
продукта Ь (производительности насоса) может быть выполнено
по уравнению (3. 126) и (3. 128).
При Ai=const, c=const и неизменной производительности
насоса тепловая мощность подогревателя в процессе подогрева
остается постоянной
Qa = bc&t = const.	(3.129)
Тогда уравнение (3. 128) можно записать в виде
]Q 2п—(<п~Ц
ApFp QB—kpFp^n—tfi) f
(3.130)
откуда определяется количество тепла, сообщенное топливу
в подогревателе (тепловая мощность подогревателя)
Qn___kpFp
е^ —1
(3. 131)
о kpFp т*
г«е р = -Чг- •
При этом, если в качестве теплоносителя используется влаж-
ный, сухой насыщенный или слабо перегретый пар, то с достаточ-
ной точностью можно записать
Qn Оц Л. (^/) ।
(3.132)
где ап — коэффициент теплоотдачи от стенки подогревателя
к топливу в вт/м2 град; Fn — поверхность нагрева подогре-
вателя в ле2; *н — температура насыщения при среднем давлении
пара в подогревателе в °C.
Дальнейший расчет подогревателя ведется по обычным урав-
нениям теплопередачи.
Если циркуляционный подогрев применяют для компенсации
тепловых потерь резервуара при хранении или откачке топлива,
то количество циркулирующего продукта Ь' на основании урав-
нения теплового баланса
[кг/сек].
(3.133)
180

Температуру мазута в резервуаре при его откачке с учетом
тепловых потерь можно найти по формуле
hpFp
t = t0 + (tH - tQ)	) сЬ«	(3.134)
где b„ — расход мазута в кг/сек-, тн — продолжительность от-
качки в сек.
Попутно заметим, что при храпении мазута в металлических
резервуарах последние должны иметь тепловую изоляцию. Рас-
четы показали, что тепловые потери при хранении мазута марки 100
в неизолированных стандартных резервуарах емкостью 300,
500, 1000, 2000 и 5000 м3 при ZB=80°C, t0=—30°С и скорости
ветра 5 м!сек составляют соответственно 258, 357, 503, 843 и
1360 квт-ч. Для компенсации тепловых потерь при *п= 115° С ко-
личество циркулирующего топлива составит 3,6; 5,0; 7,1;
11,9 и 19,2 кг!сек. Потери тепла в металлических резервуарах со
стандартной тепловой изоляцией (минераловатные маты 70 мм,
штукатурка 20 мм) составляют соответственно 21,5; 28,6; 41,3;
71,1 и 119 кет-ч, а Ь'=0,3; 0,4; 0,6; 1,0 и 1,7 кг!сек.
Таким образом, при хранении мазута в резервуарах с изо-
ляцией тепловые потери и количество циркулирующего топлива
уменьшаются в 11—12 раз и затраты на устройство изоляции
окупаются за один год.
Экспериментальное исследование цир-
куляционного подогрева. На рис. 3. 40 приведена
схема экспериментальной установки для исследования условий
работы циркуляционного подогрева. Из топливного резервуара
емкостью 628 л3 крекинг-остаток поступал на прием парового
прямодействующего насоса, который прокачивал его для подо-
грева через секционный подогреватель типа «труба в трубе». Подо-
греватель собран из 72 нагревательных элементов обычного раз-
мера, сгруппированных в две секции [57 ]. Поверхность нагрева
подогревателя 59,7 мг. Из подогревателя крекинг-остаток по
напорному трубопроводу выбрасывается в нижнюю часть резер-
вуара.
Для измерения температурных полей в резервуаре было уста-
новлено пять групп термопар. Каждая группа, за исключением
средней, содержала по пять термопар, а в средней группе было
дополнительно смонтировано еще две термопары для измерения
температуры зеркала топлива и температуры газового простран-
ства. Все термопары были изготовлены из хромель-копелевых
термоэлектродов диаметром 0,5 мм и армированы в алюминиевых
трубках 6X1 мм при помощи двухканальных изоляторов. В ка-
честве средней температуры крекинг-остатка в резервуаре при-
нималось ее среднеобъемное значение.
Тепловые потери определялись непосредственно по режимам
охлаждения и разогрева резервуаров. В результате обработки
181

экспериментальных материалов по режимам охлаждения были
получены графики, характеризующие темп охлаждения резерву-
ара. Типичный график одного из режимов охлаждения приведен
на рис. 3. 41. Этот график позволил определить коэффициенты
теплопередачи кр от топлива в окружающую среду при режиме
охлаждения. Полученные значения кр для четырех опытов отли-
чались между собой на ±5%. С целью использования этих зна-
В барба/тр
Рис. 3. 40. Экспериментальная установка
для исследования циркуляционного подо-
грева.
1 — топливный резервуар; 2 — всасывающая линия;
3 — насос типа МПН-1м; 4 — подогреватель типа
«труба в трубе»; s — напорный трубопровод; 6 —
мерные баки для конденсата.
j.2.

чений Лр для подсчета тепловых потерь при разогреве топлива
были сопоставлены температурные поля при циркуляционном
подогреве (см. рис. 3. 38) и естественном охлаждении резер-
вуара [83]. При этом оказалось, что поля температур в обоих
случаях весьма идентичны.
Для выявления эффективности работы подогревателя опреде-
лялся расход крекинг-остатка по числу двойных ходов поршня
насоса (при помощи суммирующего счетчика) и длине хода. Тем-
пература крекинг-остатка на входе и выходе на подогревателей
измерялась нормальными термометрами и хромель-копелевыми
термопарами, горячий спай которых находился в потоке. Расход
пара на подогреватель определялся по количеству конденсата
прп помощи мерных баков 6 (см. рис. 3. 40). Тепловые потери
в подогревателе определялись по температуре изоляции, измерен-
ной поверхностной термопарой. Все остальные величины изме-
рялись обычным методом.
182

Для сравнения циркуляционного метода подогрева с парозме-
евиковым измерялись расход пара на подогревательный змеевик,
а также его давление и температура. Резервуар был снабжен
парозмеевиковым подогревателем с поверхностью нагрева 23 м~.
Поскольку поверхности подогревателей были различны, то эф-
фективности их сравнивались ио величинам средних тепловых
потоков. Так как эти опыты проводились на другом резервуаре,
то оп был снабжен термопарами для замера температуры топлива.
Средние значения основных опытных величии и результаты
испытаний приведены н табл. 3. 20, а па рис. 3. 42 представлены
Рис. -11. График темпа охлаждения топлива в резер-
вуаре.
режимные графики одного из опытов по циркуляционному подо-
греву.
Результаты и с с л е д о в а н и я и их обе у жд
н и е. Анализ экспериментального материала и данные, приве-
денные в табл. 3. 20, позволяют установить следующее.
1.	Тепловые потоки и средние коэффициенты теплопередачи
при циркуляционном подогреве значительно выше, чем для паро-
змеевикового подогревателя. Поэтому применение циркуляцион-
ного подогрева при прочих равных условиях (при одинаковых
поверхностях нагрева и неизменных параметрах теплоносителя)
позволяет сократить время разогрева в 1,7—4,3 раза. При цир-
куляционном методе подогрева легко достигается необходимая
температура подогрева высоковязких топлив.
2.	Удельные расходы тепла при циркуляционном подогреве
в зависимости от производительности и вязкости топлива изме-
нялись от 3,3 до 4,1 кдж!кг град. При этом расход пара на при-
вод насоса составлял существенную долю (40—63 % от количества
пара использован кого для подогрева топлива), возрастая с уве-
личением подачц насоса и вязкости топлива.
Значительное сокращение удельных расходов тепла при цирку-
ляционном подогреве может быть достигнуто при использовании
18:

Таблица 3. 20
Основные опытные величины и результаты испытания по циркуляционному
подогреву крекинг-остатков
Показатели	Циркуляционный подогрев				Разогрев змее- виком
		2	3	4	
Высота вэлива топлива в резервуаре, м	9,21	9,08	9,13	9,50	9,16
Количество топлива в резервуаре, Мг Характеристика топлива:	521,5	501,1	513,7	524,5	521 7
ВУ6о	154,4	154,4	124,7	104,1	124,7
ВУвд	20,3	20,3	16,1	15,5	16,1
плотность, кг/м3	1012	1012	1018	1011	1018
влага, %	0,10	0,10		Следы	
Число двойных ходов насоса в 1 сек	0,20	0,37	0,49	0,49	—
Производительность насоса, 10~3 м3/сек	5,7	11,3	14,9	14,9	—
Продолжительность разогрева, ч Среднеобъемная температура топлива в	13,0	8,8	8,5	5,5	75
резервуаре в начале разогрева, °C	62,5	69,0	65,1	73,6	63,0
То же, в конце разогрева, °C Количество полезно использованного тепла для подогрева топлива в резервуаре,	82,0	80,6	95,0	92,4	78,0
Гдж Потеря тепла резервуаром в окружаю-	17,5	21,0	29,3	19,6	14,8
щую среду (за период подогрева), Гдж Температура топлива перед подогрева- телем, °C:	2,0	1,4	1,3	1,0	10,4
в начале опыта	56,5	69,9	66,0	73,5	
в конце опыта Средняя температура топлива в подогре-	76,5	90,5	95,7	89,8	
вателе, °C Вязкость топлива на входе в подогрева-	83,3	96,0	97,2	96,6	—
тель (в начале опыта), СВУ Средняя вязкость топлива в подогрева-	100	38	42	22	46
теле, °ВУ Средняя скорость топлива в нагрева-	14,0	10,0	7,5	7,5	28,0*
тельных элементах подогревателя, м/сек Сопротивление подогревателя (среднее	1,40	2,77	3,66	3,66	—
значение), Мн/мг Давление пара перед подогревателем,	0,4	0,9	1,2	1,2	—
Мн/м2 Температура пара перед подогревателем,	0,6	0,6	0,7	0,6	0,6
°C Температура конденсата за подогрев;	230	233	233	228	204
телем, сС	133	124	127	114	157**
Расход пара на подогреватель, кг сек Средним тепловой поток в подогревателе,	0,18	0,29	0,42	0,41	0,10
квт/м3 .	. . Средний коэффициент теплопередачи,	7,0	12,0	17,4	14,9	4,1
вт/м2 -град.	....	96	199	269	248	46
Давление пара перед насосом, Мп/м2	0,2	0,4	0,5	0,5	—
Расход пара на привод насоса, кг сек Удельный расход тепла **♦ на подогрев	0,07	0,19	0,23	0,18	
1 кг топлива на 1° С, кдж/кг-град	3,3	4,1	3,8	3,3	—
* Для змеевикового подогревателя вязкость определена по средней температуре
топлива в резервуаре, а для подогревателя типа «труба в трубе» — по средней темпе-
ратуре топлива в подогревателе.
•• Температура пароводяной смеси.
*’* Удельные расходы тепла определены по суммарному расходу пара на установку.
184

отработавшего в пасосе пара в качестве теплоносителя для подо-
гревателя. Однако в этом случае необходимо увеличить давление
пара, поступающего на установку *, и кроме того, конденсат
должен быть подвергнут очистке от масла, без чего использование
его в питательном тракте невозможно **.
3.	Как следует нз табл. 3. 20, подогреватели типа «труба
Рис. 3. 42. Типичные графики изменения параметров при циркуляционном
подогреве.
1 — температура топлива в резервуаре $ — то же, на входе в подогреватель; з — то же,
на выходе иа подогревателя; 4 — температура окружающей среды; .1 — гидравлическое
сопротивление подогревателя; а —давление пара перед подогревателем; 7 —тепловой
поток в подогревателе; 3 — коэффициент теплопередачи в подогревателе.
Однако по мере повышения скорости топлива значительно воз-
растает гидравлическое сопротивление, что приводит к увеличе-
нию расхода пара на привод насоса установки. Если отработав-
ший пар используется в качестве теплоносителя для подогрева-
теля, то увеличение расхода пара на насос несущественно, и
* Целесообразно использовать пар из соответствующего отбора тур-
бины.
** Ввиду отсутствия опыта работы циркуляционного подогрева с такой
схемой использования пара необходимо изучить вопросы, связанные с загряз-
нением поверхности пагрева (со стороны теплоносителя), а также предусмот-
реть возможность ее очистки.
185

и этом случае целесообразно применять высокие скорости топлива
в нагревательных элементах, т. е. работать с максимально до-
пустимыми подачами *. Увеличение скоростей приводит к росту
коэффициентов теплопередачи и сокращению периода подогрева,
что существенно снижает тепловые потери в окружающую среду.
Если отработавший пар не используется в качестве теплоно-
сителя, то целесообразно ограничить скорости топлива, чтобы
сохранить ламинарный режим движения потока, так как,в пере-
ходной зоне резко увеличиваются сопротивления.
В качестве подогревателей при циркуляционном подогреве
могут быть с успехом использованы и другие многоходовые
теплообменники с прямыми трубами увеличенных диаметров
(см. раздел 4. 1), имеющие значительно меньшее гидравлическое со-
противление (подогреватели ПКБ Башкирэнерго, многоходовые
ТКЗ и др.).
Применение подогревателей с малыш! гидравлическими со-
противлениями и обогрев (изоляция) трубопроводов в пределах
циркуляционной установки позволяют применить центробеж-
ные насосы, как это предусмотрено в типовом проекте мазутного
хозяйства ГРЭС и ТЭЦ института Теплоэлоктропроекта [6].
4.	Как показал опыт эксплуатации, при циркуляционном
подогреве вследствие интенсивного перемешивания отложении
карбоидов п механических примесей в резервуаре пе происходит.
Резервуар, имеющий циркуляционный подогрев, был осмотрен
через два года с момента начала эксплуатации, и отложений
в пижпей части емкости пе обнаружено.
5.	Применение циркуляционного подогрева существенно со-
кращает потери тепла в окружающую среду от резервуара при
хранении топлива. Так как циркуляционный метод позволяет
быстро подогревать топливо, то хранить последнее целесообразно
при минимально допустимой температуре. Как показали опыты,
пуск схемы циркуляцпонпого подогрева при изолированных
топливопроводах возможен при вязкости топлива в резервуаре
200—300° ВУ При прогреве всасывающих топливопроводов ре-
циркулирующим топливом из котельной или электрообогреве
топливопроводов этот предел может быть расширен.
Так как разогрев топлива при циркуляционном подогреве
занимает мало времени, то одной установки достаточно для не-
скольких резервуаров (рис. 3. 43). Для установок небольшой мощ-
ности схема циркуляционного подогрева может быть осуществлена
путем выделения в емкости расходного отсека с использованием
для подогрева тепла рециркулирующего топлива из котель-
ной [86 ]. При таком выполнении схемы подогрев топлива в емкости
будет ограничен, что, по-видимому, будет препятствовать осажде-
* Максимально допустимые подачи определяются допускаемым да-
влением в насосе и подогревателе. Для горячих нефтепродуктов прямодей-
ствующие насосы выпускаются с давлением до 4 Мн/.чг.
186

пию карбопдов и обусловит уменьшение потерь тепла в окружаю-
щую среду. Предупреждение осаждения карбоидов в резервуаре
и. в особенности, расходном отсеке может быть достигнуто при
помощи правильного ввода и достаточной мощности потока рецир-
кулирующего топлива.
6.	Для определения возможности применения циркуляцион-
ного подогрева при обводненных топливах был проведен специ-
льный опыт с искусственно обводненным крекинг-остатком и
результаты его сопоставлены с опытами разогрева крекинг-
остатков, содержащих следы воды. Для обводнения крекинг-
Ряс. .3. 43. Принципиальная схема циркуляционного раз-
огрева для парка резервуаров.
1 — насос; г — подогреватель; з — резервуар.
остатка было закачано 15% сырой воды от количества топлива
в резервуаре. Перед проведением опыта вода и крекинг-остаток
были перемешаны путем продолжительной работы насоса.
Основные результаты опытов в виде графиков изображены на
рис. 3. 44. Как следует из графиков, при циркуляционном подо-
греве обводненных крекинг-остатков влажность топлива может
быть уменьшена.
Анализ экспериментальных данных и проведенные тепловые
расчеты показали, что в подогревателе одновременно с подогре-
вом топлива осуществляется подогрев воды до температуры кн-
пепия и ее испарение. Как общее содержание воды в топливе,
так и степень сухости пара в топливо-пароводяной смеси па выходе
из подогревателя не остаются постоянными. При этом степень
сухости пара может быть определена пз уравнения теплового
баланса подогревателя, а необходимая для расчета температура
смеси — по давлению па выходе из него *.
В топливопроводе па участке подогреватель — резервуар
общее паросодержание и величина паровых пузырей увеличи-
ваются вследствие понижения давления. В топливном резервуаре
на величину паросодержания и размер пузырей влияют два фак-
* Так как упругость паров высоковязких топлив пичтожпа, ю темпе-
ратура смеси может быть определена по таблицам для водяного пара.
187

тора: гидростатическое давление и температура топлива. Вслед-
ствие понижения гидростатического давления паросодержапие п
размер паровых пузырей будут расти. Однако барботируемый пар
при меньшей (чем температура кипения воды) температуре топ-
лива будет увлажняться, а при определенных условиях (значи-
тельная высота слоя топлива и низкая его температура) возможна
полная его конденсация.
Рис. .3. 44. Режимные характеристики прп циркуляционном подогреве сильно
обводненного крекинг-остатка.
I — температура топлива на входе в подогреватель; 2 — го же, па выходе из подогрева-
теля; а — содержание воды в топливе; 4 — уровень топлива в резервуаре; -5 — уровень
пены.
По мере повышения температуры топлива в резервуаре будут
увеличиваться температура па входе в подогреватель и при неиз-
менной тепловой нагрузке степень сухости пара в топливо-паро-
водяной смеси на выходе из подогревателя. Одновременно содер-
жание воды в поступающем топливе и увлажнение пара при барбо-
таже через слой топлива будут уменьшаться. Следовательно, при
постоянном тепловом потоке в подогревателе при циркуляцион-
ном подогреве можно ожидать прогрессирующее уменьшение
влажности топлива. В опытах вследствие несовершенного отвода
пара из резервуара и малого уровня топлива наблюдалась значи-
тельная конденсация пара на стенках резервуара и стекающий
конденсат увеличивал влагосодержание в топливе. Это оказало
влияние на график изменения содержания воды в топливе
(см. рис. 3. 44).
188

При повышении температуры топлива до 100° С остаточное
содержание влаги в топливе невелико и при отсутствии застойных,
не вовлекаемых в процесс циркуляции зон в резервуаре и при
тщательном отводе образуемого пара оно может быть доведено
почти до нуля. Однако практически осуществить эти условия
вряд ли возможно, и при достижении температуры кипения в топ-
ливе остается некоторое количество влаги. Причем эта влага тонко
диспергирована.
Так как теплоотдача от топлива к мелким каплям воды [87]
весьма эффективна (при малых числах Рейнольдса а >=> — ,
г«
где — теплопроводность мазута, гн — радиус капли), то при
небольшом перегреве топлива по сравнению с температурой кипе-
ния воды при атмосферных условиях происходит интенсивное
вскипание влаги в верхних слоях, а при дальнейшем повышении
температуры этот процесс может распространиться на всю толщу
топлива в резервуаре. Множество мелких пузырей пара, подни-
маясь вверх, образуют с крекинг-остатками, которые всегда со-
держат стабилизаторы пены, относительно устойчивую пену,
и объем топлива резко увеличивается.
В нашем опыте пенообразование началось при влажности
топлива около 0,5% *. По мере повышения температуры крекинг-
остатка в резервуаре уровень пены повышался и при 102,5° С
достиг максимального значения (88% от уровня взлива топлива),
а затем начал падать вследствие разрушения пены. По-видимому,
разрушению пены способствовал размыв ее струей топлива, вы-
брасываемой из подогревателя. При достижении пепой уровня 70%
от взлива подогрев топлива был прекращен, при этом температура
топлива на входе в подогреватель (в резервуаре) была 113° С,
а на выходе из него 151,5° С. Когда уровень пены понизился
до 55% от уровня взлива топлива, опыт был закончен.
Для безопасной эксплуатации существенное значение имеет
выявление условий, при которых в процессе подогрева обводнен-
ных мазутов возможен выброс топлива из резервуара. Анализ
результатов исследований [88, 89] показывает, что при исполь-
зовании циркуляционного подогрева выброс топлива из резер-
вуара не возможен. Наоборот, при разогреве топлива при помощи
общих поверхностных подогревателей до температуры выше тем-
пературы кипения воды в случае содержания подтоварной воды
в резервуаре возможен значительный перегрев ее и, как следствие,
выброс топлива из резервуара.
Для безводных высоковязких топлив повышение температуры
подогрева не приводит к вспениванию. В опытах и процессе экс-
плуатации температура крекпнг-остатков в резервуаре нередко
повышалась до 115—120° С и вспенивания не было. При циркуля-
* Атмосферное давление но время опыта было 99,5 кн/м2, температура
кипения воды, соответствующая этому давлению, 99,4° С.
189

ЦИОПНОМ разогреве сильно обводненных топлив возможно почти
полное удаление влаги из них в самом резервуаре. Реализация
этой возможности представляет известный интерес при достаточ-
ной экономичности циркуляционного подогрева. Однако прп
использовании циркуляционного подогрева для выпарки влаги
из топлива пеобходим непрерывный кцнтроль за ее содержанием
при помощи соответствующих приборов 19(J|, и при влажности
топлива 1—2% подогрев должен быть прекращен во избежание
вспенивания. Т.ак как это связано с осложнением эксплуатации,
то целесообразно провести специальные работы по применению
деэмульгаторов или оборудованию Резервуаров устройствами
для размыва попы. При удачном решении этого вопроса
в процессе подогрева обводненных топлив может быть до-
стигнута полная выпарка влаги, и уровень подогрева нс будет
ограничен температурой, при которой начинается вспенивание.
Последнее может иметь значение при подогреве сверхвязких
топлив.
До разработки эффективных и падежных методов, препят-
ствующих вспениванию, температура Подогрева мазута в резер-
вуарах не должна превышать 90—95° С.
Циркуляционный подогрев топлива в резервуарах в настоящее
время принят в качестве основного метода подогрева мазута для
всех вновь сооружаемых мазутных и газомазутных тепловых
электростанций [6, 37, 68 J, а также растопочных мазутохозяйств-
ГРЭС и ТЭЦ [38].
Кроме того, циркуляционный подогрев, используют для подо-
грева мазута в промышленных и отопительных котельных [36 |,
морском и речном флоте [91 1, а также для компаундирования
нефтепродуктов [92 , 93].
Необходимо, однако, отметить, что конструктивное оформле-
ние устройств для циркуляционного подогрева в типовых проек-
тах мазутных хозяйств электростанций обладает рядом недо-
статков. Например, применяют излишнее количество и неудач-
ное расположение сопел 138], специальную систему для размыва
донных отложений, диффузоры для подсасывания струй и пр.
В некоторых устройствах используют насадки [94] с повышенным
гидравлическим сопротивлением и применяют большие скорости
струй, что не обосновано. Следует особо отметить недопустимость
расположения насадков выше уровня взлива топлива в резер-
вуаре, так как в «этом случае возможны образование статического
электричества и взрыв в резервуаре [95—97 |.
Проведенные исследования показали, что число и расположе-
ние сопел должны обеспечить свободное распространение выте-
кающих струй, так как подогрев присоединенной массы и возни-
кающие при растекании струй вихревые токи обеспечивают вы-
сокую однородность топлива. При Циркуляционном подогреве
специальных устройств для размыва донных осадков не требуется,
поскольку осаждение карбоидов и механических примесей не
190

происходит. В качестве сопел могут применяться цилиндрические
насадки с острыми входными кромками *.
Повышенные давления и скорости истечения обоснованы лишь
для системы сопел, предназначенных для тушения пожара в ре-
зервуарах методом перемешивания струями топлива, когда на
свободном уровне в резервуаре необходимо обеспечить соответ-
ствующие скорости холодных масс топлива. Возможность при-
менения циркуляционного метода для пожаротушения [82, 95 ]
представляет особый интерес и должна быть проверена экспери-
ментально в натурных условиях.
Для подогрева мазутов в резервуарах небольшой емкости,
по-видимому, перспективны виброцодогрователи [27 ] с паровыми
вибраторами [99], а также барботажный подогрев по методу
Ленинградского института инженеров водного транспорта [100].
ЛИТЕРАТУРА
1.	Мазутное хозяйство электрических станций средней мощности.
ГСПИ Промэнергопроекта, 1959; Руководящие указания по проектированию
мазутных хозяйств промышленных ТЭЦ, ГСПИ Промэнергопроекта, 1962.
2.	Безцепный В. И. Усовершенствование железнодорожного подвиж-
ного состава для перевозки нефти и нефтепродуктов. Сб. Усовершенствование
технологии слива, налива нефти п нефтепродуктов, очистки цистерн и тан-
керов (Материалы совещания), ГОСИНТИ, 1962.
3.	Михеев М. А. Основы теплопередачи. Госэиергоиэдат, 1956.
4.	Смирнов Е. К. Слив высоковязких грузов из железнодорож-
ных цистерн. Трансжелдорнздат, 1949.
5.	Типовой проект мазутохоэяйства для мазутных ГРЭС и ТЭЦ, ВГПИ
Тенлоэлектропроекта, 1959.
6.	Нерсесян Г. Н. Мазутное хозяйство мощпых тепловых элек-
тростанций. Электрические станции, № 7, 1962.
7.	А шихмин В. И., Геллер 3. И., Скобельцын 10. Л.
Истечение реальпой жидкости из внешних цилиндрических насадков. Нефт.
хоз., № 9, 1961.
8.	Г е л л о р 3. И., С к о б е л ь ц ы и Ю. А. Влияние гравитацион-
ных и поверхностных сил на коэффициент расхода внешних цилиндриче-
ских насадков. Нефт. хоз., № 9, 1963.
9.	Геллер 3.И. Скобельцын 10. А., Головченко В. А.
Коэффициент расхода сливных приборов железнодорожных цистерн.
Пав. МНО СССР, сер. Нефть и газ, № 3, 1964.
10.	А л ь т ш у л ь А. Д. Местные гидравлические сопротивления прп
движении вязких жидкостей, Гостоптехиздат, 1962.
11.	Ч е р и и к и и В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. Гос-
топтехиздат, 1955.
12.	Я б л о п с к и й В. С. К вопросу об определении времени опорож-
нения цистерн при самотечном сливе. Труды Московского нефтяного ин-
ститута, вып. 4, Изд. МНИ, 1946.
* В последнее время появились работы |82, 98], согласно которым прп
растекании затопленной струи капельной жидкости расход и площадь жи-
вого сечения струи изменяются медлонпее, чем по теории [79]. В настоящее
время эти вопросы являются предметом исследования автора и его сотруд-
ников. Однако анализ показал, что уточнение теории [79] для капельной
жидкости не имеет существенного значения для конструктивного оформле-
ния циркуляционного подогрева.
191

13.	Ч а р н ы й И. A. G сроках слипа из цпстерп. Труды Московского
нефтяного института вып. 2, Изд. МНИ, 1940.
14.	Френкель Н. 3. Гидравлика. Госэнергоиздат, 1956.
1G.	Геллер 3. И., Скобельцын Ю. А. Истечение реальной
жидкости из длинных и весьма коротких внешних цилиндрических насадков.
Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, № 8, 1963; Истечение реальной жидкости
из внешних цилиндрических насадков при малых числах Рейнольдса. Нефт.
хоз., № 8, 1963.
17.	К а с а т к и п Ф. П. Из опыта работы нефтебаз Приморья. Неф-
тяник, № 1, 1961.
18.	Титков В. И. (Ред). Справочник по оборудованию нефтебаз.
Гостоптехиэдат, 1959.
19.	Пектемиров Г. А. Справочник инженера и техника нефте-
баз. Гостоптехиэдат, 1954.
20.	Г р и г о р я и Г. М. и Ч е р н и к и п В. И. Подогрев нефтя-
ных продуктов. Гостоптехиэдат, 1947.
21.	Setchkin N. Р. Self — ignition temperatures of combustible
liquids. I., of Research of the National Bureau of Standards, V. 53, N 1,
1954.
22.	P а м э и н Л. К., К о з л и и с к и й Г. 10., Нов и 10. О. При-
менение парафпнистого мазута в котельных установках. Изв. ВТИ, № 2, (25)
1927.
23.	Разогрев нефтепродуктов в цистернах, Проспект ВДНХ СССР,
ЦБТИ, Уфа, 1961.
24.	Е д и г а р о в С. Г. Механизация и автоматизация слива и налива
нефтепродуктов. См. источник 12].
25.	Григорян Г. М. Слив вязких нефтепродуктов из железно-
дорожных цистерн под избыточным давлепием. Нефт. хоз., № 12, 1949.
26.	Lemlich Р. Vibration and pulsation boost heat transfer. Chemi-
cal Engineering, V. 68, N 10, 1961.
27.	Калашников H. В., Ч e p и и к и п В. И. Виброподогрев
вязких нефтепродуктов. Гостоптехиэдат, 1961.
28.	Геллер 3. И. Высоковязкпе мазуты как котельное и печное
топливо. Гостоптехиэдат, 1959.
29.	Домбровский П. И. Действие ультразвуковых колебаний
па вязкость обычных и переохлажденных жидкостей. Труды Одесского госу-
дарственного университета им. И. М. Мечникова, Одесса, т. XVI, (72),
1952.
30.	Романов А. А., Гольдман А. Д., Зеков С. Н. и
Каюков М. Н. Электроппдукцнонный способ разогрева мазута в желез-
нодорожных цистернах. Эксплуатация оборудования котельных и топливпо-
трапспо'ртных цехов электростанций, Рационализаторские предложения,
вып. 161, ОРГРЭС, Госэнергоиздат, 1962.
31.	Романов А. А. Разогрев мазута в цистернах методом индук-
ционных потерь. Опыт эксплуатации мазутного хозяйства электростанций.
БТИ ОРГРЭС, 1963.
32.	Григорян Г. М. Транспорт и слив вязких и застывающих
нефтепродуктов. БТЭИ ЦИМТнефть, 1947.
33.	Смирнов Е. К. Прогрессивный способ слива высоковязких
нефтепродуктов. Нефт. хоз., № 9, 1957.
34.	Смирнов Е. К. Ускоренный слив мазута без потерь. См. ис-
точник [31].
35.	Маркин Л. А. Опыт слива нефтепродуктов из железнодорож-
ных цистерн на предприятиях Главнефтеснаба РСФСР. См. источник [2].
36.	Отопительные и производственные котельные. Нормы проектирова-
ния. Топливное хозяйство котельных, работающих на жидком топливе.
Трапсэлектропроект, 1962.
37.	Типовой проект мазутного хозяйства для ГРЭС с резервуарами
4 X 5000 ж8 и железнодорожным сливом. Теплоэлектропроект, 1961.
192

38.	Типовой проект растопочного маэзтохозяйства, объединенного
с маслохозяйстлом. Тип 1-60, тип 11-60, тип Ш-60, тип IV-60. Теплоэлектро-
ироскт, 1961.
39.	А 6 д у р а ш и т о в С. А. Гидравлика (конспект лекций для сту-
дентов вечернего и заочного отделений). Азеручпсдгиз, Баку, 1962-
40.	Г о р б а н е и к о А. Д-, Цирульников Л.М. Подготовка
мазутного хозяйства к сжиганию стабилизированной высокосернпстой нефти.
См. источник 131J.
41.	Лежень И. В. Мероприятия по улучшению перевозок нефти
н нефтепродуктов железнодорожным транспортом. См. источник [2].
42.	Караваев II. М. Очистка железнодорожных цистерн после
слива нефти и нефтепродуктов и сточных вод промывочно-пропарочных стан-
ций. См. источник [2].
43.	Моющие препараты МЛ. Листовка ВДНХ СССР, ГОСИНТИ, 1962.
44.	М а р и и ч е н к о П. X. Механизация зачистки резервуаров из-
под нефтепродуктов. См. источник [31].
45.	Караваев И. М., Р е з и и к Н. Ф. Флотационная очистка
сточных вод промывочно-пропарочных станций и депо. ЦНИИ МПС, Транс-
желдориздат, 1961.
46.	Г е л л е р 3. И. Некоторые вопросы работы трубопроводов при
транспортировании высоковязкпх топлив, изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ.
Лё 9, 1958.
47.	Ч е р и и к и н В. II. Перекачка вязких и застывающих нефтей,
Гостоптехиздат, 1958.
48.	II е т у х о в Б. С. и К р а с и о щ е к о в Е. А. Исследование
теплоотдачи при вязкостном режиме течения жидкости в прямоугольных
каналах и круглых трубах. Изв. АН СССР, ОТН, № 6, 1953.
49.	Петухов Б. С. Расчет теплообмена и гидравлического сопро-
тивления при ламинарном течении жидкости переменной вязкости в плоском
канале. Теплоэнергетика, Лё 7, 1954.
50.	Ф о р д II. Е. Перекачка вязких нефтепродуктов по трубам. IV
Международный нефтяной конгресс, т. IX, Гостоптехиздат, 1956.
51.	Gill F. and Russel R. I Pumpability of residual fuel oils,
Ind. Eng. Chem., V. 46, No. 6, 1954.
52.	К и p п и ч e в M. В., М и х е е в М. А., Э й г е и с о н Л. С.
Теплопередача. Госэнергоиздат, 1940,
53.	ГреберГ. и ЭркС. Основы учения о теплообмене. ОНТИ,
1936.
54-	И1 у м и л о в И. П. и Яблонски й В. С. Исследование пе-
редачи тепла прп движении нефтей и других жидкостей и газов по трубам.
Нефт. хоз., № 5, 1929.
55.	L е v е g u е. Transmission de chaleur par convection. Annales des
Mines, seril 12, t. XIII, 1928.
56.	Ш м у ш к e в и ч И. М. Теплопередача в ламинарном потоке
жидкости, протекающей в трубах малой длины. ЖТФ, т. 18, вып. 1, 1948.
57.	Геллер 3. И. К вопросу о выборе типа подогревателя для
высокопяэких топлив. Теплоэнергетика, № 5, 1959.
58.	Петухов Б. С., Краснощеков Е. А., Нольде Л. Д.
Теплообмен при вязкостном движении жидкости в трубах и каналах. Тепло-
энергетика, № 12, 1956.
59.	S i d е г Е. N. and Tate G. Е. Heat Transfer and Pressure Drop
of Liguids in Tubes, Ind. Eng. Chem. v. 28, No. 12, 1936.
60.	Академик А. С. Лейбензоп, Собрание трудов, т. Ill, Нефтепро-
мысловая механика. Влияние тепла на движение жидкости. Изд. АН СССР,
1955.
61.	Петухов Б. С. и Мучник Г. Ф. К вопросу о гидравличе-
ском сопротивлении при турбулентном неизотермвческом движении жидкости
в трубах. ЖТФ, т. XXVII, вып. 5, 1957.
13 3. И. Геллер.
193

62.	Геллер 3. И. Временная инструкция по использованию вы-
соковязких остатков нефтепереработки в качестве котельного п печного
топлива. Грозненский нефтяной институт, Грозный, 1957.
63.	Ч е р н и к и н В. И. Исследование движения горячих вязких
нефтей по трубопроводам. Труды Московского нефтяного института, вып. 17,
Гостоитехпздат, 1956.
64.	Чери и кип В. И. Перекачка вязких нефтей с подогревом.
Нефт. хоз., № 4, 1956.
65.	Мэре К. Ф. Электроподогрев трубопроводов для вязких продук-
тов. V Международный нефтяпой конгресс, т. IV, Гостоитехпздат, 1961.
66.	Charles М. Е. Waler layer speeds heavy — crude flow. Oil a.
Gas. I. V. 59, N 35, 1961.
67.	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей,
изд. 9. Госэнергоиздат, 1961.
68.	II е х а и о в с к и й Л. Л. Опыт проектирования мазутных хо-
зяйств промышленных ТЭЦ. См. источник [31].
69.	О л е п е в II. М. и М и ш и н Б. В. Неметаллические резер-
вуары для хранения нефти и нефтепродуктов. Гостоитехпздат, 1957.
70.	Бунчук В. А. Современные типы резервуаров для нефти и
нефтепродуктов. ГОСИНТИ, 1959.
71.	Бунчук В. А. Атлас рабочих чертежей вертпкальпых и гори-
зонтальпых стальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепро-
дуктов. Гостоптехиздат, 1960.
72.	Лебединский И. Е. и Варшавски й А. Н. Методика
расчета подогревателей для нсфтсскладских резервуаров. Нефт. хоз.,
№ И, 1953.
73.	Я бл о некий В. С. О предельной длине секции парового зме
евика в резервуаре. См. источник [12].
74-	Чери и к и н В. И. Парозмеевлковыс подогреватели в резерву-
арах. Нефт. хоз., № 5, 1948.
75.	С. т ы р и к о в и ч М. А. Внутрнкотловые процессы. Госэперго-
издат, 1954.
76.	А ш и х м и и В. И., Г е л л е р 3. И. К вопросу о методике рас-
чета парозмеевиковых подогревателей нефтепродуктов в резервуарах. Труды
Грозненского нефтяного института, сб. 24, Грозный, 1960.
77.	Е 1 о n k a S. Vou mast know how to heat residual fuel oil, Power,
Aug., 1955.
78.	Fuel oil heating by elekctric topes, Combustion and Boilerhouse
Enginecrung, v. 10, N 2, 1956.
79.	Абрамович Г. II. Теория турбулентных струй. Фиэматгиз, 1960.
80.	Б а т у р и п В. В. Основы промышленной вентиляции. Проф-
пздат, 1956.
81.	Абрамович Г. Н. Турбулентные свободные струп жидкостей
и газов. Госэнергоиздат, 1948.
82.	Б л и н о в В. И. и X у д я к о в Г. II. Диффузионное горение
жидкостей. Изд. АН СССР, 1961.
83.	А ш и х м и п В. И., Геллер 3- И., Скобельцын IO. А.
К вопросу о распределении температур и средней температуры высоковяз-
ких нефтепродуктов в резервуаре. Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, № 12,
1959.
84.	А б р а м о в и ч Г. Н. Теория свободной струи и ее приложения.
Труды ЦАГИ, вып. 293, 1936.
85.	С ы р к и н С. Н., Л я х о в с к и й Д. Н. Расчет искривления
факела при истечении в среду иной температуры. Советское котлотурбо-
строеиие, № 2, 1938.
86.	Геллер 3. И. Мазутное хозяйство электростанций. Электри-
ческие станции, № 7, 1958.
87.	Сокольским А. И. и Тимофеева Ф. А. О скорости
сгорания пыли. Сб. Исследование процессов горения натурального топлива,
Госэнергоиздат, 1948.
194

88.	Худяков Г. Н. Явление выброса тяжелого жидкого топлива
при горении его со свободной поверхности. Изв. АН СССР, ОТН, № 5, 1950.
89.	Блинов В. И. О явлении выброса горючей жидкости при горе-
нии. Изв. АН СССР, ОТН, № 2, 1955.
90.	Певзнер В. Б. Приборы контроля и автоматики в резервуар-
ных парках для пефти и нефтепродуктов. ГОСИНТИ, 1960.
91.	Коробцов И. М. Струйный разогрев высоковяэкпх мазутов.
Морской флот, № 8, 1959.
92.	Спектор Ш. Ш. Использование энергии свободной (затоплен-
ной) струи для компаундирования нефтепродуктов. Лзнефтеиэдат, 1960.
93.	М е п у R. В., V е J у k i s R. В. How to design an effective, law
•ost tank mixing devise, The PetroIleum Engineer, V. XXIX, N 13, 1957.
94.	К и p ш e н б а у м Я. С. Разогрев вязких нефтепродуктов струи
ним смешением. Нефтяник, № 9, 1960.
95.	Петров И. И., Р е у т т В. И. Тушение пламени горючих
жидкостей. Изд. Министерства коммунального хозяйства РСФСР, 1961.
96.	Аварии нефтяных резервуаров, вызванные статическим электри-
чеством. Реферативный сборник, сер. Химия и переработка нефти,
ЦНИИТЭпефть, вып. 137 (4), Гостоптехиэдат, 1957.
97.	Р о д ж е р с Д. Т. и Ш л е к с е р Ц. Е. Теоретические и экс-
периментальные исследования электризации топлив. См. источник [651.
98.	П е т р о в Г. А. О растекании полностью затопленной осесим-
метричной струи. Электрические станции, № 10, 1962.
99.	Баринов В. Ф. Вопросы подогрева вязких нефтепродуктов.
Труды Горьковского института инженеров водного транспорта, вып. XXIX,
Изд. «Речной транспорт», Ленинград, 1960.
100.	Ту в И. А., Каганов. Интенсификация подогрева вязких
нефтепродуктов барботажем. См. источник [31].
13*

ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ПОДОГРЕВ МАЗУТА ПЕРЕД РАСПИЛИВАНИЕМ И СХЕМЫ
ТОПЛИВОПОДГОТОВКИ
4. 1. Подогреватели для высоковязкнх мазутов
В связи с тем, что степень распиливания топлива зависит от
его вязкости, для понижения вязкости мазут нагревают до тем-
пературы, при которой достигается эффективное распиливание.
Для подогрева мазута на электростанциях, промышленных
и отопительных котельных до последнего времени использова-
лись нефтеподогреватели ТКЗ с U-образными (рис. 4. 1) или пря-
мыми трубками малого диаметра (22x2,5 мм).
Опыт эксплуатации подогревателей ТКЗ показал их малую
эффективность для целей подогрева современных топочных мазу-
тов, содержащих механические примеси и асфальто-смолистые
вещества. Они быстро засоряются (со стороны движения топлива),
а применяемые методы удаления отложений не обеспечивают вы-
сокую степень очистки и сохранность трубной системы подогре-
вателя. Кроме того, эти подогреватели имеют малую поверхность
нагрева. Поэтому приходится устанавливать большое число
подогревателей, что усложняет технологическую схему топливо-
подготовки и увеличивает расход арматуры и труб.
Анализ недостатков, присущих подогревателям ТКЗ, показы-
вает, что для подогрева высоковязких топлив необходимо выбрать
теплообменники другого типа, которые обладали бы высокой теп-
ловой мощностью и были приспособлены для подогрева топлив
с повышенным содержанием карбоидов и асфальто-смолистых
веществ. Подогреватели должны допускать возможность эффек-
тивной очистки поверхностей нагрева (со стороны топлива).
Этим требованиям в большей или меньшей степени отвечают
теплообменники с прямыми трубками различной конструкции,
трубчатые теплообменники нормального ряда, трубчатые тепло-
обменники с плавающей головкой типа «Бакинский рабочий»
и другие, а также различные модификации секционных тепло-
обменников типа «труба в трубе».
196


В табл. 4. 1 приведены результаты расчета подогревателей типа
«труба в трубе» нормального ряда с диаметром корпуса 325, 476
и 529 мм и ТКЗ с U-обраэными труб-
ками. Исходные данные для расчета:
топливо — высоковязкий мазут мар-
ки 200, плотность 1010 кг/м3, вяз-
кость на входе в подогреватель
25 ВУ, а на выходе из подогревателя
4; ВУ. В качестве теплоносителя ис-
пользуется насыщенный пар с тем-
пературой 150° С. В расчете принято,
что отложений коксовых частиц и
механических примесей мазута на
поверхности нагрева нет и коэф-
фициент теплопередачи равен коэф-
фициенту теплоотдачи от стенки к
топливу. Коэффициент теплоотдачи
и гидравлические сопротивления
определялись по формулам (3. 52)
и (3. 73) для ламинарного режима.
Расчет проведен для трех нагрузок:
1,4; 2,8 и 4,2 кг!сек.
Данные, приведенные в табл. 4. 1,
показывают, что и трубчатых тепло-
обменниках при чистой поверхности
нагрева общий расход металла и ги-
дравлическое сопротивление меньше,
чем в подогревателях типа «труба в
трубе».
Однако эти данные еще не могут
служить основой при выборе типа
подогревателя для высоковязких ма-
зутов. Тип подогревателя выбирают
на основании сопоставления их теп-
ловых, гидравлических и
тационных характеристик,
сравнения капитальных и
тационных расходов.
В трубчатых теплообменниках
нормального ряда и типа «Бакин-
ский рабочий» применяются малые
диаметры трубок: 25x3 и 23x2 мм.
Как известно, эти подогреватели
выполняются двухходовыми по труб-
ному пучку, что при значительном
числе трубок обусловливает сравни-
тельно невысокие скорости потока,
малыми диаметрами трубок приводит к быстрому загрязнению
Рис.
зута
4. 1.
ТКЗ
стью
---4630
---4700
Подогреватель ма-
производительно-
1,65 кг/сек.
эксплуа-
а также
эксплуа-
в сочетании с
Последнее
197

Сопоставление характеристик подогревателей топлива
Показатели	Тип подогревателя												
	"а в трубе»			ОК=325			нормального r’fVin DH=470						ТКЗ с li-образ- ними трубками
Число ходов (но топливу) Число труб в одном ходе Внутренний диаметр труб, Длина труб, мм . Поверхность нагрева типового по- догревателя, .н'1		1 51 5100 0,816**		19 4000 6000 10,5/15,8 *			•) 56 19 4000/6000 26,8/40,0 *			2 7*2 19 4000/6000 34,: /51,5 *			6 10 17 3350 10,7
Расход металла на единицу по- верхности пагрева, кг/м2 Расход крекинг-остатка, кг/сек. Скорость крекинг остатка в тру- бах, м/сек Коэффициент	лопередачи вт -м2 • град	1,4 0,70	143,5 2,8 1,40	2,10	11 1,4 ,23	3,5/96, 2,8 0,46	5* 4,2 0,69	7 1,4 0,09	8,8 69,С 2,8 0,18	* 4,2 0,27	8 1,4 0,07	3,0/74,5 2,8 0,14	* 0,21	109 1,4 0,63
	229	287	330	229	287	330	169	212	240	136	196	225	
Расчетная поверхность нагрева, м2	10,8	17,2	22,4	10,8	17,1	22,5	14,6	23,3	30,7	15,9	25,3	33,1	
Расход металла па расчетную по- верхность нагрева, кг	1535	2470	3210	1225	1940	2560	1150	1840	2420	1390	2230	2910	807
Число стандартных подогревате- лей . Действительный расход металла (при стандартных размерах подо- гревателей), кг *** Сопротивление	подогревателей (при последовательном соединении), Ми/м2	13 1535 0,043	21 2470 0,122	28 3280 0,243	1 1225 0,011	2 2380 0,042	1-М * 2715 0,078		1 2110 0,009	1 * 2760 0,019		—	1 3020 0,010	1 1169 0,091
* Для подогревателей <: Z = G0O6
** Поверхность нагрева одного типового элемента.
*** Расход металла подсчитан ни потребному количеству стандартных пидогрсватс;

поверхности нагрева и резкому понижению эффективности по-
догревателей. Так, при толщине отложений в 1 и 2 л.н коэффи-
циенты теплопередачи уменьшаются соответственно па 31 — 49% и
47— 64% по сравнению с расчетными значениями, приведенными
в табл. 1. 5, и в этих условиях трубчатые подогреватели работают
не эффективно.
Опыт эксплуатации [1 ] показал, что подогреватели типа
«труба в трубе» в отличие от трубчатых мало загрязняются и могут
работать без очистки 1,5—3 года.
Эта особенность подогревателей типа «труба в трубе», а также
другие их преимущества, которые будут изложены ниже, показали
целесообразность их применения для подогрева высоковязких
мазутов.
Конструкция подогревателей типа «труба
в труб е». На рис. 4. 2 изображен секционный подогре-
ватель типа «труба в трубе» для подогрева высоковязких то-
почпых мазутов. Теплообменник состоит из 96 горизонтально
расположенных элементов. Каждый элемент является линейным
однотрубным подогревателем типа «труба в трубе». По внутрен-
ней трубе 59x4 мм длиной 5100 мм движется мазут, а по кольце-
вому пространству, образованному внутренней и наружной
(108x4 мм) трубами, — греющий пар. Элементы секции соеди-
няются между собой калачами из труб 59x4 мм. Нагревательные
элементы сгруппированы в две параллельные секции; каждая
секция состоит из 48 лппейных подогревателей. Мазут поступает
в каждую секцию теплообменника через нижний распределитель-
ный коллектор и отводится из подогревателей через верхний кол-
лектор. Прп такой компоновке теплообменника достигаются зна-
чительные скорости мазута *. Теплообменник включен по схеме
противотока, при этом теплоноситель (пар) последовательно про-
ходит все элементы. Подогреватели типа «труба в трубе» просты
по конструкции и легко могут быть изготовлены в мастерских
электростанций и котельных.
Экспериментальная установка и мето-
дика и з м о р е п и й. Экспериментальное исследование усло-
вий работы теплообменников типа «труба в трубе» проводили на
циркуляционной установке (рис. 4. 3). Крекинг-остаток из ос-
новного топливного бака поступал на прием центробежного сек-
ционного насоса, который прокачивал топливо последовательно
через два одинаковых теплообменника типа «труба в трубе».
Один из теплообменников выполнял функции подогревателя,
а второй холодильника. В качестве теплоносителя для подогрева
топлива применялся насыщенный пар, а тепловоспрпнимающей
средой в холодильнике служила техническая вода. После тепло-
обменников крекинг-остаток поступал в мерный или основной
топливный бак. На участке насос — подогреватель напорной
При выборе скоростей необходимо, чтобы Re < Некр.

-2500
зоо'7-гюо-
Рис. 4. 2. Секционный подогреватель
типа «труба в трубе».
г—выход мазута; г — вход теплоносителя;
и — вход мазута; J — выход теплоносителя.

линии были установлены вентили для регулирования расхода
топлива, демпфер и небольшой подогреватель-холодильник типа
«труба в трубе». При использовании последнего в качестве подо-
гревателя в его кольцевой зазор подавался насыщенный пар,
я для охлаждения топлива — техническая вода. Кроме того, при
Рис. . 3. Экспериментальная установка для исследования теплообменников
типа «труба в трубе».
I — сдвоенные диафрагмы; 2 — подогреватель; з — коллектор для отбора давлений;
« — холодильник; б —мерный бак; в —топливный бак; ' —мерные баки для конден-
сата; л —вентили; 9 — насосы типа КСМ-30; ю —демпфер; 11 —подогреватель-холо-
дильник.
необходимости крекинг-остаток можно было дополнительно подо-
греть в змеевиковом подогревателе топливного бака.
Расход крекинг-остатка определяли двумя независимыми
методами: при помощи сдвоенных диафрагм [2 ], установленных
на отводах топлива из каждой секции теплообменника, и по мер-
ному баку.
Температуру крекинг-остатка на входе и выходе из теплооб-
менника измеряли также двумя независимыми методами: термо-
парами и нормальными термометрами. Кроме того, для опреде-
ления тепловой эффективности каждого ряда подогревательных
секций и контроля за стоком конденсата (о чем можно было судить
201

по подогреву топлива) в переходные калачи между секциями были
вмонтированы дополнительные хромель-копелевые термопары.
Для определения суммарного гидравлического сопротивления
подогревателя и холодильника па раздающих и собирающих
крекинг-остаток коллекторах подогревателя были установлены
манометры: на коллекторах подогревателя — образцовые, па
коллекторах холодильника — технические. Кроме того, измеря-
лось гидравлическое сопротивление по рядам нагревательных
элементов в обеих секциях подогревателя. Для этой цели в пере-
ходных калачах были установлены штуцера для забора давления,
которые через разделительные сосуды соединялись с распредели-
тельными коллекторами. К этим коллекторам были подключены
лабораторные дифманометры. Схема подключении давала воз-
можность намерять сопротивление каждого ряда труб. Таким
образом, гидравлическое сопротивление подогревателя определя-
лось двумя независимыми способами: по разности показаний
образцовых манометров па входе и выходе из подогревателя и
в виде суммы сопротивлений по рядам труб.
Для определения коэффициента местного сопротивления пере-
ходных калачей (с учетом влияния прокладок и фланцевых сое-
динений), а также для сопоставления результатов испытаний
с существующими методами расчета были проведены специальные
опыты па подогревателе-холодильнике, собранном из стандарт-
ных элементов. Этот теплообменник был включен в общую схему
циркуляции экспериментальной установки.
Давление пара измерялось образцовым манометром, а вла,
ность — калориметром смешения. Расход пара определялся объо
ным методом при помощи двух параллельно установленных нро-
тарироваппых мерных баков для сбора конденсата. Температура
кондепсата измерялась техническим термометром, а давление —
образцовым манометром.
Для определения тепловых потерь подогревателя в окружаю-
щую среду измеряли температуру изоляции и стенок переходных
калачей поверхностной термопарой. Потеря тепла в окружающую
среду вычислялась по известным критериальным уравнениям для
теплоотдачи при свободной конвекции.
Количество тепла, воспринятое крекинг-остатком в единицу
времени, определяли по формуле
С?нр = ^КрСцр (G П)|	(4- 1)
где <?1(р — тепло, переданное крекинг-остатку в вт; В1;р — расход
крекинг-остатка через подогреватель в кг /сек; с11Р — теплоем-
кость крекинг-остатка при средней температуре в дж/кг град;
t2 и ii — соответственно температуры топлива па выходе и входе
в подогреватель в ° С.
Вместе с тем по прямому тепловому балансу имеем
Qn -- Gk (i -}- rx •— iK) — $кр _г $окр,	(4- -)
202

где Qn — количество тепла, отданное паром, в вт\ GK — расход
пара, определяемый по количеству конденсата, в кг/сек] I', г к х —
соответственно энтальпия кипящей воды (дж/кг), скрытая теплота
парообразования (дж.'кг) и степень сухости пара при давлении па
входе в подогреватель; I,. — эптальпия конденсата па выходе
из подогревателя в дж!кг.
Поскольку мерные баки были атмосферного типа, то при под-
счете расхода пара вводили поправки па вторичное парообразо-
вание и уменьшение доли пара вторичного вскипания из-за потерь
тепла конденсатопроводом и мерными баками. Поправку па вто-
ричное парообразование находили из обычного балансового урав-
Рис. Зависимость влажности пара от нагрузки
подогревателя.
1 — по уравнению теплового Баланса (4. 2); 2 — по кало-
риметру.
пения, а потери тепла конденсатопроводом и мерными баками —
по литературным данным [3].
Влажность пара, поступающего в подогреватель, определяли
из балансового уравнения калориметра
<7в1х. u -j- <7п (i ~г гх) = (?в + ir. в>	(4. 3)
где 7в — количество холодной воды в калориметре в кг] q„ —
количество отобранного пара в кг] дх. в и *г. ь— энтальпия воды
до и после опыта в дж!кг.
Следует отметить, что вследствие сложности отбора пробы влаж-
ного пара данные некоторых опытов, полученные при помощи
калориметра, не заслуживали доверия. Для таких опытов влаж-
ность определялась по уравнению (4. 2). На рис. 4. 4 приведены
опытные и вычисленные по уравнению (4. 2) значения влажности
пара в зависимости от нагрузки подогревателя.
Среднее значение коэффициента теплопередачи в подогрева-
теле определялось по формуле
/.	^1^1+ ^2^2	//
Кср~ F^l'\	’
где кх и к2 — коэффициенты теплопередачи в зоне конденсации
пара и переохлаждения конденсата в вт1м? град] 1'\ та F2 —
соответствующие поверхности теплообмена в л2.
203

Поверхности теплообмена определяли при помощи графика
изменения температур крекинг-остатка вдоль понержжова'и нагрева
(рис. 4. 5) по значению температуры топлива (т в кощце первой (на-
чале второ!’) зоны.
Последнюю определяли пз  равнения теплового бнладса
С*’Р — ^itpCirp (if — ij) — /?врСцр (^2 — tr) -1- G, сн (tn — tK) |1 j-j- ) v
(4. 5)
где tn — температура насыщения прп давлении конденсат! на
выходе из подогревателя в г С; t„ — температура конденсата на
Рис. 4. 5. Типовой график пзмепгппя темпе-
ратур крекинг-остатка и стенки трубы вдоль
поверхности ла/рева.
1 — температура стенки; 2 — температура крекинг-
остатка.
выходе пз подогреватс-
ля в ° С: I] — коэффи-
циент потерь тепла от
подогревателя в окру-
жающую среду в "о.
Проведенные рас* пы
показали, что в по щ-
вляющем числе опытов
лить часть первого
ряда труб подогрева-
теля была зап лнена
конденсатом.
(’оэффициепты тен-
гопередачи д гя ка к,доп
зоны подогревателя оп-
ределяли по уравнения!
/!
01
(4. (>>
л
/• — Q*
( г. />
где Qi и Q, — coon -тственно тепло, воспринятое в первой и вто-
рой зонах подогревателя, в вт; и Д/2 — температурные на-
поры в первой л второй зонах в С.
Перед проведением опыта стационарный режим устанавливали
путем соответствующего регулирования подачи крекинг-остатка
и греющего пара в подогреватель, а также охлаждающей воды
в холодильник. При ’том температура топлива на выходе из
холодильника поддерживалась на одном уровне с температхрой
топлива на вх'оде в подогреватель. Обычно стационарный тепло-
вой режим насаупал через 3—3,5 ч после начала работы Быто
проведено 14 балансовых темовМх и гидравлических испытаний
подогревателя, из них 5 с холодильником. Продолл ьтельностЕ.
каждого опыта состав гяла 2—3 ч
204

Испытания теплообменников проводити<-ь па гысоковязких
крекипг-остатгах. В табл. 4 2 приведены основные характери-
стики, а па рис. 4. б изображена зависимость физических констант
от температуры для креки иг-остатков, использованных в опытах.
Р е з v л ь т а т ы и с п ы т а и и й и их обе у ж д е-
п и е. Осретнешгые значения основных опытны величин и ре-
Рнс. i (i. Ланн имость физических констант крскппг-остаткоп от л мпсра
туры.
Индене 1 — опыты 2, 3, 5, О, 7, 8; индекс 3 — . пыты 1, 10—14; индекс з — опыт 8.
зультаты испытании подогревателя и холодильника приведены
в табл. 4. 3.
\пализ экспериментального материала позволяет установить
слстуютцее
1.	Опытами схвачен интервал! изменения ппопзводительности
подогревателя по расходу крекипг-остатков 1,02—6,0 кг сек.
При этом в опытах вязкость топлива па входе в теплообменник
изменялась от 3,0 до 0,94 см1 сек (36,6—12,7 ВУ), а на выходе
поддерживалась в узком щапазоне 0,27—0,30 елг сек (3,8—
4,2е BS ). Цо средней вязкости крекинг-остатков, определяемой
ио срочней температуре топлива в теплообменнике, все опыты
205

Таблица 4. 2
Характеристика крекинг-остатков, использованных в опытах
Показатели	Для опы- тов 2—7 и 9	Для опы- тов 1, 10-14	Для опыта 8
Плотность при 20° С, кг/л3 .	1007	1007	1001
Температура застывания, °C	+13	+ 13	+12
Содержание, %:			
механических примесей	0,65	0,65	0,58
золы Ар	0,12	0,12	0,11
влаги Wp	4,10	4,10	0,90
серы Sp	1,99	1,99	2,00
водорода Нр	10,20	10,20	10,00
углерода Ср	83,59	83,59	86,99
Теплота сгорания низшая Qp, Мдж/кг	39,91	39,91	40,05
Вязкость:			
м50, с.н2 сек	13,8	12,8	10,8
ВУ50, в У	186,0	174,0	146,0
v80, с.н2 сек	1,65	1,62	1,49
В ^80’	22,3	21,9	20,1
можно разбить на четыре серии. В первой серии средняя вязкость
составляла 7° ВУ, во второй 7,6° ВУ, в третьей и четвертой се-
риях — соответственно 9,1 и 10,8° ВУ Подогрев крекинг-остатков
составлял соответственно: 29,6—34,4° С; 32,9—38,6° С; 44,6—
46,6° С и 55,5° С.
2.	Давление пара на входе в теплообменник в опытах изме-
нялось от 0,27 до 0,42 Мн/м\ а влажность от 12,2 до 34,5%. При
этом удельный расход пара в среднем составлял: в первой серии
0,034 кгКкг, во второй 0,049 кг/кг, в третьей 0,060 кг/кг и в чет-
вертой 0,068 кг/кг. Максимальный удельный расход пара оказался
в 2 раза меньше, чем в типовых подогревателях с U-образными
трубками. Расход пара на подогрев топлива в подогревателе
типа «труба в трубе» может быть сокращен при применении слабо
перегретого пара.
3.	Конструкция секционных подогревателей типа «труба
в трубе» допускает глубокое использование тепла греющего пара.
В ряде опытов, где не было принято специальных мер для устра-
нения переохлаждения конденсата, температура теплоносителя
на выходе из подогревателя отличалась от температуры крекинг-
остатка на входе в подогреватель всего лишь на 10—15° С.
4.	Потери тепла в окружающую среду при изменении расхода
крекинг-остатка от 6,0 до 1,02 кг/сек возрастают от 0,8 до 4,9%.
Анализ тепловых потерь показывает, что они могут быть сокра-
щены на 30 % путем устройства изоляции переходных калачей.
206

Изоляция калачей несколько уменьшит и гидравлическое со-
противление теплообменника.
5.	В исследованном диапазоне изменения нагрузок подогре-
вателя и физических констант крекинг-остатков режим движе-
ния топлива остается ламинарным. Критерий Рейнольдса, под-
считанный по средней температуре крекинг-остатка, изменяется
от 206 до 1535. При этом критерий Прандтля, подсчитанный по
средней температуре крекинг-остатков и температуре стенки,
Рис. 4. 7. Зависимость теплового потока и коэф-
фициента теплопередачи в подогревателе от на-
грузки.
1 — тепловой поток; 2 — коэффициент теплопередачи.
приобретает значения соответственно Рг/ =665 4- 1070 и Ргш =
= 220 4- 310, а критерий Грасгофа, определенный по средней тем-
пературе топлива, составляет Gr; =4020 4- 9500. Произведение
последних двух критериев, которое характеризует влияние сво-
бодной конвекции на эффективность передачи тепла, в опытах
составляло: (Gr -Рг)/ = (4,10 4- 6,46) 106; критерий Пекле из-
менялся в интервале Ре/ = (1,81 4-10,56) • 105. Следовательно,
порядок значений определяющих критериев показывает, что
в трубном пространстве теплообменника устанавливается вяз-
костно-гравитационный режим движения [4, 5].
6.	Как показали анализ экспериментального материала и
проведенные расчеты для рассматриваемого случая, а также при
всех условиях, когда в качестве теплоносителя применяется
влажный, сухой, насыщенный или слабо перегретый водяной пар,
коэффициент теплопередачи в подогревателе определяется с точ-
ностью до 1—2% коэффициентом теплоотдачи от поверхности
нагрева к топливу * Коэффициент теплопередачи при испытании
* Имеется в виду, что межтрубпое пространство нагревательных эле-
ментов не заполняется конденсатом.
207

1x3
Таблица 4.3
Осредненные основные опытные величины и результаты испытаний подогревателя и холодильника типа «труба в трубе»
Показатели	I серия опытов						II серия опытов				III серив опытов			IV серии опытов
	1	2 1	3		5	G	7	«	9	10	11	12	13	14
Расход крекинг-остатка, «г/сек	6/Ю	5,21	4,33	3,86	2,90	1,97	3,08	2,83	1.69	1,54	2,58	1,94	1,03	1,53
Температура креки пт-остат- ка на входе в подогреватель, °C	90,4	90,0	88,7	89,4	87,8	88,2	84,1	83,1	83,3	74,2	74,6	74,2	1,6	66,0
То же, па выходе из подо гревателя, °C	120,0	119,6	119,1	121,8	122,2	120,5	120,7	121.7	120,8	119,6	120,8	120,8	121,2	121,5
П о догр ев крек инг-о ста тк а в подогревателе, град	29,6	29,6	30,4	32,4	34,4	32,3	36,6	38,6	37,5	32,9	46,2	46,6	44,6	
Коэффициент теплопередачи в подогревателе, вт/мЗ • град	125,6	113,4	94,0	93,8	84.2	64,0	82,6	79,9	72,7	54,8	82.0	69,0	47,3	62,8
Кинематическая вязкость крекинг-остатка на входе в подогреватель, с.и2, сек		0,98	1,02	1,01				1,30	1,4	1,13	2,18			
То же, на ныхо; гревателя, сл2/сек	0,29	0,29	0,30	0,27		0,28	0,28	0,27	0,28	0,29	0,28	,28	0,28	0,27
Средняя скорость в трубах, м/ сек	1,49	1,3	1,08	0,94		0,49	0,77	0,71	0,42	0,38	0,64	0,48	0,26	0.38
Давление пара на входе в подогреватель, Mnjx"	0,42	0,40	0,40	0,39	0,39	0,31	,38	0,40	,30	0,28	0,38		0,28	0.33

^л	Температура конденсата на йыходс на подогревателя, сС	135	115	103,3	102,0
S	Удельный расход пара ла подогрев крекинг-остатка, кг/кг	0,033	0,031	0,038	0,032
Л л п •о	Потери тепла подогревате- лем в окружающую среду, %	0,82	0,9	1,1	1.3
	Температура крекинг-остат- ка па выходе из холодиль- ника, °C	91,2	92,5	89,4	89,1
	Коэффициент теплопередачи в холодильнике, вп/л^-град	55,3			
	Давление крекинг-остатка на входе в подогреватель, Мн;м.г	1,22	1,02	0,88	0,76
	То же, на выходе из подо- гревателя, Мн/м2	0,84	0,70	0,63	0,54
	Гидравлическое сопротив- ление подогревателя, Мн/м2	0,38	0,32	0,25	0,22
	Давление крекинг-остатка на входе в холодильник, Мн/м2	0,83	0,70	0.63	0,54
	То же, на выходе из холо- дильника, Мн/м2	0,17	0,16	0,14	0,14
	Гидравлическое сопротив- ление холодильника, Мн/м2	0,66	0,54	0,49	0,40*
Весь крекинг-остаток пропускали через одну секцию ко;

97.0	114.0	123,5	135;7	120	122.8	135.4	I 131,7	126,5	130,3
0,031	0,044	0,045	0,053	0,05	0,048	0,052	0,062	0,064	0.068
.78	2,65	1,67	1,83	3,10	3,35	2,00	2,70	4,90	3,35
91,8	87,7	84,4	81,9	74,9	83,2	78,4	71,1	73,5	68,3
			42.8			46,5	40,0		36,3
0,60	0,69	0,69	0,69	0,49	0,63	1,68	1,61	1,61	
0,44	0,57	0,г2	0.47	0,41	0,55	1,55	1,49	0,52	
0,16	0,12	0,17	0,15	0,08	0,08	0,13	0,12	0,09	—
0,44	0,57 *	0,52	0,47	0,41	0,55 *			0,52 *	
0,12	0,11 *	0,13	0,12	0,12	0,12*			0,12*	
0,32	0,46	0,39	0,35	0,29	0,43 *			0,40*	
льпика.

подогревателя составлял 47,3 —125,6 вт/м? град, а тепловой
поток при использованных параметрах теплоносителя изменялся
от 1,15 до 4,48 квгл/м-.
На рис. 4. 7 изображена за-
висимость коэффициента тепло-
передачи и теплового потока
от нагрузки (расхода крекинг-
остатка) подогревателя. Из гра-
фиков, представленных на
рис. 4. 7, следует, что коэф-
фициент теплопередачи и теи-
лонапряженность поверхности
нагрева пропорциональны на-
грузке; при увеличении расхо-
да крекинг-остатка в 4 раза,
коэффициент теплопередачи уве-
личивается в 2,1 раза, а тепло-
вой поток — 2,6 раза. Больший
рост теплового потока является
следствием некоторого возраста-
ния температурного напора при
увеличении нагрузки подогре-
вателя.
7.	Анализ эксперименталь-
ного материала подтвердил боль-
шую зависимость коэффициента
Рис. 4. 8. Зависимость коэффициента
теплопередачи (теплоотдачи) в подо-
гревателе и холодильнике от на-
грузки.
пытные данные для подогревателя;
опытные данные для холодильника.
Рис. 4. 9. Сопоставление опытных
данных по теплообмену в подогрева-
теле с расчетными.
О — опытные данные: а — по формуле
Керна; 0 — по формуле Б. С. Петухова и
Е. А. Краснощекова; е — по формуле
Б. С. Петухова, Е. А. Краснощекова и
Л. Д. Нольде; г —по формуле Е. Н. Зиде-
ра и Г. Е. Тейта.
стенки (вязкости жидкости в пограничном слое). На рис. 4. 8 приве-
дены зависимости коэффициента теплоотдачи в подогревателе и холо-
дильнике от нагрузки. Коэффициент теплоотдачи в холодильнике-
210

изменяется соответственно от 37,8 до 5(1,5 ет 'м- град при изме-
нении расхода от 1,53 до 6,0 кгкек. В подогревателе коэффи-
циент теплоотдачи при тех же расходах составляет 67,5 и
125,5 вт/м? град. Таким образом, при охлаждении крекинг-
остатка коэффициент теплоотдачи меньше, чем при его нагреве,
и 1.7—2,2 раза соответственно для расхода 1,53 и 6,0 кгкек.
Последнее, по-видимому, можно объяснить большим влия-
нием физических констант (вязкости) на процесс теплообмена при
охлаждении по сравнению с влиянием их при нагревании
жидкости.
Для обобщения экспериментального материала на основе тео-
рии подобия результаты опытов были сопоставлены с существую-
щими критериальными расчетными уравнениями. На рис. 4. 9
приведены опытные и расчетные данные в виде зависимостей:
по уравнению Керна
Nu/
I	з \
/ ц/ \ 7 I 1-Г 0,01 Gr z '
\ Pw / V 1g Re/ '
Л(ре/4)
(4-8)
jio уравнению Б. С. Петухова и Е. А. Краснощекова [4]
( Hi
\ Р-ш
(4.9
по уравнению Б. С. Петухова, Е. А. Краснощекова
Л. Д. Нольде [6]
по уравнению Е. Н. Зидера и Г Е. Тейта [7]
<41‘)
На рис. 4. 10 сопоставлены опытные и расчетные данные по
уравнению М. А. Михеева [8] в виде зависимости
(4. 12)
Из графиков (см. 4. 9 и 4. 10) следует, что процесс теплообмена
в подогревателе наиболее точно описывается критериальным
уравнением вида (4. 12). При этом критерий Грасгофа, который
14*
211

входит в уравнение в виде параметра и характеризует влияние
свободной конвекции на теплообмен, играет большую роль чем
в расчетном уравнении М. А. Михеева. Все другие уравнения дают-
мепьшую зависимость коэффициента теплоотдачи от nai рузк.и.
Рис. 4. 10. Сопоставление опытных данных
но теплообмену в подогревателе с расчетом
ми по формуле М А. Михеева.
1 — по формуле М. А. Михеева; 2 — опытные данные-
Критериальное уравнение для расчета коэффициента тепло-
отдачи от поверхности нагрева к крекииг-остатку имеет «ид
Рис. 4. 11. Зависимость суммарного гидравличе-
ского сопротивления холодильника п подогрева-
теля от расхода крекинг-остатка.
1 — опытные данные для холодильника; 2 — опытные дан-
ные иля подогревателя.
При использовании этого уравнения 57 опытных данных
согласуются с ним с точностью до 1—2%, для 39 со погрешность
составляет 4% и для 4% погрешность достигает 10% *.
8.	В интервале нагрузок 1,02—6,0 кг сек и диапазоне изме-
нения вязкости крекинг-остатка на входе в подогревать и
выходе из него соответственно 3,9—0,94 см2 сек (36,6—12,7° ВУ)
и0,27—0,30 смЧсек (3,8—4,2° ВУ) гидравлическое сопротивленш-
подогревателя составляло 0,08—0,37 Мн м2. Гидравлическое сорро-
* Представляет интерес аналитический метод расчета подогрев ггудя
типа «труба в трубе», приведенным в работе [91-
212

тпвление холодильника в тех же интервалах изменения произво-
дительности и вязкости составляло U,28—0,65 Мн.м2, т е. значи-
тельно превышало сопротивление подогревателя.
На рис. 4. 11 приведены графики, характеризующие зависи-
мость суммарного гидравлического сопротивления подогревателя
и холодильника от расхода крекинг-остатка. Графиками охва-
чены следующие диапазоны изменения критериальных величин.
определяющих гидравлическое сопротивление подогревателя;
Re/=206 = 1535, Рг1Ц=220 4- 310, Рг/= - 665 4- 1070; при этом
/ Рг/ \
отношение I , учитывающее изменение вязкости в погранпч-
\ /
ном слое, находится в интерва ле 2,43—3-83, Gr/=4020 -к 9500,
( GirPrA0’15
а комплекс	---—-
\ Не/ )
конвекции, составляет
, характеризующий влияние свободной
3,53—4,38. Б холодильнике критерии
изменяются в диапазоне Re< 254 4- 1589, Рг№. =23 900 4- 335 000,.
Рг/ — 625 -к 1030, при этом отношение	0,0031 4- 0,0262,.
\ * Г-ц; /
Gr/ = 13 900 4- 17 500, а комплекс (—к—И — 3,67 4- 5,43,
Из рис. 4. 11 следует, что при расходах 1,4; 2,8; 4,2 и 5,6 кгкек
гидравлическое сопротивление холодильника оказывается выше
сопротивления подогревателя соответственно на 200, 130, 100
л 78%. Таким образом, проведенные опыты подтвердили большое
влияние температуры стенки (вязкости в пограничном слое) на
величину гидравлического сопротивления теплообменника.
9.	Опыты по определению характера изменения гидравличе-
ского сопротивления подогревателя вдоль поверхности нагрева
(по рядам) были проведены при тех же расходах. Результаты этих
опытов даны иа рис. 4. 12. Почти во всех опытах, начиная с 4—
5-го рядов элементов (по ходу топлива), гидравлическое сопро-
тивление остается неизменным. Полученный результат, на пер-
вый взгляд, кажется неожиданным, так как критерий Рейнольдса
от 4—5-го ряда до выхода из подогревателя не остается постоян-
ным и изменяется в довольно широком интервале. Так, в опыте 1
(расход 6 кг. сек) при практически одинаковых сопротивлениях пря-
мых участков 5, 6, 7 то и 8-го рядов критерий Рейнольдса имеет
значения 1600, 1832, 2140 и 2490.
В наших условиях, когда скорость можно считать в преде-
лах опыта неизменной, при увеличении Re можно было
ожидать уменьшения потери напора. Однако прп теплообмене на
величину коэффициента трения оказывает влияние не только Re,
но и отношение f—'П и комплекс . Отношение | в рас-
I Pi / )	R*/	( Рг/ }
сматриваемом случае увеличивается, что и приводит к постоян
ству X.
10.	Результаты опытов по определению зависимости коэффи
Циента местного сопротивления | переходных калачей (с учетом
213

влияния прокладок и фланцевых соединений) от параметра Рей-
нольдса приведены па рис. 4. 13. Зависимость £ от Re может быть
записана в виде
(4.14)
при 780 < Во < 2(500.
£ _ 26.30
ъ Но ’
Рис. 4. 12. Изменение гидравлического сопротивле-
ния подогревателя вдоль поверхности иагрева.
1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12 и 13— кривые, соответ-
ствующие номерам опытов.
Зная коэффициент местного сопротивления, можно опреде-
лить потерю давления в переходных калачах и прямых трубах
Рис. 4. 13. Зависимость коэффициента мест-
ного сопротивления переходного калача от
числа Рейнольдса.
элементов (в виде разности между сопротивлением подогревателя
и калачей) и сопоставить опытные данные с расчетными рекомен-
дациями М. А. Михеева (рис. 4. 14).
И. На рис. 4. 15 в координатах
HI1 н0’22(^7-Г‘5] 1==F(Re') (4Л5)
214

сопоставлены рассчитанные по уравнению (4. 15) и опытные дан-
ные коэффициента трения. При такой обработке опытные данные
должны располагаться па прямой, соответствующей значению 2.:
для ламинарного движения X = -^2-
Рпс. 4. 14. Сопоставление опытных данных по со-
противлению прямых участков подогревателя с рас-
четными величинами по формуле М. Л. Михеева.
1 —по опытным данным; 2 —по формуле М. А. Михеева.
Подсчеты показывают, что для 36% опытных данных отклоне-
ние от указанной зависимости не превышает 1—2%, для 23%
опытных данных отклонение составляет 6—8%, а для остальных
Re
Рис. 4. 15. Сопоставление расчетных (по формуле
М. Л. Михеева) и опытных данных по коэффициенту
трения.
36% оно достигает 18—20%. Таким образом, в качестве расчет-
ного уравнения для определения гидравлического сопротивления
прямых участков подогревателя может быть рекомендовано урав-
нение М. А. Михеева [8 ].
12.	Как показали проведенные расчеты, коэффициент тепло-
передачи существенно увеличивается при применении в качестве
теплоносителя слабо перегретого пара с большим давлением.
При этом одновременно уменьшается сопротивление подогрева-
теля как вследствие уменьшения поверхности нагрева (числа по-
следовательно включенных нагревательных элементов), так и

в результате уменьшения вязкости в пограничном слое при повы-
шении температуры стенки. В качестве теплоносителя целесо-
образно использовать отборный пар соответствующих парамет-
ров, что позволит увеличить общий к. п. д. станции за счет регене-
рации тепла [10].
На рис. 4. 16 приведена номограмма для расчета подогревате-
лей типа «труба в трубе». Номограмма составлена для мазута
марки 200 с вязкостью на входе в подогреватель 25 и 20° ВУ,
Рис. 16. Номограмма для расчета подогревателя типа «труба в трубе».
I — вязкость топлива на входе в подогреватель 25° ВУ; 2 — вязкость топлива на входе
в подогреватель 20 ВУ.
П ример. Дапо: расход мазута 3,5 кг,сек, вязкость на входе в подогрева-
тель 20° ВУ, вязкость на выходе из подогревателя 4° ВУ, температура
насыщенного пара 170'С. Определяем: коэффициент теплопередачи
167 вп/м2 град, гидравлическое сопротивление 0,22 Мн/л2, поверхность
нагрева 24 м2.
а на выходе из подогревателя 4е ВУ По расчетной поверхности
нагрева секции определяется число нагревательных элементов,
при этом поверхность одного типового элемента длиной 5100 мм
и внутренним диаметром 50 мм составляет 0,8 м2. Так, при рас-
ходе крекинг-остатка 3,5 кг:сек (скорость в элементе 1,75 м!сек),
вязкости на входе в подогреватель 20° ВУ и температуре насы-
щенного пара 170° С коэффициент теплоотдачи составляет
167 вт/м2 град, потеря давления 0,22 Мн!м2, поверхность
нагрева секции 24 м2. Для создания такой поверхности необхо-
димы 30 нагревательных элементов (6 вертикальных и 5 горизон-
тальных рядов). Подогреватели для большего расхода изгото-
вляются двух- и многопоточными путем параллельного соединения
секций.
216

Эксплуатация подогревателей типа «труба в трубе» на ряде
ТЭЦ показала, что данные расчета по приведенной номограмме
удовлетворительно согласуются с опытными.
13.	Опыт эксплуатации подогревателей подтвердил, что при-
нятая компоновка нагревательных элементов и значительные
скорости крекинг-остатка уменьшают выпадение карбоидов и
механических примесей на поверхность нагрева, что увеличивает
продолжительность непрерывной работы подогревателя между
чистками поверхности нагрева. Например, на Грозненской ТЭЦ
№ 3 подогреватели работали около трех лет без очистки.
На Грозненской ТЭЦ № 2 продолжительность работы подогрева-
телей между чистками поверхности нагрева составляет 18 меся-
цев, Так как диаметры нагревательных элементов достаточно
велики, очистка труб незатруднительна.
14.	В теплообменниках типа «труба в трубе» топливо не может
попасть в паро-водяной тракт, так же как и конденсат греющего
пара в нагреваемый продукт.
15.	Теплообменники «труба в трубе» могут быть установлены
на открытом воздухе; это не нарушает фланцевых соединений и
ле вызывает иных неполадок в работе подогревателей. На гроз-
ненских, уфимских и других ТЭЦ теплообменники установлены
снаружи.
В табл. 4. 4 приведены сравнительные характеристики мазуто-
подогревателей «труба в трубе» и ТКЗ по эксплуатационным дан-
ным Грозненской ТЭЦ № 2.
Подогреватели типа «труба в трубе» получили весьма широкое
распространение па газо-мазутных электростанциях СССР. Они
Таблица 4-4
Эксплуатационные данные Грозненской ТЭЦ № 2
Подогреватели
Расход мазута, кг, сек	И-	-14
Вязкость мазута, °ВУ	12-	-25
Температура мазута hi вхо; в догрева-		
TC.'lb, °C	70-	-85
Температура греющего пара, °C	270-	-300
Давление греющего пара, Ми,'л!	0,8-	-1,1
Температура мазута на выходе из подогрева-		
теля, С	140-150	115—120
Температура пар; (копдопсата) на выхо: пз		
подогревателя, °C	160	—
Суммарный расход пара, кг сек	1,1	2,2
1 идравлическос сопротивление подогреватс-		
лей, Л/н,'л2	0,22-0,25	0.05
Число подогревателей	2	28
Суммарная поверхность нагрева догрсвате-		
лей, .«2		160	430
217

имеют бесспорные преимущества по сравнению с трубчатыми
подогревателями ТКЗ.
Например, установка двух подогревателей типа «труба в трубе»
с поверхностью нагрева по 78,4 № на Грозненской ТЭЦ № 2
позволила отключить и демонтировать 28 трубчатых подогрева-
телей с суммарной поверхностью нагрева 430 м2. Расход арматуры
(с7у >• 50 мм) уменьшился с 84 до 8. Экономия па капитальных
затратах составила 14,7 тыс. руб., а эксплуатационные расходы
уменьшились на 34,5 тыс. руб. в год, в том числе по заработной
плате ремонтного персонала па 2,4 тыс. руб. в год, вследствие
уменьшения расхода пара на 30 тыс. руб., в результате исполь-
зования конденсата па 2,1 тыс. руб. До реконструкции мазутного
хозяйства трубчатые подогреватели при полной нагрузке станции
и повышенной вязкости топлива не могли обеспечить необходимый
подогрев для удовлетворительного распыливания топлива, что
приводило к понижению экономических показателен работы
котлов и увеличивало загрязнение поверхностей нагрева. После
реконструкции резерв по тепловой мощности подогревателей со-
ставил 30—40%. Аналогичные результаты получены в результате
реконструкции топливоподготовки других ТЭЦ.
Необходимо отметить, что принятая компоновка нагреватель-
ных элементов подогревателя «труба в трубе» и большой диаметр
труб секций приводят к значительному удельному расходу металла.
Кроме того, такие подогреватели вряд ли целесообразно исполь-
зовать для электростанций большой мощности (более 400 Мет).
Существенное уменьшение удельного расхода металла можно
получить при применении различных модификаций секционных
подогревателей типа «труба в трубе» с гладкими и оребренными
трубами [11, 12]. Применение оребрения позволяет увеличить
коэффициент теплопередачи в 2—2,5 раза. При этом вследствие
уменьшения числа последовательно включенных секций гидра-
влическое сопротивление возрастает не очень существенно. По-
видимому, для очистки оребренных труб от загрязнения может
оказаться эффективным применение моющих растворов МЛ [131
или абразивной суспензии [14]. Однако опыт применения ореб-
ренных подогревателей для нагрева современных топочных ма-
зутов в настоящее время отсутствует.
Удачная конструкция секционного подогревателя типа «труба
в трубе» разработана ПКБ Башкирэнерго. Подогреватель
(рис. 4. 17) собран из 10 последовательно соединенных секций
диаметром 200 Хб мм. Каждая секция содержит 12 труб диаметром
38 X 4,5 мм, концы которых жестко закреплены в трубных до-
сках. Трубные доски приварены к стенкам секции. Расчетная
производительность подогревателя 14 кг/сек. Удельный расход
металла составляет 71,3 кг!м? по сравнению с 143,5 кг/.м2 для
линейных подогревателей «труба в трубе».
Подогреватели ПКБ Башкирэнерго испытывались на мазуте
с вязкостью не выше, чем у мазута М-80. Опыты показали, что
218

Рис. 4. 17. Секционный подогреватель ПКБ Башкирэнерго.
500 КО КО КО
----1750---

Основные данные новой серии подогревателей ТКЗ для высоковязких мазутов
Таблица 4-5
Тип подо- греватели	Поверхность нагрева, .и2	Производи- тельность, кг/еск	Гидравличе- ское сопро- тивление, AtU;	Общая мас- са, кг	Основные размеры,									
					0.1	С		С2		С4	Н		Ь.	(>2
П М-40-15 П М-40-30 ПМ-10-60 ПМ-10-120	30 100 200 400	4,15 8,30 16,60 33,20	0,065 0,093 0,093 (',093	1 930 4 770 7 700 15 350	426 630 820 1224	6 690 10 840 10 948 Н 320	6 000 10 000 10 000 10 000	4500 7200 7200 7200	480 875 875 875	395 480 550 770	820 1065 1270 1760	550 650 750 948	400 550 750 1150	460 650 850 1250
Рис. 18. Подогреватель мазута ТКЗ (новая серия).

ири чистом состоянии поверхности нагрева в интервале расхо-
дов 3,6—14,0 кг/сек коэффициент теплопередачи изменяется от
99 до 288 вт!мг град, а гидравлическое сопротивление при
нагрузке около 14 кг'сек составляет 0,1 Мн!м?. Через 10 месяцев
Рис. 4. 19. Подогреватель типа
НП-бОм завода «Комега».
в результате засорения поверхности нагрева коэффициент тепло-
передачи в том же интервале расходов уменьшился соответственно
до 47 и 87 вт/м? град, а гидравлическое сопротивление подо-
гревателя при нагрузке 14 кг!сек увеличилось до 0,35—0,40 Мн/м2.
Приведенные данные показывают, что уменьшение диаметра труб
в подогревателе ПКБ Башкирэнерго и, по-видимому, эксплуата-
221

ция на низких нагрузках обусловили существенные отложения
на внутренней поверхности нагрева.
В последнее время ТКЗ разработал новую серию подогрева-
телей для высоковязких мазутов с двенадцатиходовым потоком
мазута и двумя жесткими трубными досками. Для мазутного
хозяйства электростанций с двухступенчатой схемой подачи
мазута в котельную предусмотрены подогреватели с поверх-
ностью нагрева 100, 200 и 400 м2 на давление мазута 1 Мн м-.
Они предназначены для газо-мазутных электростанций мощностью
от 400 до 2400 Мет. Кроме того, предусмотрен выпуск подогре-
вателей с поверхностью нагрева 30 и 100 .и2 на давление мазута
4 Мн!м2 для ТЭЦ с одноступенчатой схемой подачи мазута в ко-
тельную и растопочных ма.зутохозяйств пылеугольных электро-
станций. Подогреватели с поверхностью нагрева 30 и 100 .и2
рассчитаны на подогрев мазута М-100 с 70 до 95° С. Подогреватели
с поверхностью нагрева 200 и 400 лг2 рассчитаны на подогрев
мазута М-100 с 00 до 115° С и М-200 с 80 до 125° С. Во всех подо-
гревателях применяются трубы диаметром 38x2,5 мм. Для подо-
грева мазута используется пар с давлением 1 Мн!м2 и температу-
рой 200° С.
Общий вид новой серии подогревателей ТКЗ изображен на
рис. 4. 18, а их основные данные приведены в табл. 4. 5.
В проектах мазутного хозяйства электростанций средней мощ-
ности, а также на некоторых действующих электростанциях и
промышленных котельных применяются мазутоподогреватели за-
вода «Комега» типа ПН-60 м (рис. 4. 19) с шестиходовым пото-
ком мазута. Эти подогреватели имеют поверхность нагрева 60 .н2,
производительность около 8 кг!сек и гидравлическое сопротивле-
ние 0,16—0,20 Мн!м2. Подогреватели ПН-60 м предназначены
для подогрева воды и, подобно другим типам трубчатых тепло-
обменников с малыми диаметрами труб (например, подогревате-
лями нормального ряда, «Бакинский рабочий»), малопригодны
для подогрева топочных мазутов. Опыт эксплуатации показал,
что они быстро засоряются и не обеспечивают необходимый подо-
грев мазута.
Для уменьшения отложений карбоидов и механических при-
месей на поверхности нагрева мазутоподогревателей всех типов
скорость мазута в трубах должна составлять 1,2—1,5 м!сек.
4. 2. Схемы топливоподготовки для электростанций,
промышленных и отопительных котельных
Схемы топливоподготовки зависят от способа подачи мазута,
мощности электростанций или котельной и свойств топлива.
На рис. 4. 20 приведена принципиальная схема мазутного
хозяйства ГРЭС мощностью 2400 Мет при доставке мазута по
железной дороге, разработанная институтом Теплоэлектро-
проект [15].
222

Рис. 4. 20. Прин-
ципиальная схема
мазутного хозяй-
ства ГРЭС мощ-
ностью 2400 Мет
с подачей топлива
по железной до-
роге.
1 — приемно-сливное
устройство; 2—основ-
ной резервуар; з —
местный секционный
подогреватель; 4 —
приемный резервуар:
<5 — общий секцион-
ный подогреватель;
б — погружной пе-
рекачивающий насос;
7 — барботер; 3 —
фильтр очистки ре-
зервуаров; & —пасос
первого подъема;
ю — приямок дли
дренажа; и — насос
дрепажпый; 12 — по-
догреватель мазута;
13 —фильтр тонкой
очистки мазута; 14—
насос второго подъ-
ема; 15 —бак щелоч-
ного раствора; 16 —
пасос щелочного
раствора;
л — всасывающие ма-
аутонроводы; И —
пиэконапорпые мазу-
топроводы; III— вы-
соконапорные маэу-
топроводы; IV —тру-
бопроводы перекачи-
вающих насосов; v—
паропроводы; VI —
конденсатопроводы-


Конечный пункт слива мазута — приемные резервуары.. Мазут
из приемных резервуаров откачивается вертикальными погруж-
ными насосами, применение которых позволило отказаться от
строительства подземных сооружений мазутного хозяйства. Мазут
хранится в надземных
сборных железобетонных
резервуарах, оборудован-
ных циркуляционным по-
догревом. Подача мазута
в котельную предусмотре-
на по двухступенчатой
схеме. В наземной мазу-
тонасоспой (рис. 4. 21),
которая выполнена в виде-
одноэтажного здания ши-
риной 12 м и длиной 72 лг
из сборного железобетона,
расположены насосы пер-
вого и второго подъема,
фильтры, соответствующее
электротехническое обору-
дование, щит управлении
и бытовые помещения.
Мазутонодогреватели ус-
тановлены вне здания ма-
зутонасосноп.
Прп двухступенчатой
перекачке мазута низко-
напорные насосы первого
подъема обеспечивают цир-
куляционный подогрев в
резервуарах и подачу ма-
зута к высоконапорным
насосам второго подъема.
При такой схеме подогре-
ватели мазута и фильтры
находятся под давлением
насосов первого подъема,
что существенно упрощает
их конструкцию. Кроме
того, несколько сокра-
щается суммарный расход
насосов, так как насосы второго
электроэнергии на привод
подъема работают на маловяз-
ком мазуте.
В мазутонасосной установлено четыре насоса типа ЮНД-Gxl
производительностью 96 кг/сек при давлении 0,6 Л/нЛн8 (первый
подъем) и четыре насоса типа 8НД-10Х5 производительностью
224

65,5 кг/сек при давлении 4,5 Мн/'м2 * При одном резервном
насосе производительность рабочих насосов первого подъема
обеспечивает подачу мазута к насосам второго подъема в коли-
честве 110% от расхода топлива в котельной (178 кг/сек) и цир-
куляцию до 92 кг/сек для подогрева мазута в резервуарах. Произ-
водительность насосов второго подъема (без учета резервного
насоса) составляет 110% от потребления мазута в котельной.
Схема топливоподготовкп предусматривает подогрев мазута
М-100 в резервуарах с 60 до 70° С и в мазутоподогревателях до
115° С. Часть топлива после подогревателя используется для
циркуляционного нагрева мазута в резервуарах. Предусмотрена
также «холодная» рециркуляция, т. о. сброс мазута в резервуары
из напорных коллекторов насосов первого подъема. Такая ре-
циркуляция способствует однородности топлива в резервуаре
при его хранении.
Автоматическое регулирование температуры подогрева мазута
в резервуарах производится регуляторами, для которых в ка-
честве импульса служат температура в резервуаре и давление во
всасывающем коллекторе насосов второго подъема.
Роль фильтров грубой очистки выполняют подъемные фильтр-
сетки, расположенные в отводных лотках сливных устройств (см.
рис. 3. 18). Фильтры тонкой очистки (4 шт.) с сеткой, которая
имеет 36 отверстий на 1 см2, установлены в мазутопасоспой. Про-
пускная способность фильтра до 0,11 м31сек. Кроме того, такие же
фильтры установлены снаружи для улавливания взвеси при
очистке резервуаров с помощью системы специальных сопел.
Продувка фильтров выведена в дренажную бадыо.
Опыт эксплуатации систем циркуляционного подогрева по-
казал, что при таком методе подогрева осаждения карбопдов и
механических примесей в резервуарах не наблюдается [17].
Поэтому установка специальных сопел в резервуарах и фильтров
для улавливания взвеси при их очистке является излишней.
Нельзя согласиться и с применением дренажной бадьи для
сбора продувок фильтров, подогревателей и другой аппаратуры
топливоподготовкп, так как ее использование сопряжепо с за-
тратой тяжелого ручного труда, приводит к загрязнению сточных
вод и территории электростанции. Всесоюзное совещание по об-
мену опытом эксплуатации мазутного хозяйства [16] рекомен-
довало отказаться от применения бадьи, а замазученные дренажи
сбрасывать в топки котлов для их сжигания.
Для ГРЭС и ТЭЦ меньшей мощности при доставке мазута по
железной дороге схемы мазутного хозяйства, разработанные ин-
ститутом Теплоэлектропроект [18], отличаются длиной фронта
слива, числом резервуаров для хранения мазута, а также коли-
чеством и характеристикой подогревателей насосов и фильтров.
* Как указано в работе [16], давление насосов второго подъема слабо
аргументировано.
15 з. и. геллер.
225

В проектах электростанций средней мощности институт Пром-
энергопроект также применяет циркуляционный метод подо-
грева мазута в резервуарах. При этом совершенно неоправданным
Рис. 22. Принципиальная схема мазутного хозяйства ТЭЦ мощностью
400 Мет при подаче топлива по мазутопроводам.
1 — резервуар; 2 — местный секционный подогреватель; 3 — барботер; 4 — пасос дре-
нажный; s — пасос первого подъема; 6 —фильтр очистки резервуаров; 7 —• подогрева-
тель мазута; и —фильтр тонкой очистки; 9 —насос второго подъема.
J — всасывающие мазуголроводы; II — ниэкокапорпые мазутопровэды; III — высоко-
напорные мазутспроводы; IV — паропроводы; V — копденсатопровоцы.
является сохранение в резервуарах общих (секционных) паро-
подогревателей и подъемной трубы для забора мазута.
На рис. 4. 22 изображена принципиальная схема топливо-
подготовки для газомазутных ТЭЦ мощностью 400 Мет при
подаче мазута М-200 по трубопроводам [19].
226

Мазут поступает в резервуары с температурой 80е С, темпЯ
ратура топлива после подогревателей 125° С. ЦиркуляционпыИ
подогрев мазута в резервуарах применяется для восполпениИ
потерь тепла в окружающую среду, обеспечения однородности
топлива и предупреждения осадка.	
Так же, как и при подаче топлива по железной дороге, принятЯ
наземное расположение резервуаров и мазутонасосной. В мазутов
насосной расположены насосы первого подъема (тип 8НД-6Х1Я
производительность 0,044 мМсек при давлении 0,85 Мн/м2)Я
насосы второго подъема (тип 5Н-5Х4, производительности
0.029 мА!сек при давлении 3 Мн/м2), фильтры тонкой очистки,I
трансформаторы, распределительное устройство, щит управления
и бытовые помещения. На открытом воздухе у стены мазутонасос-
поп установлены подогреватели и фильтры очистки резервуара.
Для ТЭЦ и ГРЭС иной мощности изменяются количество,
а иногда и емкость резервуаров, производительность насосов и
подогревателей и пропускная способность фильтров.	|
Как показал опыт эксплуатации, при подаче по трубопроводам
топкая фильтрация топлива не требуется и для таких электростан-
ций следует иметь одну ступень очистки мазута в фильтрах с разме-
ром отверстий в свету 1,5 мм *. Кроме того, для ТЭЦ, получающих
мазут по трубопроводам с температурой пе ниже 95—100° С,
так же как для промышленных ТЭЦ при доставке мазута по же-
лезной дороге, целесообразно применять одноступенчатую подачу
мазута в котельную [16, 21].
В унифицированных типовых проектах растопочного мазутного
хозяйства для пылеугольных станций мазутное и масляное хо-
зяйства объединены в один комплекс сооружений. Здание мазуто-
масляного хозяйства состоит из помещения мазутонасосной и ап-
паратной маслохозяйства, распределительного устройства и по-
мещения склада смазочных масел в таре.
В помещении мазутонасосной установлены перекачивающие
насосы для подачи мазута пз приемной емкости в резервуары,
основные топливные насосы, фильтры грубой и тонкой очистки.
Подогреватели размещены вне здания.
Резервуары для хранения мазута оборудованы циркуляцион-
ным подогревом. Температура топлива в резервуаре поддержи-
вается на уровне 80° С. Температура мазута на выходе из подо-
гревателя составляет 95° С.
Длина фронта слива и емкость резервуаров, производитель-
ность подогревателей и насосов зависят от мощности котельного
оборудования. Так, растопочное мазутохозяйство с резервуарами
2x300 лг3 (тип. 1-60) предназначено для растопки четырех котлов
с паропронзводительностью 58,3 кг!сек или пяти котлов с паро-
производительностью 44,5 кг! сек, до нагрузки 30% от номиналь-
* На ряде электростанций, получающих топливо по трубопроводам^
фильтрация топлива пе производится [20].
15*	227

пой мощности котлов. Растопочное мазутохозяйство с резервуа-
рами 2x200 -я3 (тип IV-60) должно обеспечить растопку одного
котла производительностью 264 кг!сек до 30% номинальной мощ-
ности пли подсвечивание пылеугольного факела при растопке и
работе с низкими нагрузками четырех котлов с указанной паро-
производптсльпостыо.
На рис. 4. 23 приведена схема трубопроводов растопочного
мазутохозяйства с резервуарами 2x300 м3 (тип I) п 2x500 ж3
(тип II). Отличительными особенностями мазутного хозяйства
по сравнению с ранее рассмотренными являются одноступенча-
тая подача мазута к форсункам котла и наличие фильтров грубой
очистки на всасывающих мазутопроводах перекачивающих на-
сосов. Аналогичная схема применяется для растопочного мазут-
ного хозяйства с резервуарами 2X1000 м3 (тип III) и 2х2000 лг3
(тип IV).
В схемах топливоподготовки производственных и отопитель-
ных котельных также предусмотрен циркуляционный подогрев
мазута в резервуарах. Для подогрева мазута перед распиливанием
устанавливаются, как правило, два поверхностных подогрева-
теля. Для котельных с мощностью менее 8,5 Мет допускается
установка одного подогревателя или подогрев мазута в открытом
баке до температуры не более 90° С.
Топливо к форсункам подается, как правило, по циркуляцион-
ной схеме трубопроводов. Тупиковая схема допускается для не-
больших котельных мощностью менее 8,5 Мет. Если мазут при-
меняется в качестве резервного илп растопочного топлива, тупико-
вая схема трубопроводов может применяться в котельных любой
производительности.
Для подачи топлива к котлам мощностью менее 17 Мет уста-
навливаются два топливных пасоса, а при большей мощности три.
Суммарная производительность насосов составляет 150% от
номинального расхода мазута. Фильтры грубой очистки мазута
с ячейкой не более 0,8x0,8 мм расположены перед топливными
насосами, а фильтры топкой очистки с ячейкой не более
0,5x0,5 мм — на напорном трубопроводе.
На рис. 4. 24 приведена принципиальная схема топливопод-
готовки Грозненской ТЭЦ № 3 при сжигании высоковязких кре-
кинг-остатков и экстрактов селективной очистки масел. Топливо
в резервуарах подогревается циркуляционным методом. Основ-
ными топливными насосами являются центробежные, а резерв-
ными — поршневые. Для установок большой производитель-
ности, по-видимому, могут использоваться также и винтовые
насосы, а для котельных малой мощности — шестеренчатые. На
эффективность работы этих насосов вязкость топлива влияет
в меныпей степени, чем на работу центробежных насосов.
Для высоковязких топлив следует применять циркуляцион-
ные схемы, при которых легко предотвращается застывание топ-
лива в трубопроводах.
228

Рис. 4. 23. Схема растопочного мазутохозяйства.
1 — прпснпо-сливноо устройство; г — гидро.затвор; 3 — приемная емкость; 4 — общий секционный подогреватель; 5 — фильтр грубой. очистки, 6 — нясос
перекачивающий; 7 —сливная воронка; S —охладитель дренажей; 9 —резервуар, ю местный секципиыи подогреватель, II - ccnapaiop, па ру
пой. 13 — бадья дренажная; 14 — насос основной; 15— подогреватель мазута: 1в —фильтр гонкой очистки, 17 - фильтр' оч1ст  окачивающих
I— всасывающие мазутопроводы основных насосов; II—напорные мазутопроводы основных насосов; III — всасывающие	кь-улиции'из
насосов, IV—напорные мазутопроводы перекачивающих насосов; V—мазутопроводы рециркуляции из насосной, VI мазуто р Д Р Ч р> У «Щ
котолыюй; VII —паропроводы основные; VIII —паропроводы вспомогательные; IX—кондепсатопроводы, А тр>остро д др

Рис. 4.	24.
Принципиаль-
ная схема топ-
ливоподготовкп
для высоковяз-
ких топлив.
I — датчик виско-
зиметра; 2 — ре-
гулирующий ви-
скозиметр; а—ре-
хулирующий кла-
пан; i — паровой
прнмодействую-
щий насос; 5 —
центробежный на-
сос; 6 — демпфер;
7 —регулирующий
манометр; 8—коп-
денсатоотводчик.
I — топливопро-
воды; II — паро-
вые спутники;
III —мятый пар;
IV — дренаж; V—
импульсные ли-
нии регулятора
w
в дренажный бак

Перед распыливанием топливо подогревается в подогревате-
лях типа «труба в трубе». Постоянное давление перед форсунками
поддерживается регулятором давления, который воздействует
па регулирующие клапаны, установленные на напорных линиях
центробежных насосов и паропроводах к приводу насосов.
Вязкость топлива регулируется изменением расхода и пара-
метров теплоносителя (пара), поступающего в подогреватель через
регулирующий клапан, установленный перед подогревателем.
Этот клапан связан с регулятором вязкости.
В схеме топливоподачи (см. рис. 4. 24) фильтры грубой и
тонкой очистки не установлены. Длительный опыт эксплуатации
котлов Грозненской ТЭЦ, Уфимской ТЭЦ-3 и др. подтвердил, что
установка фильтров при подаче высоковязкого топлива по трубо-
проводам не требуется.
В настоящее время вопрос о необходимости установки фильт-
ров является спорным. А. И. Дворецкий считает, что во всех слу-
чаях при сжигании мазута необходимо устанавливать фильтры
для грубой и топкой очистки топлива. При этом для уменьшения
износа и загрязнения распыливающих элементов форсунок раз-
мер фильтрующих каналов тонких фильтров должен составлять
0,3—0,5 мм.
По нашему мнению, целесообразно устанавливать лишь
фильтры грубой очистки с размерами ячейки в свету 1,5 X 1,5 мм
при подаче топлива по трубопроводам и 1 X1 мм при доставке ма-
зута по железной дороге. Эти фильтры должны предохранять
насосы от случайных механических примесей.
Как известно, количество твердых частиц в современных
топочных мазутах, полученных при компаундировании высоко-
вязких крекинг-остатков с маловязкими нефтепродуктами, опре-
деляется содержанием карбоидов. Карбоиды имеют мелкий фрак-
ционный состав, и, как было указано (см. раздел 1. 6), целесо-
образно, не допуская их осаждения в аппаратуре и трубопрово-
дах мазутного хозяйства, направлять вместе с мазутом в топку
для сжигания. Карбоиды имеют такие размеры, при которых за-
сорение сопел и каналов форсунок средней и большой произво-
дительности невозможно.
Применение циркуляционного подогрева в резервуарах пре-
пятствует коагуляции карбоидов и их осаждению. При скорости
мазута в трубопроводах 1,2—1,5 м/сек осаждение карбоидов
также незначительно.
По этим причинам установка фильтров тонкой очистки для
котлов средней и большой мощности, оборудованных высокопроиз-
водительными форсунками (диаметр сопел более 3 мм), не обо-
снована.
Для увеличения продолжительности непрерывной работы
форсунок и предотвращения закоксования необходимо периоди-
чески продувать их паром, а выключенные форсунки следует не-
медленно удалять из топки.
230

Фильтры тонкой очистки должны
применяться па установках, не обору-
дованных циркуляционным подогревом
п устройствами для периодической
продувки форсунок, в особенности
при использовании малопроизводитель-
ных форсунок.
На рис. 4. 25 изображены старая
(рис. 4. 25, а) и новая (рис. 4. 25, б)
серии фильтров ТКЗ. В зависимости от
фильтрующей сетки они могут приме-
няться для грубой и тонкой очистки
мазута. Фильтры старой серии снаб-
жены сеткой № 1, которая имеет 64
отверстия на 1 см2, или № 1, 4 — 32
отверстия на 1 см2 (фильтры топкой
очистки), а также сеткой № 3, 5, име-
ющей 5 отверстий на 1 см2 (фильтры
грубой очистки). Максимальная произ-
водительность этих фильтров при уста-
новке сетки № 1 составляет 5,5 кг!сек.
Характеристика новой серии фильтров
ТКЗ приведена в табл. 4. 6.
Фильтры ФМ-40-30^40/5 предназна-
чены для растопочных мазутохозяйств
и ТЭЦ с одноступенчатой схемой
подачи мазута к форсункам котла.
ФпльтрыФМ-10-60-40/5, ФМ-10-120-40/5
и ФМ-10-240-40/5 применяются при
двухступенчатой подаче мазута в ко-
тельную. Они устанавливаются на
трубопроводах насосов первого подъ-
ема. Для фильтров грубой очистки
использована сетка № 3, 5 (5 отверстий
на 1 см2), а для тонких фильтров сетка
№1,2 (40 отверстий на 1 см2), гидра-
влическое сопротивление фильтра
0,07 Мн/м2.
^Существенными недостатками но-
вой серии фильтров ТКЗ являются
большие габариты фильтров и неудач-
ный подвод пара для продувки сетки.
С этой точки зрения более эффектив-
ны фильтры, разработанные ОКТП ин-
ститута Теплоэлектропроект (рис. 4. 26).
Они имеют меньшую высоту, а
продувка фильтрующей сетки осу-
ществлена паровыми струями, выте-
Таблица 4. 6 Характеристика новой серии фильтров ТКЗ для очистки мазута	Основные размеры,	tn	1050 1020 1720 2370
		»л	310 210 210 290
		Нг	Н3	1000 830 700 600 1400 1300 2000 1900
		£	со о ф ю ССОО-г- -гч СХ| О Ф
			1603 1700 2400 3200
		Q	ССООО о О- г- го CM xj< sj< Ф
			.325 630 630 820
	Поверх- ность фильтра- ции, ЛС2		0,55 1,05 2,10 4,00
	Произво- дитель- ность, кг/сек		8,3 16,6 33,2 66,'
			ФМ-40-30-40 5 ФМ-10-60-40 5 ФМ-10-120-40/5 ФМ-10-240-40, 5
231

to
CO
to
a	5
Рис. 4. 25. Фильтры для очистки мазута ТКЗ.
а — старая серия; б — новая серия.

кающими из перфорированной трубки, размещенной на оси
фильтра.
На Омской ТЭЦ № 3 разработана конструкция поворотных
пластинчатых фильтров (рис. 4. 27), которые установлены перед
Рис. 4. 26. Фильтр для очистки мазута конструкции Теп-
лоэлектропроекта.
форсунками котлов. На штревель фильтра насажены рабочие
пластины и прокладки. Через зазоры между пластинами мазут
поступает к центру фильтра и отводится к форсункам. Очистка
233

пластин осуществляется скребками при повороте штревеля.
Осадок при очистке выпадает в нижнюю часть корпуса фильтра
и при продувке его переносится в топку. Поворачивают фильтр
Рис. 27. Пластинчатый фильтр для очистки мазута конструкции Омской
ТЭЦ № 3.
один раз в смену, а продувают один раз в сутки. Эксплуатация
фильтров подтвердила их высокую эффективность.
Тщательная фильтрация мазута должна быть предусмотрена
на импульсных трубопроводах автоматических устройств (виско-
зиметрах, плотномерах и пр.). Расход мазута здесь мал и, по-
видимому, организация очистки мазута не встретит особых
затруднений.
234

Одно из основных условий, обеспечивающих надежное и эко-1
комичное сжигание высоковязких мазутов — поддержание опре-
деленного температурного режима по всему топливному тракту1
Рис. 4. 28. Рекомендуемая вязкость (температура подогрева) топлива, при
которой обеспечивается удовлетворительная эффективность работы насосов
и форсунок.
I —винтовые и шестеренчатые насосы [22]; 2 —поршневые насосы; 3 —центробежные
насосы средней производительности (КСМ, 5-Н-5 х4 и др.); & — ротационные форсунки;
5 — паровые форсунки и комбинированные (паро-механические и воздухо-механические);
в — воздушные компрессорные высокого и среднего давления и вентиляторные форсунки
низкого давления; 7 — центробежные форсунки типа ЦККБ, форсунки с винтовым вкла-
дышем и вихревые форсунки с отливом.
от расходных резервуаров до форсунок. Рекомендуемая вязкость
топлива, необходимая для удовлетворительной работы насосов и
форсунок, приведена на рис. 4. 28. По этой же номограмме может
быть выбрана температура подогрева стандартных мазутов и
235

тяжелых остатков нефтепереработки, необходимая для под-
держания соответствующего вязкостного режима.
Для надежной работы мазутопроводов они должны быть
оборудованы путевым подогревом. Расчетную скорость мазута
следует принимать 1,2—1,5 м!сек.
4. 3. Схемы топливоподготовкп для технологических установок
нефтезаводов
Для уменьшения расхода энергии на подготовку высоковяз-
кого мазута к сжиганию в печах технологических установок
нефтезаводов необходимо топливо подавать в центральные за-
водские емкости с возможно более высокой температурой. Без-
водные высоковязкпе мазуты можно перекачивать и хранить
при 100° С и выше, а если нет уверенности в отсутствии влаги
в них, то во избежание вспенивания в резервуарах температура
пе должна превышать 90—95° С.
Для компенсации тепловых потерь резервуаров в окружающую
среду и нагрева мазута может быть применен (помимо обычных
змеевиковых подогревателей) также и циркуляционный подогрев.
В качестве теплоносителя для змеевиковых подогревателей целесо-
образно использовать отработавший пар или горячую воду из
теплофикационных магистралей. Для внешних подогревателей при
циркуляционном подогреве теплоносителем могут служить го-
рячие нефтепродукты, отводимые от технологических установок.
Высоковязкое топливо от центральных резервуаров завода
к технологическим установкам следует транспортировать только
по циркуляционной схеме с возвратом избытка мазута в резер-
вуары. Мазутопроводы следует прокладывать в утепленных
лотках или снабжать путевым подогревом и тщательно изолиро-
вать совместно со спутником. Для подачи мазута могут приме-
няться поршневые, плунжерные, центробежные, шестеренчатые
и винтовые насосы. Тип насоса выбирается в зависимости от вяз-
кости перекачиваемого топлива (см. рис. 4. 28).
От главных циркуляционных трубопроводов мазут можно
подводить непосредственно к форсункам печи (рис. 4. 29) или
перекачивать его в мерные топливные баки технологических уста-
новок (рис. 4. 30). В первом случае для подогрева мазута перед
распиливанием часто устанавливают один подогреватель на группу
установок. Во второй схеме мазут из мерных баков забирается
насосом и подается через подогреватель к форсункам. Топливо-
проводы установок должны иметь путевой подогрев, выполнен-
ный обычно в виде паровых спутников, изолированных совместно
с мазутопроводами. Образующийся конденсат от паровых спут-
ников отводится в коллекторы возврата копденсата, а по ним на
станции сбора конденсата. Температура в топливном баке регу-
лируется путем возврата в бак подогретого мазута в количестве
20—40% от общего расхода па установку. Для уменьшения от-
2Е6

ложепий карбоидов мазут целесообразно подводить в ппжпюю
часть топливного бака. В мерных баках (см. рис. 4. 30) также
проложен парозмеевиковый подогреватель.
Из сравнения приведенных вариантов топливоснабжения сле-
дует, что в первом случае при подаче мазута из циркуляционных
трубопроводов непосредственно к форсункам печи капитальные
и эксплуатационные затраты меньше, чем при установке мерника.
Рис. 4. 29. Централизованная схема топливоподачи для печей технологи-
ческих установок.
I — топливные насосы; 2 — регулирующий манометр; 3 — топливные резервуары;
I — регулирующий потенциометр; S — подогреватели топлива; 6 — трубчагыо печи;
7 — выход флегмы; S — вход флегмы.
Однако учет расхода топлива, потребляемого установкой, за-
труднителен. Во втором случае расход мазута легко определяется
но мерным топливным бакам, а давление топлива в магистраль-
ных циркуляционных трубопроводах завода может быть суще-
ственно ниже, чем в первом случае; опо должно лишь обеспечи-
вать подачу мазута в мерные баки установки.
В обеих схемах топливоподготовки (см. рис. 4. 29 и 4. 30)
мазут к форсункам подается паровыми поршневымп насосами.
Заданное давление топлива в напорных магистралях поддержи-
вается регулятором.
При использовании центробежных, шестеренчатых или вин-
товых насосов автоматическое регулирование давления топлива
осуществляется путем воздействия регулятора па клапан, уста-
новленный на напорном или рециркуляционном трубопроводе.
Регулирование давления путем перепуска по линии рециркуля-
ции менее экономично, чем регулятором давления на напорной
магистрали, так как в первом случае па привод насоса расходуется
больше энергии.
237

На рис. 4. 30 приведена также схема регулирования расхода
мазута на двухкамерную двухпоточную печь. Для регулирования
расхода топлива на подводе к форсункам в каждой топочной
камере установлены регулирующие клапаны. Импульсом для
Рис. 4. 30. Индивидуальная схема топливоподачи для печей технологических
установок нефтезавода.
7 — топливные резервуары; 2 — коллектор сбора конденсата; 3 — высоковязкое топливо
из заводских топливных резервуаров; 4 — топливные насосы; 3 — регулятор давления;
б — регулятор расхода топлива; 7 — подогреватели мазута; з — регулирующий потен-
циометр; 9 — трубчатые печи.
Г, V—мазутопровод; ГТ — паропровод; III —мятый пар; IV —теплоноситель; VI —
паровые спутники; VII — импульсные линии.
регулятора может служить температура дымовых газов на пере-
вале печи или температура продукта на выходе из печи. В эксплуа-
тации часто топливо на одну или две форсунки каждой группы
подается помимо регулятора расхода. Это может привести к по-
вышению неравномерности распределения лучистых потоков по
экранам.
Температура мазута перед форсунками поддерживается из-
менением потока его или потока теплоносителя в подогревателе.
Так как в качестве теплоносителя используются горячие нефте-
продукты, то температура подогрева может быть установлена
в соответствии с максимальной исходной вязкостью топлива,
238

поступающего па установку. При уменьшении вязкости темпера-
туру мазута снижать не следует, так как в экономии тепла горя-
чих нефтепродуктов нет необходимости. Последнее объясняется
тем, что в регенеративных схемах технологических установок
тепло горячих нефтепродуктов утилизируется лишь частично,
а основное количество его в холодильниках передается охлаждаю-
щей воде, что обусловливает значительный расход ее. Следует,
однако, иметь в впду, что чрезмерный подогрев .мазута перед
распиливанием может привести к отрыву факела от форсунок и
его пульсации.
В схемах топливоподготовки фильтры не установлены, так как
размеры сопловых отверстий форсунок достаточно велики и
мало склонны к засорению. Опыт эксплуатации топливоподго-
товки подтвердил, что установка фильтров является излишней.
4. 4. Измерение расхода мазута и автоматическое регулирование
вязкости. Методы отбора средней пробы топлива и непрерывный
контроль качества мазута. Автоматизация мазутного хозяйства
Измерение расхода. Расход жидкого топлива на
тепловых электростанциях, котельных и печных установках
определяется обычно по изменению уровня мазута в резервуарах
при помощи калибровочных таблиц. Уровень мазута измеряют
рулетками типа РС-1О и РС-20 с пределами измерений соответ-
ственно 10 и 20 м и ценой наименьшего деления шкалы 1 мм или
указателями уровня.
Для измерения уровня мазута приборостроительные заводы
выпускают поплавковые указатели уровня с местным отсчетом
(УДУ-2 и УДУ-3) и указатели с местным отсчетом и дистанцион-
ной передачей показаний (УДУ-2М и УДУ-ЗМ). Указатели уровня
УДУ-2 и УДУ-2М предназначены для наземных вертикальных
резервуаров, а УДУ-3 и УДУ-ЗМ для подземных. Пределы из-
мерений приборов 0—14 м, погрешность измерения местным при-
бором составляет ±6 мм, а вторичным — ±15 мм. Дальность
передачи показаний до 1000 м.
Такой метод учета топлива имеет невысокую точность (±2%)
и позволяет замерять лишь суммарный расход мазута, потребляе-
мого котельным цехом.
Выпускаемые в настоящее время нашей промышленностью
объемные счетчики — мазутомеры (поршневые, шестеренные)
имеют невысокий верхний предел измерений (до 1,11-Ю-3 м3/сек)
и потому не могут быть использованы для современных мощных
газомазутных котлов. Кроме того, они удовлетворительно рабо-
тают лишь на тщательно отфильтрованном топливе, т. е. перед
пими должны быть установлены пластинчатые фильтры [23 ],
имеют гидравлическое сопротивление до 0,035 Mh 'm? и могут
работать при давлении не более 1 Мн/м?.
23Q

Обычные дроссельные устройства (нормальные диафрагмы и
сопла) не применяются для измерения расхода жидкого топлива,
так как для них коэффициент расхода получает постоянное зна-
чение при весьма высоких значениях чисел Рейнольдса.
Значительное снижение предельных чисел Re, при которых
наблюдается постоянство коэффициента расхода, можно получить
при использовании сдвоенных (двойных) диафрагм. Сдвоенная
диафрагма (рис. 4. 31) состоит из двух нормальных диафрагм —
Рис. 31. Сдвоенная диафрагма.
основной (задней) 1 и вспо-
могательной (передней) 2,
установленных на определен-
ном расстоянии друг от
Друга.
При таком расположении
диафрагм имитируется фор-
ма потока, характерная для
сопел, и для заданных диа-
метров диафрагм коэффи-
циент сжатия струи сохра-
няет постоянное значение.
Одновременно застойные зо-
ны жидкости, находящиеся
между диафрагмами, обусло-
вливают турбулизацию пото-
ка, и, как следствие, коэф-
фициент трения получает
постоянное значение при
величинах критерия Re, значительно меньших, чем для нормаль-
ных дроссельных устройств. В результате предельное значение
числа Re, при котором коэффициент расхода остается неизменным,
существенно уменьшается.
Как. показывает опыт [24], оптимальное расстояние между
диафрагмами п = —j- = 0,4-i-0,6. В этом диапазоне величин п зна-
чительное изменение а практически не влияет на коэффициент
расхода и его значения при Re > Renp не зависят от диаметра
трубопровода и относительного сечения передней диафрагмы
, ( d' V
т = (— I а определяются лишь относительным сечением глав-
v	Id ?
нои диафрагмы т =
По опытным данным, шероховатость стенок трубопровода и
степень остроты входных кромок значительно меньше влияют
па коэффициент расхода сдвоенных диафрагм, чем нормальных
диафрагм.
Для уточнения литературных данных по коэффициентам рас-
хода и Renp проведено экспериментальное исследование сдвоен-
ных диафрагм на установке, схема которой представлена на
240

рис. 4. 32. Жидкость (масло с мго=О,47 смЧсек и р=880 ка/.н3)
из емкости 1 шестеренчатым насосом 8 прокачивалась через сдвоен-
ную диафрагму 5. Перепад давлений на диафрагме измерялся ла-
бораторным дифманометром 6. Расход измеряли двумя независи-
мыми методами: при помощи шестеренного счетчика 10 типа
СВШ-5^|- и протарированного весовым способом мерного бака 3.
Для сглаживания небольших пульсаций потока, создаваемых
шестеренным счетчиком (один оборот шестерен соответствует по-
Рис. 4. 32. Схема установки для экспериментально-
го исследования сдвоенных диафрагм.
даче 0,5 10~3 -и3), установлен демпфер 9. Производительность
регулировали кранами 4 и 7 на напорном и обводном трубопро-
водах. Вязкость изменяли путем подогрева масла в емкости
электрическим нагревателем 2, а температуру масла измеряли
нормальным термометром 11. Опыты проводили при установив-
шемся режиме. Анализ погрешностей опытов показал, что рас-
ход измерялся с точностью ±0,3%.
Диафрагмы изготовлены из углеродистой стали. При этом
плоскости дисков со стороны острой кромки отшлифованы. Раз-
меры диафрагм приведены в табл. 4. 7.
Для каждого опыта вычисляли коэффициент расхода а и
критерий Re по формулам
а = “^2 1Л ---------Г	(4.16)
nd2 V	v '
где Q — опытное значение расхода через диафрагмы в м?/сек;
h — разность уровней запорной жидкости в дифференциальном
манометре в м; — плотность запорной жидкости в кг/м3;
16 3. И. Геллер	241

Таблица 4.7
Размеры сдвосппых диафрагм, использованных в опытах
Диаметр отверстия главной (задней) диафрагмы d, мм	Относительное сече- ние главной диаф- рагмы ™ / d ? т — I - \ D )	Диаметр отверстия передней диафрагмы df, .м.н	Относительное сечение передней диафрагмы, ,	(d' V D J
16,08	0,103	27,33	0,300
22,30	0,199	36,32	0,530
27,28	0,298	41 38	0,688
31,51	0,397	45,08	0,816
35,23	0,497	47,23	0,896
38,78	0,601	48,78	0,958
Примечание. Расстояни <ду дисками диафрагм п = -=- = 0,5.
— плотность вещества, находящегося над запорной жидкостью,
в кг/м3; Q — плотность измеряемой среды в кг/м3; v — коэффи-
циент кинематической вязкости в м2/сек; w — средняя скорость
жидкости в трубопроводе в м/сек; d — диаметр главной диафрагмы,
в м; D — внутренний диаметр трубопровода в м; g — ускорение
силы тяжести в м/сек2.
Опытами охвачен диапазон изменения чисел Re от 100 до 20 000.
На рис. 4. 33 приведена зависимость коэффициента расхода от
критерия Re для сдвоенных диафрагм с т=0,1 -т- 0,6. Из графи-
ков видно, что коэффициент расхода получает постоянное зна-
чение при числах Re, значительно меныпих, чем это следует по
данным [24 ].
Значения Renp, выше которых а остается неизменным для раз-
личных относительных размеров главной диафрагмы т, приведены
в табл. 4. 8. Там же для сравнения указаны величины Renp для
сдвоенных и нормальных диафрагм, а также нормальных сопел
по литературным данным.
Таблица 4-8
Предельные значения критерия Re, при которых коэффициент
расхода дроссельных устройств имеет постоянное значение
Вид дроссельного устройства	Значения т					
	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,0
Сдвоенная диафрагма (наши данные)	2 000	3 500	4 500	5 300	6 600	7 500
Сдвоенная диафрагма (литературные данные)	2 500	3 500	5 000	7 300	10 000	15 000
Нормальная диафраг- ма	30 000	55 000	95 000	130 000	200 000	250 000
Нормальное сопло	70 000	100 000	120 000	160 000	200 000	200 000
242

Рис. 4. 33. Зависимость
коэффициента расхода от
критерия Re.
	1
	о о о
	
j	
£
0,1
0,1
ол
0,0
0.1
0,0
f!03	2Н13 ОЮ3

														1	Z3
														
														
														
														
								m=O,b						
			V											
														
														
														
														
														
0					о		A		e,5		О	О		О
				о	3		о	о			vo			
				1									
				n In.	О				0.7				
и													
			1			1										
														
						fn^OJ								
	"U														
							1	1								
S-Ю3 8Ю3	1,8 to* Re

На рис. 34 приведен график a=f (т). Па основании опыт-
ных данных
а --- 0,6836 + 0,243 тп1’82.	(4. 18)
Формула (4. 18) описывает экспериментальные значения а
с точностью ±0,2%. Расход мазута определяют по формуле (4. 16).
Необходимо заметить, что полученные значения коэффициента
расхода при тп=0,2-^-0,о отличаются от данных, приведенных
в работе [24], не более чем на 0,5%. При т=0,1 расхождение
Рис. 4. 34. Зависимость коэффи-
циента расхода от относительно-
го сечения главной диафрагмы.
составляет 1%, а при тп--0,6
достигает 2,4%.
В опытах расход измерялся с
точностью ±0,3%, и причина рас-
хождений в величине а при т=
= 0,1 и т=0,6 не установлена.
Поэтому впредь до уточнения сле-
дует избегать применения сдвоен-
ных диафрагм с т=0,1 и 0,6.
Для облегчения расчета сдво-
енных диафрагм на рис. 4. 35
приведена номограмма. При по-
мощи номограммы по значению а
находят та, Renp и т' при п=0,5.
Это дает возможность при задан-
ном D найти диаметр основной и
вспомогательной диафрагм, а так-
же минимальный расход, соответствующий Renp, который может
быть измерен сдвоенной диафрагмой.
Непрерывное измерение плотности ма-
зута. Для определения массового (весового) расхода мазута и
текущего контроля качества сжигаемого топлива необходимы не-
прерывно действующие плотномеры.
Обзор и анализ методов непрерывного измерения плотности
жидкостей и конструкций приборов показал, что наиболее чув-
ствительными к изменению плотности, простыми по конструкции
и надежными в работе являются плотномеры поплавкового типа.
Поплавковые плотномеры дают возможность использовать в ка-
честве вторичных приборов аппаратуру, серийно выпускаемую
нашими заводами.
Для непрерывного измерения плотности мазута может быть
использован разработанный пами [25 ] поплавковый плотномер
с температурной компенсацией. Плотномер состоит из датчика,
вторичного прибора и приставки для компенсации изменения
плотности от колебаний температуры измеряемой среды [26 ].
Общий вид датчика поплавкового плотномера приведен на
рис. 4. 36. В стальном корпусе 2 помещен полый тонкостенный по-
плавок 3. Поплавок уравновешивается весом четырех цепочек 5,
которые также центрируют его. Цепочки крепятся к стойкам 6.
244

It нижней части поплавка на топком стержне подвешен железный
сердечник (плунжер) 10, который расположен внутри индукцион-
ной катушки 8. Для исключения влияния потока измеряемой среды
на сердечник последний помещен в тонкостенный чехол 9.
Жидкость (мазут) вводится в корпус датчика через штуцер 7
цо четырем трубкам 11, а удаляется по семи трубкам 4 через
Рис. 4. 35. Номограмма для определения т, т и Renp (<2min) сдвоенной
диафрагмы.
П ример. Дано: максимальный расход мазута Q — 0,0972 м3/сек; кине-
матическая взкость мазута М-100 при температуре 110° С перед диафрагмой
v = 0,336 см2/сек, плотность мазута Q = 960 кг/м3, внутренний диаметр
трубопровода D = 207 мм, максимальный перепад давления в дифферен-
циальном манометре 84 кн/м2 (630 м.н рт. ст.). Определяем: коэффициент
расхода по формуле (4. 18) а = 0,724, по номограмме т а = 0,227, RenP =
= 4760 и т' = 0,724. При этом d — 116,73 мм, d' = 176,1 мм и Q ~-
= 0,026 м3!сек.
Штуцер 1. По длипе трубок просверлено по 14 отверстий диамет-
ром от 1,0 до 2,5 мм. Этим достигается равномерное распределе-
ние потока по сечению и длине корпуса датчика, что значительно
уменьшает динамическое воздействие потока на поплавок. В кор-
пусе датчика установлен платиновый термометр сопротивления 12,
коюрый входит в схему приставки температурной компенсации.
Приставка состоит из измерительной части и компенсирующего
Устройства (рис. 4. 37). Измерительная часть представляет равно-
осный мост переменного тока, рассчитанный на компенсацию
Изменения температуры в интервале ±25° С.

Мост собран из термометра сопротивления Rf, постоянных
сопротивлений R2 и /?3, переменных сопротивлений Rr и 7?ш,
реохорда с сопротивлением 7?р и добавочного сопротивления Лд.
Переменным сопротивле-
1’нс.	36. Общий впд датчика плотномера.
нием 7?ш ограничивают
пределы температурной
компенсации, а сопроти-
влением Rx устанавливают
движок реохорда на се-
редину сопротивления /?р,
когда термометр сопроти-
вления имеет температуру
среды, при которой необ-
ходимо измерять плот-
ность.
Компенсирующее уст-
ройство состоит из ревер-
сивного двигателя РД,
профильной шайбы 1, си-
стемы рычагов 2, плун-
жера 3 и индукционной
катушки 4. Вторичная
обмотка индукционной ка-
тушки приставки соеди-
нена встречно с индук-
ционной катушкой 5 дат-
чика плотномера. Первич-
ные обмотки приставки
катушек датчика п вторич-
ного прибора включены
последовательно.
Сущность температур-
ной компенсации состоит
в том, что при увеличе-
нии или уменьшении тем-
пературы измеряемой сре-
ды уменьшается или уве-
личивается ее плотность,
при этом поплавок, а сле-
довательно, и плунжер в
индукционной катушке
датчика изменяют свое по-
ложение. На такую же ве-
личину изменяет положе-
ние и плунжер индукционной катушки приставки, а так как катуш-
ки включены встречно, то на выходе измерительной схемы плотно-
мера электрический сигнал будет отсутствовать и показание вто-
ричного прибора остается неизменным. При отклонении темпе-
246

ратуры продукта в датчике от принятой температуры, при кото-
рой проводят измерения, мостовая схема выходит из равновесия
и напряжение разбаланса подается па вход электронного усили-
теля ЭУ Усиленное напряжение разбаланса подводится к ревер-
сивному двигателю РД, который в зависимости от знака на-
пряжения разбаланса, определяемого направлением хода плун-
жера в индукционной катушке приставки, вращается в ту или
другую сторону. Реверсивный двигатель поворачивает профиль-
ную шайбу 1 и систему рычагов 2, которые перемещают плунжер 3
Рис. 4. 37. Принципиальная электромеханическая схема приставки для
компенсации температуры измеряемой среды.
внутри индукционной катушки 4. Величину хода плунжера
внутри индукционной катушки можно изменять соотношением
плеч рычагов 2. Приставка может быть настроена так, что плун-
жер приставки будет строго следовать за плунжером датчика,
причем только тогда, когда смещение плунжера датчика проис-
ходит вследствие изменения плотности, вызванного температурой.
Если же температура в датчике не изменяется, то и плунжер
приставки сохраняет свое положение.
В качестве вторичного прибора используется электронный
дифференциально-трансформаторный прибор типа ЭПИД, шкала
которого проградуирована в единицах плотности. Градуировка
прибора осуществляется по эталонным жидкостям. Влияние
скорости потока, протекающего через датчик плотномера, на
показание прибора проверялось на специальной циркуляцион-
ной установке. Опыты показали, что расход до 40 см3/сек на по-
казание прибора не влияет. Это условие справедливо для жид-
кости с вязкостью не более 1,8 см2/сек. При большей вязкости
скорость потока следует уменьшить, так как на поплавок уже
заметно действуют вязкостные силы.
Для надежной работы плотномера необходима весьма тонкая
очистка топлива от механических примесей.
247

Непрерывное определение плотности мазута, по-видимому,
можно осуществить и другими конструкциями плотномеров [27 ].
Измерение и автоматическое регулиро-
вание в я з к о с т и. В настоящее время контроль за вязкостью
осуществляется по температуре мазута, поступающего к форсун-
кам котлов. Вместе с тем тепловые электростанции, котельные и
печные установки получают мазуты различных марок, имеющие
разные вязкостно-температурные характеристики. В результате
не представляется возможным поддерживать вязкость мазута
перед распиливанием на определенном уровне, что понижает
экономические показатели сжигания топлива.
Для эффективного распиливания мазута необходимы вискози-
метры, позволяющие производить непрерывное измерение и авто-
матическое регулирование вязкости.
Обзор и анализ литературного материала показал, что для
непрерывной регистрации и автоматического регулирования вяз-
кости мазута перед форсунками с успехом могут быть использо-
ваны ротационные вискозиметры. В СССР автоматические регу-
ляторы вязкости в настоящее время не выпускаются, поэтому
нами был разработай ротационный вискозиметр с электромехани-
ческим датчиком [28].
Прибор основан на взаимодействии вязкостных сил, возникаю-
щих между коаксиальными цилиндрами, помещенными в жид-
кость, при вращении одного из них. В результате вязкого сопро-
тивления движение передается ведомому цилиндру, что исполь-
зуется в качестве импульса. При вращении одного нз коаксиаль-
ных цилиндров с угловой скоростью оз в вязкой жидкости крутя-
щий момент (и .и) определяется из уравнения
/ г2г2 \
М —- 4л h цш I а'1 V I ,	(4.19)
\ ’~2~rL }
где h — высота цилиндра, погруженного в жидкость, в м; р —
вязкость жидкости в н сек!м?\ ш — угловая скорость враще-
ния одного из цилиндров в рад!сек\ гъ и г2 — радиусы внутрен-
него и наружного цилиндров в м.
Уравнение (4. 19) можно переписать в виде:
М = Р -77
(4.20)
Г2~Г^
где К = hr2г2 — постоянная прибора.
При движении жидкости ведомый цилиндр поворачивается,
момент сил, обусловленный внутренним трением вращающейся
жидкости, уравновешивается силами подвеса или каким-либо
противодействующим внешним моментом сил.
Уравнения (4. 19) и (4. 20) справедливы при ламинарном дви-
жении (вращении) жидкости, находящейся между цилиндрами
248

в виде концентрических слоев. Критерии Рейнольдса для этого
случая определяется из выражения
ре = 0<ОГ1 (г2—п)
(4.21)
И
где Q — плотность в кг!м3.
По данным, приведенным в работе [29 ], в приборе, имеющем
г.2 = 146,30 мм и 71=143,98 мм, турбулентное движение устана-
вливается при Re=1900.
При меньших диаметрах и
больших длинах цилиндров
ламинарный режим сохра-
няется до Ве= 32 000. Прп
применении коротких цилин-
дров для уменьшения крае-
вых (концевых) эффектов
необходимо иметь малые зна-
чения критерия Рейнольдса.
Регулятор состоит из дат-
чика (рис. 4. 38) и вторич-
ного прибора. Устройство
датчика и принципиальная
электрическая схема вискози-
метра приведены па рис. 4. 39.
В стальном цилиндрическом
корпусе 1 (рис. 4. 39, а), рас-
считанном на высокое давле-
ние, размещены прямые ко-
аксиальные полые цилиндры
2 и 3. Двойной ведущий
ци типдр 2 укреплен на ша-
рикоподшипниках 6 и вра-'-^Рпс. 4. 38. Общий вид датчика виско-
щается от электродвигателя	зиметра.
ДАГ с постоянной угловой
скоростью. Вращение от электродвигателя передается при помощи
червячного редуктора и промежуточного валика 9. Угловая ско-
рость ведущего цилиндра 1,78 рад!сек. Промежуточный валик про-
ходит крышку 5 через сальниковое уплотнение и соединяется
с валиком редуктора эластичной муфтой. Ведомый цилиндр укре-
плен на осп 7, свободно вращающейся в агатовых или стальных
подпятниках 8. Подпятники размещены в скобе 4, которая обес-
печивает коаксиальную установку цилиндров.
Мазут подводится в датчик по трубке 16. Для гашения дина' п-
ческого напора струи и равномерного ввода продукта в датчик
установлен перфорированный щиток 11, а для уменьшения
запаздывания показаний и повышения чувствительности дат-
чика на ободе ведущего цилиндра закреплены направляющие
249

лопатки 10. Противодействующий внешний момент на ведомом ци-
линдре создается противовесом — маятником 13.
Отклонение ведомого цилиндра датчика передается па вто-
ричный прибор при помощи дифференциально-трансформаторного
устройства. Для этой цели к ведомому цилиндру подвешен желез-
ный сердечник 15, уравновешенный противовесом 12. Сердечник
перемещается по оси трубки 16, укрепленной в корпусе датчика.
Для предотвращения динамического воздействия потока па сер-
дечник установлен тонкостенный (6	0,1 мм) чехол 17 На
трубке 16 укреплена индукционная катушка 14 с первичной 18
(рис. 4. 39, б) и вторичной 19 обмотками. Такая же катушка
имеется и во вторичном приборе.
При среднем положении сердечника датчика напряжение
небаланса в цепи вторичных обмоток равно нулю; при перемеще-
нии его от среднего положения в цепи вторичных обмоток по-
является напряжение небаланса. Некомпенсированная часть на-
пряжения подается на электронный усилитель. На выходе уси-
лителя включена одна группа обмоток балансирного двигателя 20
250

23

вторичного прибора. Вторая группа обмоток питается от сети
переменного тока напряжением 127 в.
При вращении балансирный двигатель при помощи профиль-
ного кулачка 21 и рычагов 22, 23 перемещает сердечник в индук-
ционной катушке вторичного прибора до тех пор, пока его поло-
жение не будет соответствовать положению сердечника в катушке
датчика. При этом показывающая и записывающая стрелки уста-
навливаются на соответствующую отметку шкалы, а напряжение
Рис. 4. 40. Принципиальная схема включения прпбора
для непрерывного измерения и автоматического регули-
рования вязкости мазута.
I —подогреватель; 2 —диафрагма; з —датчик; 4 —вторичный
прибор регулятора; 5 — регулирующий клапан.
небаланса равно нулю. В качестве вторичного прибора исполь-
зуется электронный прибор ЭПИД.
Градуировка вискозиметра осуществляется при помощи жид-
кости с хорошо изученной зависимостью вязкости от температуры.
Пределы измерения регулируются изменением соотношений пла-
чей рычага 23 и перемещением одной из индукционных катушек.
Шкала может быть выполнена многопредельной. Максимально
допустимый расход топлива через датчик составляет 40—50 см?/сек.
Точность измерения вязкости ±1,5%.
При выборе конструктивных размеров цилиндров и угловой
скорости вращения ведущего цилиндра необходимо учитывать
уравнение (4. 21). Для описанного вискозиметра в диапазоне
измерения вязкости 1—6° ВУ критерий Re 25, что обеспечивает
устойчивый ламинарный режим движения жидкости между ци-
линдрами.
На рис. 4. 40 изображена принципиальная схема включения
прибора для автоматического регулирования вязкости мазута.
Для понижения вязкости до значения, при котором топливо эф-
фективно распиливается, мазут подогревается в теплообменнике.
252

13 качестве теплоносителя применяется насыщенный или слабо
перегретый пар из соответствующего отбора турбины.
На выходном топливопроводе теплообменника перед форсун-
ками установлена диафрагма, создающая перепад давлений, не-
обходимый для непрерывного протекания мазута по обводной липин
через датчик прибора. Импульс датчика передается на вторичный
прибор регулятора. При отклонении вязкости от заданной регу-
лятор воздействует на клапан, подача теплоносителя увеличи-
вается или уменьшается и соответственно изменяется подогрев
топлива, и заданная вязкость восстанавливается.
Опыт эксплуатации вискозиметров показал, что они работают
надежно при тщательной фильтрации мазута, поступающего
в датчик прибора.
Разработанные нами вискозиметры применяются на нефте-
маслозаводах для непрерывного измерения и регулирования
вязкости нефтепродуктов в потоке [30].
Вискозиметры, применяемые для измерения и регулирования
вязкости мазута на зарубежных электростанциях, описаны в ра-
боте [31].
Отбор средней пробы мазута. По ГОСТ 2517-52
средняя проба топлива из вертикальный и горизонтальных (с диа-
метром более 2500 мм) резервуаров составляется из проб мазута,
отбираемых с трех уровней:
а)	на 200 мм ниже поверхности взлива (верхний уровень);
б)	с середины высоты взлива (средний уровень);
в)	на 100 мм ниже обреза приемной трубы (нижний уровень).
Если приемная труба установлена на расстоянии менее 350 мм
от дна резервуара в качестве нижнего уровня принимают рас-
стояние 250 лип от дна резервуара *.
Для отбора пробы применяют пробоотборники, представляю-
щие металлический сосуд емкостью 1000 см3 с утяжеленным дном
п легко открывающейся на заданном уровне крышкой, или сте-
клянную бутылку в металлическом каркасе с пробкой, к которой
привязана бзчевка. Отобранные пробы смешивают в пропорциях,
указанных в табл. 4. 9.
Таблица 4.9
Отбор средней пробы мазута из вертикальных
и горизонтальных (D > 2500 мм) резервуаров
Уровень, с которого берут пробу	Количество частей, вводи- мых в среднюю пробу	
	вертикальный резервуар	горизонтальный резервуар (D > 2500 мм)
Верхний	1	1
Средний	3	6
Нижний	1	1
* Отбор средней пробы производят после спуска плп откачки воды.
253

Из четырехосных цистерн и горизонтальных резервуаров
с диаметром менее 2500 мм отбирают две пробы: одну на расстоя-
нии 200 мм от дна и другую на расстоянии от дна, равном одной
трети диаметра цистерны или резервуара. Из двухосных цистерн
отбирают одну пробу с уровня, расположенного от нижней обра-
зующей котла на расстоянии, равном одной трети диаметра ци-
стерны.
Рис. 4. 41. Сниженный пробоотборник типа ПСР-1.
Пробы мазута, поступающего по трубопроводу, отбираются
непрерывно из пробоотборного крана мазутопровода.
Изложенная методика отбора проб из резервуара связана с за-
тратой ручного труда и не обеспечивает достаточную точность
отбираемых проб.
Для механизации отбора проб из резервуаров можно исполь-
зовать сниженные пробоотборники типа ПСР-1, предназначенные
для отбора средней пробы из наземных вертикальных резервуа-
ров непосредственно с земли [27, 32 ], или ввести во внутрь ре-
зервуара на разные уровни несколько пробоотборных трубок.
Пробоотборник ПСР-1 (рис. 4. 41) представляет собой распо-
ложенную по высоте резервуара колонну пробоотборных 1 и
пневматических 4 труб, собранных при помощи клапанных уз-
лов 2. Клапанный узел состоит из тройника со штуцерами для
254

сборки пробоотборных и пневматических труб, сильфона 9 с кла-
паном 7 и нружиной 8. Верхняя часть пробоотборных труб за-
креплена в люке 3, а нижняя часть колонны проходит через
люк 5. Пробы отбираются через вентиль 6.
Для отбора пробы пневматическая трубка соединяется с трубо-
проводом сжатого воздуха, и под действием давления сильфоны от-
ключают пробоотборник от резервуара. После отбора пробыпневма-
тическая трубка соединяется с атмосферой, пружины сжимают
сильфоны и пробоотборник заполняется новой порцией топлива *.
Расстояние между клапанными узлами составляет 1 м, объем
пробы на 1 м длины пробоотборника равен 175 см3.
Если дл:я облегчения отбора средней пробы мазута в резер-
вуаре установлено несколько трубок на разной высоте с общим
коллектором, то перед отбором пробы коллектор и пробоотбор-
ные трубки необходимо предварительно освободить от оставшегося
в них топлива.
Для получения точной средней пробы мазута из трубопровода
ее количество должно быть пропорционально расходу топлива.
Такие пробоотборники получили широкое распространение за
рубежом [27 ].
В результате анализа средней пробы мазута определяют те-
плоту сгорания и другие физико-технические характеристики
топлива, от которых зависит к. п. д. котельных и печных агре-
гатов и некоторые особенности их эксплуатации (золовые отло-
жения, точка росы и др.) при сжигании мазута.
Для текущего контроля и автоматизации топливоподготовки,
топливоподачи и самого котельного агрегата, помимо непрерыв-
ного измерения объемного расхода, плотности и вязкости мазута,
необходимы автоматические анализаторы содержания воды, серы
и золы в топливе.
Непрерывное измерение количества воды в мазуте сравнительно
легко осуществимо при помощи приборов емкостного типа, исполь-
зующих зависимость диэлектрической постоянной мазута от
содержания воды [27, 33].
Автоматизация мазутного хозяйства. По-
вышение надежности работы и уменьшение численности персо-
нала, обслуживающего мазутное хозяйство, можно обеспечить
при централизации контроля и управления механизмами и ап-
паратурой мазутного хозяйства, а также автоматизации технологии
подготовки топлива к сжиганию.
Для централизации контроля и управления в мазутонасос-
ных ГРЭС и ТЭЦ большой мощности устанавливается щит упра-
влеипя. Кроме того, основные показатели работы топливопод-
готовки и топливоподачи (давление и вязкость мазута перед
форсунками, суммарный расход мазута, уровень и температура
* При продолжительном хранении мазута в резервуаре необходимо
вначале освободить пробоотборник от оставшегося в нем топлива.
255

топлива в резервуарах) выносятся на тепловой щит блока или
главный щит станции. В проектах промышленных ТЭЦ мощностью
до 50 Мет и растопочном мазутном хозяйстве пылеугольных ГРЭС
и ТЭЦ установка щита управления в мазутонасосной не преду-
смотрена, а контроль и управление производятся в зависимости
от местных условий с теплового щита котельной, щита топливо-
подачи или пункта управления дежурного по мазутному хозяйству.
Со щита управления осуществляются пуск и остановка пере-
качивающих насосов и насосов первого и второго подъема, пере-
ключение резервуаров, подогревателей и трубопроводов системы
циркуляционного подогрева, дистанционное управление серво-
двигателями регуляторов температуры подогрева мазута в резерву-
арах, давления во всасывающих коллекторах насосов второго
подъема, вязкости мазута после подогревателей и контроль за
уровнем и температурой мазута в приемной емкости и резервуа-
рах, а также контроль вязкости мазута и давления в напорных
коллекторах насосов второго подъема. Кроме того, необходимо
предусмотреть контроль за температурой подшипников насосов.
Автоматизация мазутного хозяйства предусматривает авто-
матическое включение резервных насосов первого и второго
подъема при понижении давления в напорных мазутопроводах
или аварийном отключении основных насосов (например, в ре-
зультате работы защиты от понижения напряжения, или повыше-
ния температуры подшипников), автоматическое включение и
выключение перекачивающих насосов в зависимости от уровня
мазута в приемной емкости.
Существенным тормозом для осуществления комплексной
автоматизации мазутного хозяйства является отсутствие серий-
ного производства анализаторов качества (вискозиметров,
плотномеров и др.), а также малый выпуск быстродействующей
запорной и регулирующей арматуры [21 ]. Этим, видимо, можно
объяснить низкий уровень автоматизации мазутного хозяйства
многих электростанций.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Г е л л е р 3. И. К вопросу о выборе типа подогревателя для высоко-
вязких топлив. Теплоэнергетика, № 5, 1959.
2.	Г е л лер 3. И., А ш и х м и п В. И. Измерение расхода мазута
сдвоенной диафрагмой. Теплоэнергетика, № 12, 1962.
3.	Я к о д и п А. И. Копденсацпопное хозяйство промышленных пред-
приятий. Госэнергоиздат, 1952.
4.	II е т у х о в Б. С. и Краснощеков Е. А. Исследование
теплоотдачи при вязкостном режиме течения жидкости в прямоугольных и
круглых трубах. Изв. АН СССР, ОТН, № 6, 1953.
5.	Петухов В. С. Расчет теплообмена и гидравлического сопро-
тивления при ламинарном течении жидкости переменной вязкости в пло-
ском канале. Теплоэнергетика, № 7, 1954.
6.	Петухов Б. С., Краснощеков Е. А., Нольде Л. Д.
Теплообмен при вязкостном движении жидкости в трубах и каналах. Тепло-
энергетика, № 12, 1956.
256

7.	Sider E. N. and Tate G. E. Heat transfer and pressure drop
of liguid in tubes. Industrial and Engineering Chemistry, v. 28, N 12, 1936.
8.	Михеев M. А. Основы теплопередачи. Госэнергопздат, 1956.
9.	S u 1 1 i v a n S. L. and Holl C. D. Double pipe heat exchangers.
Industrial and Engineering Chemistry, v. 53, N 4, 1961.
10.	Андрющенко А. И. Регенерация тепла паровым подогревом
топлива и воздуха. Теплоэнергетика, № 3, 1956.
11.	Теплообменники «труба в трубе». Н382-56. б. МНП, 1956.
12.	Плотницкая А. Б. Экспериментальное сопоставление эффек-
тивности ребристых и гладкотрубных теплообменников «труба в трубе» при
работе на жидких нефтяных средах. Химическое машиностроение, №1,1961.
13.	Моющие препараты МЛ. Листовка ВДНХ СССР, ГОСИНТИ, 1962.
14.	В a t t i s t e 1 1 a H. F., Powell J. L., Y e a k e у R. A. and
licnstein S. Abrasive cleaning of shell and tube heat exchangers. Indu-
strial and Engineering Chemistry, v. 52, № 12, 1960.
15.	Нерсесян Г. H. Мазутное хозяйство мощных тепловых элек-
тростанций. Электрические станции, № 7, 1962.
16.	Г е л л е р 3. И. К вопросу о мазутном хозяйстве тепловых элек-
тростанций. Теплоэнергетика, № 6, 1963.
17.	Геллер 3. И.. Циркуляционный подогрев высоковязких топлив
в резервуарах. Теплоэнергетика, Д'» 12, 1958.
18.	Типовой проект мазутного хозяйства для ГРЭС с резервуарами
5000 № и железнодорожным сливом. Теплоэлектропроект, 1961.
19.	Типовой проект мазутного хозяйства для ТЭЦ с резервуарами
5000 м3 и приемом по трубопроводу. Теплоэлектропроект, 1961.
20.	Геллер 3. И. Мазутное хозяйство электростанций. Электриче-
ские станции, № 7, 1958.
21.	Г е л л е р 3. И. Всесоюзное совещание по обмену опытом эксплу-
атации мазутного хозяйства электростанций. Электрические станции, №5,1963.
22.	Д в о р е ц к и й А. И. Номограмма для определения температуры
подогрева мазута. Электрические станции, № 9, 1957.
23.	Оборудование для учета мазута. Промышленная энергетика, № 2
3, 1962.
24.	Топерверх Н. П., Шерман М. Я. Теплотехнические изме-
рительные п регулирующие приборы на металлургических заводах. Метал-
лургиздат, 1956.
25.	Г е л л е р 3. И., Р асто рг у ев Ю. Л., С у д а к о в П. Е.,
Лит им и р о в М. Я. Автоматический плотномер для потока конструк-
ции ГНИ. Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, № 2, 1962.
26.	Гел л е р 3. И., Расторгуев 10. Л., Судаков И. Е.
Приставка для компенсации температурных колебаний измеряемой среды
к приборам с дифференциально-трансформаторными схемами. Химия и тех-
нология топлив и масел, № 12, 1961.
27.	Певзнер В. Б. Приборы контроля и автоматики в резервуар-
ных парках для нефти и нефтепродуктов. ГОСИИТИ, 1960.
28.	Г е л л е р 3. И. и Судаков II. Е. Автоматический регуля-
тор вязкости нефтепродуктов в потоке. Передовой научно-технический и
производственный опыт, Теплосиловые установки п тепловые сети, тема 24.
Филиал ВИНИТИ, 1957.
29.	Ф у к с Г. Н. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. Гостоптех-
издат, 1951.
30.	Г е л л е р 3. И., С у д а к о в П. Е., Расторгуев Ю. Л.
Измерение и регулирование вязкости нефтепродуктов в потоке. Химия и
технология топлив и масел, № 3, 1959.
31.	G о 11 i n G. I. Oil firing for large boilers. Electrical Power Engi-
neering, v. 39, N 12, 1957; v. 40, N 1, 1958.
32.	Титков В. И. Справочник по оборудованию нефтебаз. Гостои-
техиздат, 1959.
33.	Г а и ц е в и ч И. Б., Ремнев В. Ф. Анализатор содержания
воды в нефти. Химия и технология топлив и масе: № 3, 1959.
. Ге: лер.

ГЛАВА ПЯТАЯ
РАСПЫЛИВАНИЕ И ГОРЕНИЕ ЖИДКОГО ТОПЛИВА
5. 1. Назначение распылителей и их классификация
Для эффективного сжигания жидкого топлива в топочной
камере необходимо тонкое его измельчение, быстрое и совершен-
ное смешение топлива с воздухом с целью образования одно-
родной горючей смеси. Чем мельче диспергировано топливо, том
больше его свободная поверхность. Так, при распиливании капли
объемом 1 см3 (d = 1,24 см) суммарная поверхность распыла, со-
держащего фракции от 0,5 до 500 мкм, составляет в среднем около
1200 см2, т. е. увеличивается по сравнению с первоначальной по-
верхностью в 250 раз. При монодисперсном распиливании капли
до фракций размером 124 мкм поверхность распыла — 483 см2 [1 ].
Тонкое распиливание и большая свободная поверхность
топлива сокращают время, потребное для тепло- и массообмен-
ных процессов, регулирующих испарение капель, уменьшая пред-
пламенную зону факела. Одновременно ускоряются термохими-
ческие процессы газификации твердых коксовых остатков капель.
Если дополнительно рассмотреть последующие стадии процесса
горения (газификацию паров, пирогепстическое разложение, са-
мое горение), можно заключить, что тонкое распиливание топ-
лива при хорошо организованном смешении его с воздухом и
надлежащих температурных условиях в топке, уменьшая общую
продолжительность процесса горения и длину факела, позволяет
обеспечить полное выгорание топлива за короткое время в огра-
ниченных габаритах топочных камер.
Для распиливания топлива применяют механические, паро-
вые, пневматические и комбинированные распылители (фор-
сунки) *
Механические распылители можно разделить на струйные,
вихревые (центробежные) п ротационные. В струйных распылите-
лях для диспергирования используется перепад давлений ла
форсунке, в центробежных — перепад давлений на форсунке и
Акустические распылители не получили широкого распространения
книге не рассматриваются.
258

центробежный эффект, развиваемый в вихревой камере за счет
тангенциального подвода или крутки потока топлива при помощи
винтовых завихрителей. В ротационных форсунках диспергиро-
вание является результатом вращения распиливающих устройств
и динамического воздействия потока воздуха.
В паровых и пневматических форсунках распиливание обу-
словлено взаимодействием высокоскоростного газового потока
со струей топлива. При этом в качестве распиливающей среды
применяют водяной пар или воздух, а иногда совместно пар и
воздух. По перепаду давления распиливающей среды форсунки
могут быть высокого, среднего и низкого давления, а по характеру
движения распиливающей среды — струйными и вихревыми.
В форсунках высокого давления для распиливания топлива
применяется пар с избыточным давлением 0,3—2,5 Мн/м2 или
воздух с избыточным давлением 0,3—0,9 Мн!м2. Удельный рас-
ход пара 0,3—0,6 кг/кг, а расход сжатого воздуха 0,4—1,3 .ч3 кг *,
что составляет 4—12% от потребного количества воздуха для
полного сгорания топлива. В форсунках среднего давления
для распиливания топлива используется сжатый воздух или пар
с давлением 0,12—0,18 Мн!м2. Расход сжатого воздуха или пара
в этих форсунках несколько выше, чем в форсунках высокого
давления. Конструктивно форсунки среднего давления мало
отличаются от форсунок высокого давления. В форсунках низ-
кого давления или вентиляторных для распиливания применяется
воздух с давлением 2—8 кн!м2. При этом в качестве распилива-
ющей среды используется от 25 до 100% воздуха, необходимого
для полного сгорания.
В комбинированных распылителях применяется сравнительно
невысокий перепад давления топлива на форсунке и для лучшего
диспергирования используется дополнительно энергия пара или
сжатого воздуха.
Форсунки, как органы смесеобразования, должны обеспечи-
вать определенную тонкость распиливания, соответствующее
распределение капель в факеле распила и его форму. Кроме того,
они должны обладать также рядом эксплуатационных качеств:
допускать регулирование расхода топлива в возможно более
широком диапазоне без ухудшения качества распыла, макси-
мально использовать энергию распиливающей среды, т. е. быть
достаточно экономичными, простыми по конструкции и падеж-
ными в эксплуатации.
Для распиливания мазута в котельных установках средней и
большой мощности преимущественно применяют центробежные
механические форсунки. В последнее время за рубежом получили
также распространение ротационные и комбинированные фор-
сунки. J3 котлах малой мощности и печах технологических уста-
* Объем при нормальных физических условиях.
17*
259

ловок нефтезаводов применяют обычно паровые и комбинирован-
ные форсунки, а в ряде случаев также вентиляторные и ротацион-
ные форсунки.
5. 2. Распад струи, дробление капель, распыливание
При истечении жидкости из сопла или отверстия распылителя
ца поверхности струи в результате начальных возмущений воз-
никают колебания с различными частотами. Некоторые колеба-
ния неустойчивы и, возрастая по амплитуде, ведут к распаду
струи на капли.
Начальные возмущения зависят от режима и формы организа-
ции движения потока в распылителе, состояния поверхности и
эллиптичности сопла, вибрации распылителя, изменения физиче-
ских свойств топлива (плотности, вязкости, содержания механи-
ческих примесей) в процессе распиливания, пульсации давле-
ния и других факторов.
При взаимодействии вытекающей струи с окружающей средой
на ее поверхность накладываются дополнительно внешние воз-
мущения, характер которых определяется относительной ско-
ростью, поверхностным натяжением, вязкостью и плотностью
струи, а также вязкостью и плотностью газа.
Формирование капель при разрыве струи и последующее
дробление их зависят как от физических свойств жидкости и окру-
жающей среды, так и от условий истечения (скорости, диаметра
сопла, степени закрутки потока и др.).
Таким образом, вся совокупность процессов распиливания
топлива определяется начальными возмущениями, условиями
организации истечения из распылителя, физическими свойствами
жидкости и окружающей среды.
На рис. 5. 1 приведены фотографии топливных струй на од-
ном и том же расстоянии от распылителя (непосредственно у устья
сопла) по Д. У Ли и Р. Спенсеру [2] при впрыскивании топлива
в вакуум. Из фотографий следует, что процесс распада струи в этих
условиях в значительной мере определяется ее турбулентностью.
Увеличение критерия Рейнольдса струи приводит к большему
распаду.
Для иллюстрации влияния эллиптичности отверстия на про-
цесс формирования колебаний струи на рис. 5. 2 изображена кар-
тина пульсаций струи, полученная в опытах В. И. Блинова и
Е. Л. Файнберга [3 ] при истечении воды из эллиптичного от-
верстия в атмосферу. На струе наблюдаются два рода волн. Волны,
возникающие у основания струи, постепенно затухают по мере
удаления от отверстия. Затем начинают развиваться волны не-
устойчивых колебаний с возрастающей амплитудой, которые и
приводят к разрыву струи.
При вытекании жидкости из сопла круглой формы наблю-
даются следующие виды распада струй. При очень малой скорости
260

вытекания, когда влиянием окружающей среды можно пренебречь,
непосредственно у выходного отверстия сопла образуется капля
Рис. 5. 1. Влияние турбулентности струи на ее распад.
dc = 0,5 лш; вязкость топлива 10 лш-сек/ии.2 при 22° С, абсолютное да-
вление 127 н/ж®; число Рейнольдса струи: а — 1500; б —2600; в — 3500;
г — 7000.
Рис. 5. 2. Общий вид струи, вытекающей из эллиптического от-
верстия.
(рис. О. 3. а). Процесс формирования капли совершается под
действием сил тяжести и поверхностного натяжения. Начальные
возмущения обусловливают пульсацию поверхности, и при диа-
261

метре капли, примерно равном 1.9 диаметра сопла, происходит
ее отрыв [4].
При постепенном увеличении скорости жидкость вытекает
в виде сплошной струи. Под воздействием начальных возму-
щений и сил поверхностного натяжения на поверхности струи
возникают вращательно-симметричные (осесимметричные) колеба-
а
ния, сильно деформирующие
струю (рис. 5. 3, б) и приво-
дящие, в конце концов, к ее
Рис. 3. Стадии распада струи.
а — распад струи с образованием капель у
устья сопла; б — распад струи при малой ско-
рости истечения п результате вращательно-
симметричных (осесимметричных) колебаний
(без учета динамического воздействия среды);
п — распад струи при вращательно-симмет-
ричных колебаниях с учетом динамического
воздействия среды; г — распад струи в ре-
зультате волнообразных (винтосиммстричных)
колебаний.
распаду.
Этот вид неустойчивости
струй был теоретически ис-
следован Д. В. Релеем [5].
При истечении струи иде-
альной жидкости в вакуум
или в атмосферу с весьма ма-
лой скоростью, когда влия-
ние окружающей’среды мож-
но не учитывать, возмуще-
ния, имеющие длину волны
более л d (d — диаметр струи),
будут возрастать, причем ко-
лебания с длиной волны
примерно | 2л d будут воз-
растать быстрее других коле-
баний, что приведет к распа-
ду струи на капли одинако-
вого диаметра.
Диаметр капель, рассчи-
танный по теория Д. В. Ре-
лея, хорошо согласуется с
опытными данными, ^полу-
ченными при истечении
струй из отверстии с очень
малыми скоростями. Впо-
следствии Д. В. Релей распространил теорию на распад вязкой
струи, при этом вязкостные силы приводят к понижению ско-
рости роста возмущений.
Длина сплошной части струи при истечении маловязкой жид-
кости (рис. 5. 4, участок Z), по А. Генлейну [6], определяется по
формуле
L — Cwd^,	(5.1)
где w — скорость истечения в м!сек\ de — диаметр сопла в лц
С — коэффициент, величина которого зависит от физических
свойств жидкости и начальных возмущений.
При истечении вязких жидкостей длина сплошной части струи
меныпей степени зависит от диаметра сопла. По А. Генлейну,
262

Л пропорциональна d^’1 1'“, по К. Веберу [7 ] — пропорцио-
нальна de-
Опыты А. Генлейна и теоретическое рассмотрение распада
струй, проведенное К. Вебером, показали, что отношение опти-
мальной длины волны (т. е. длины волны, приводящей к распаду
струи) к ее диаметру с увеличением вязкости возрастает по выра-
жению
(5-2)
Рис. 5. 4. Зависимость длины сплошной
части струи воды от скорости истечения
№с - : 0,51 .мл).
Г — длина сплошной Части струи при вращатель-
но-симметричных колебаниях без учета динами-
ческого возд| йстви среды; II — то же, с учетом
динамического воздействия среды; III — jt же,
при в) втосимметричных колебаниях.
возмущения, обусловленные взаимодей-
где р. — коэффициент ди-
намической вязкости в
н- сек/'лг2; р — плотность в
кг/м9, <з — коэффициент
поверхностного натяжения
в н/м.
Одновременно увели-
чивается и длина сплош-
ной части струи Так, при
истечении воды (v=
: 1 льи2/сек) и глицерина
(т- 75 мм2/сек) из сопла
диаметром 0,5 мм со ско-
ростью 3,5 м/сек длина
сплошной части струи
была равна соответственно
б и 80 см.
При повышении скоро-
сти истечения на пульса-
цию струи накладываются
ствием струп с окружающей атмосферой- Это приводит к увеличению
деформации струи (см. рис. 5. 3, в) и уменьшению отношения .
Гак, при скорости истечения воды 15 м/сек ^-- = 2,8, вместо |/2л
по Д. В. Редею, без учета воздействия окружающей среды. Длина
сплошной части струп при j величспии скорости вначале несколько
возрастает, а затем быстро падает (см. рис. 5. А, участок Л).
Дальнейшее увеличение скорости истечения приводит к воз-
никновению волнообразных (впнтосимметричпы•:) колебаний струи
(см. рис. 5. 3, г). Такой вид колебании особенно четко наблю-
дается при струйном истечении вязких жидкостей. По экспери-
мент; льным данным [6 ], при диаметре соп га 1 гки распад струи
ь результате виптоснммстричных колебании наступает при ско-
рости истечения воды 24 м сек.
Увеличение скорости истечения вначале увеличивает длину
си.цошной части струи (рис. 5. i, участок ///), а затем под дей-
ствием все возрастающего сопротивления среды длина струи
263

уменьшается. и, в конце концов, при определенной скорости
наблюдается распад струи вблизи выходного сечения сопла (рас-
пиливание). В опытах [6] прп dt- 1,04 мм распиливание воды
наступало при скорости 40 мУсек.
Скорость, прп которой совершается переход от винтосиммет-
ричпых колебаний к режиму распыла, определяется из формулы
У. В. Онезорга
----Ц- - 2000 (—М Т .	(5. 3)
«те d)2
Л. Ц. Мерингтон и Е. Г. Ричардсон [8] отмечают, что очень
вязкие жидкости распадаются при значительно меньших скоро-
стях. На рис. 5. 5 приведена номограмма, по которой может быть
определен характер распада струй в зависимости от числа Рей-
нольдса и безразмерного комплекса z =--------—. Область I со-
(ар</с) 2
ответствует распаду в результате вращательно-симметричных
колебаний струи, область II — в результате винтосимметричных
колебаний, а область III отвечает распиливанию.
Дальнейшая разработка
теорий распада струй иде-
альной жидкости дана в ис-
следованиях Г. И. Петрова
и Г. Д. Г Калининой [9],
Ю. М. Шехтмапа [10 ], а
Рис. 5. 5. Номо;рамма д 1я определения
области распада струй в зависимости
от критерия Рейнольдса и безразмер-
ного комплекса
также А. С. Лышевского
[11, 12].
В. А. Бородин и Ю. Ф. Ди-
тякин [13], рассматривая
идеализированную картину
распада вязкой струи, пока-
зали, что на поверхности раз-
дела возможно появление
нескольких пеустойчпвых
капиллярных волн. В ре-
зультате распада шнуров,
оторвавшихся от поверх-
ности волн, образуются кап-
ли различных размеров.
Распад вязких струй рассмо-
трен также в работах [11,12].
(со dc)2
В процессе распада струй на какай, дви/кущиеся в газовом
или воздушном потоках, действуют вязкостные силы, спль по-
верхностного натяжения, сопротивления среды к тяжести. При
скоростях капель, с которыми приходится встречаться в процес-
сах распиливания, гравитационными силами по сравнению с аэро-
264

динамическим давлением потока можно пренебречь. При движе-
нми капель происходит их деформация в результате взаимодей-
ствия динамического давления потока и внутренних сил сопро-
тивления, обусловленных поверхностным натяжением и вяз-
костью жидкости. При этом, если в процессе деформации не будет
достигнуто равновесие между внутренними и внешними си-
ними, то деформация капли продолжится вплоть до ее раз-
рыва.
Па рис. 5. 6 приведены фотографии различных стадии дефор-
мации капли воды при ее дроблении, полученных В. Р. Лейли [4].
О I Z НМ
bin li । iiii.LhuiJ
Рис. 5. 6. Деформация капли воды при ее дроблении.
О
На первой стации деформация приводит к сплющиванию капли
в направлении, перпендикулярном к скорости потока. Затем
образуется кольцо с пленкой небольшой толщины. Пленка вытя-
гивается в «мешок» с тонком оболочкой, которая разрывается,
образуя ливень весьма мелких капель. Дальнейшая деформация
кольца обусловливает его разрыв на более крупные капли. В опы-
тах В. Р. Ленни разрушение капель диаметром 2.6 мм наступало
при минимальной скорости воздуха 22,8 м/сек.
Аналитическое решение вопроса о дроблении капель в про-
цессе их деформации затруднено тем, что пульсация капли при
деформации приводит к изменению картины распределения давле-
ний по ее поверхности.
По X. Трибнигу [14] и Л. К. Рамзину [15], размер капель
определяется соотношением сил поверхностного натяжения и со-
противления потока. При этом в работах [14, 15] принято, что
капля в потоке сохраняет шаровую форму, а коэффициент
сопротивления ф прп расчете размера капли можно принять
265

неизменным. По Л. К. Рамзипу, радиус капли определяется из
уравнения
фу U'2	'	'
где ф —0,4.
В действительных условиях, как это с кедует пз графика
приведенного па рис. 5. 7. коэффициент сопротивления шара заЛн-
Рис. 5. 7. Зависимость коэффициента сопротивления
шара от числа Рейно шдса.
сит от характера движения потока. С достаточней! точностью при
Re < 2
Ф - “1- '	(5- 5)
В интервале значении Re 2 л-500
ф 0,4 -	.	(5.6)
В автомодельной области (Re — 5 - 102-ь 1  105)
Ф 0,45-ь 0,50.	(5.7)
Необходимо, однако, отметить, что дальнейшее уточнение
уравнения (5. 4), т. е. определение аэродинамических давлений
с учетом действительных значений ф для шара, вряд ли имеет
смыс л, так как в теориях [14, 15 ] не учитываются вязкость ка-
пель и деформация их, изменяющие всю картину распада капель.
Изучая условия дроб ления капель в газовом потоке, М. С. Ве-
лынский [16, 17 I показал, что разрыв капли определенного диа-
метра dB под дейстыиелг аэродинамического давления начинается
прп определенной скорости потока и. Д 1я малсвязких жидкостей
266

и.тияпие потока па распад капли определяется критерием дробле-
ния
2 ,
О и г."
D — ^р— .	(5. 8)
Интервал развития неустойчивости капель
(5.9)
При скоростях ?ркр, соответствующих нижнему пределу пе-
сстойчмвости (D 10,7), капля распадается на две почти равные
части м, кроме того, образуются мельчайшие капли. При скоро-
стях ггкр. которые отвечают верхнему пределу неустойчивости
(D -14), капля распиливается на множество мелких капелек
неодинакового размера. Опыты проводились с каплями dH 2 мм
в диапазоне чисел Рейнольдса 1700 < ReI;p < 8500*.
Для капель с dn <С 2 мм критерии дробления возрастает
с уменьшением размера капель. Однако, если под скоростью w по-
н [мать скорость капли относительно потока в критической стадии
реформации (т. е. когда поверхность капли становится неустой-
чивой при малых возмущениях), то критерий дробления и пптер
вал развития неустойчивости (D 10,7; 14) являются универсаль-
ными для капель всех размеров.
Как показано в работах [16, 17 1, для каждой жидкости суще-
ствует предельный диаметр капли (drain), устойчивый в потоке
любой скорости. Так, для воды при Г) =10,7 tZInjn^45 мкм.
По 1агая, что вторичное дробление происходит тогда, когда
аэродинамическое давление среды превышает инерционные силы
на определенную величину, Г. Лпттай 118] предложил уравнение
—-----— We - const,
о 2q0
(5.10)
где We w -----------критерии Вебера по [18]; Qo — плотность
окружающей среды.
Ио экспериментальным данным Ц. Ц. Мпссе [19], А. Ц. Мер-
рпигтона и Е. Г. Ричардсона [8] и др., вторичное дробление на-
чинается при WeI;p 6,20 ж 6,35. Это значение соответствует
величине критерия дробления D--=^v, т. е. олизко к нижнему пре-
делу устойчивости по И. С. Волынскому. Опыты [19] показали,
что с увеличением вязкости критерий дробления возрастает про-
порционально р0,08.
* Не, р
26 7

Анализ работ по распаду струй показывает, что с повышением
скорости истечения количество неустойчивых колебаний с воз-
растающей амплитудой быстро увеличивается. При скоростях,
характерных для процесса распыливания на поверхности струи,
появляется бесконечно большое количество неустойчивых
волн [20 J, определяющих спектр капель (фракционный состав
распыла).
Для определения мелкости распыливания и распределения
капель по классам (фракционного состава распыла) предлагалось
использовать некоторые закономерности теории турбулентности.
В. Я. Натанзон [21 ] полагал, что единственной причиной распада
струй, когда влиянием противодавления можно пренебречь,
является ее турбулентность. В работах А. С. Лышевского [11, 12)
предполагается аналогия процесса распыливания с закономер-
ностями свободной турбулентной струи переменной плотности.
И. Е. Ульянов [22] предложил механизм внутриканального
распада струи в форсунке, обусловливая его срывом кавитацион-
ных каверн потоком жидкости. И. И. Новиков [23] па основании
некоторых энергетических соображений дал уравнение для опре-
деления размера частиц. Эти теории неполностью отражают всю
совокупность явлений, определяющих распиливание, и исполь-
зовать их для расчета фракционного состава распыла в настоящее
время затруднительно.
В связи с изложенным фракционный состав распыла опреде-
ляют экспериментально, а для обобщения экспериментальных
данных результаты опытов представляют в критериальной форме,
используя теории подобия или размерностей.
5. 3. Методы исследования мелкости распыливания
и обобщение опытных данных по фракционному составу
Экспериментальные методы, применяемые для исследования
мелкости распыливания, можно подразделить на три группы.
К первой относятся прямые методы, когда дисперсность распили-
вания определяется непосредственно из опыта путем измерения
размеров капель. Ко второй — косвенные методы, прп которых
измеряются сопутствующие параметры, связанные с размерами
капель той или иной закономерностью. Третья группа включает
комбинированные методы, т. е. сочетания прямых п косвенных
методов.
Наибольший интерес представляют методы первой группы.
К ним относятся методы улавливания капель на пла-
стинку, фотографические, замораживания капель и «парафино-
вый».
Улавливание капель распыленного топлива на пластинку,
покрытую слоем сажи, — один из наиболее распространенных
способов определения мелкости распыливания. Этот метод был
предложен, по-видимому, Ф. Хейсер и Г. М. Штробль [24]. Пла-
268

стмнка покрывается слоем сажи* и напыленной на нее окисью
магния. Капли, попавшие на пластинку, разрушают слой окиси
магния и оставляют в слое сайда кратер, по диаметру которого
судят о размере капли. Пластинку с отпечатками обычно фото-
графируют и по микрофотографиям отдельных участков опре-
деляют размеры фракций. Чтобы не было наложений отпечатков
капе. ь. топливо впрыскивают через специальный затвор, отсе-
кающий струю на неподвижную пластинку, или применяют
устройства, обеспечивающие движение пластинки.
Этот метод получил широкое распространение благодаря
своей простоте и наглядности измерений. Вместе с тем он не позво-
ляет определить очень мелкие капли [25 ] и отличается большой
трудоемкостью, так как для объективной оценки мелкости распы-
швання необходимы данные измерений отпечатков, по крайней
мере, нескольких десятков тысяч капель. При применении уст-
ройств для автоматического счета капель и их сортировки по
классам [26, 27 ] обработка опытных данных упрощается и точ-
ность метода возрастает.
Соответствие отпечатков размерам капель и дробление капель
при ударе о пластинку в значительной мере определяются тол-
щиной стоя сажистого покрытия, скоростью и размером капель.
Эти вопросы исследованы в ряде работ. По данным Г. Д. Сала-
мандра и И. М. Набоко [28], при толщине слоя сажи меньше
диаметра капли диаметр капли d1 и диаметр отпечатка d связаны
зависимостью
,	2_
-^-=0,77 We5,	(5-11)
где We ~ ~~~------ критерий Вебера; Q — плотность жидкости
капли; о — коэффициент поверхностного натяжения жидкости
относительно воздуха; ы — скорость капли перед соударением.
В иммерсионном методе капли улавливают при помощи зон-
дов (ячеек) с иммерсионной жидкостью. Эта жидкость не должна
смешиваться с каплями, должна препятствовать их слиянию и
обеспечивать устойчивость капельно-жидкого состояния. В ка-
честве иммерсионной жидкости используют глицерин, касторовое
масло, жидкое стекло и др Обрабатывают пробы обычно так же,
как и прп улавливании капель на пластинку с сажей, т. е. путем
подсчета числа капель и их размеров по микрофотогра-
фиям [29,30] или под микроскопом с автоматической сортиров-
кой капель по классам [311. В некоторых работах для лучшего
сохранения капель их перед обработкой замораживают [311. При
работе на воде для получения четких фотографий воду предвари-
тельно окрашивают [30 ].
в Хорошие результаты дают сажи бензина или керосина.
2G9

Иммерсионный метод имеет те же недостатки, что и метод
улавливания на сажу, т. е. он весьма трудоемок (без применения
автоматических устройств для счета и классификации капель),
и, кроме того, вследствие воздействия зонда па распыленный
факел невозможно уловить капли менее 5 мкм и значительное
число капель мельче 20 лси.и. Для улавливания мелких капель
па иммерсионный слой Е. Клейн [31] применил новый метод,
который заключается центрифугировании потока, несущего
капли.
Для определения картины распада струй, дробления капель
и мелкости распыливапия широкое применение получили фото-
графические методы исследования (макро- и микрофотографиро-
вание и кииематографирование). Они применялись в рабо-
тах [16, 20, 26, 32 | и многих других. Р, Клинг [33] и Р Д. Ии-
гебо [34] применили микрофотографирование для исследования
процесса горения распыленного факела в камере сгорания.
Серьезным преимуществом фотографических методов по сравне-
нию с ранее рассмотренными является отсутствие возмущений
факела измерительными устройствами. Вместо с тем они тре-
буют сложную и дорогую аппаратуру и, кроме того, для
получения рельефных картин распределения капель по глубине
необходимо многократное фотографирование. Для уменьшения
трудоемкости обработки микрофотографий применяют автома-
тические устройства со скоростью счета 1000 и более капель
в минуту [35].
Метод замораживания капель *, осуществленный Д. П. Лонг-
веллом [37 ], заключается в том, что распыленная жидкость попа-
дает в сосуд, заполненный хладоагентом, где капли затвердевают.
После сбора замороженных капель они могут быть подвергнуты
ситовому или седпментометрическому анализу. В последнем слу-
чае регистрируется зависимость показаний весов по времени и
определяется фракционный состав распыла [38] с помощью
формулы Стокса. Этот метод, помимо автора [37 ], использовал
X. Ц. Хоттель [4] при исследовании процесса распыливапия
тяжелой нефти. Недостаток метода — возможность растаивания
капель при анализе, а также образование «шуги», затрудняющей
анализ.
Больший интерес представляет способ замены распиливаемой
жидкости моделирующим веществом. Сущность этого метода
заключается в том, что процесс распыливапия исследуется не па
реальном топливе, а на моделирующем веществе, которое путем
подогрева переводится из твердого состояния в жидкое. После
распиливания капельки такого вещества в полете затвердевают,
и потому для исследования фракционного состава распыла можно
* О возможности использования метопа замораживания капель для
анализа процесса распыливания впервые указано в работе И. О. Замазия
и С. И. Сыркина [36].
270

использовать ситовый анализ. Применение ситового анализа
позволяет классифицировать миллионы частиц с небольшой
затратой времени, что существенно расширяет возможности
объективной оценки качества распиливания.
Впервые этот метод применил в работе Д. Р. Джойс [39] с ис-
пользованием в качестве моделирующего вещества парафина.
Г АГ. Тернер и Р. В. Маултон [40] при исследовании распределе-
ния капель центробежными форсунками в качестве моделирующего
вещества использовали бензойную кислоту и бетанафтол.
При выборе вещества для моделирования процесса распылива-
ния необходимо, чтобы физические свойства его (вязкость,
поверхностное натяжение и плотность), определяющие при прочих
неизменных условиях эффективность распыливания, соответство-
вали свойствам топлива.
Необходимо, однако, учитывать, что вязкость, поверхностное
натяжение и плотность не в равной мере влияют на эффективност!>
распиливания, и интервалы изменения этих параметров для
нефтепродуктов, применяемых в качестве топлива, так же как
л зависимость их от температуры, различны.
Поверхностное натяжение и плотность различных марок мазу-
тов и крекинг-остатков сравнительно мало отличаются. Например,
при температуре 50° С поверхностное натяжение тяжелых кре-
кинг-остатков с вязкостью, равной 202; 77,1; 65,5; 36,3; 32,5;
14 и 9,2 см?!сек составляет соответственно 38,4; 36,1; 35,5; 35,8;
35,2; 35 н 34,7 мн‘м [41 ]. Для маловязкпх мазутов с v50=5,9 и
2.3 см*1сек поверхностное натяжение при этой температуре равно
32,3 и 32,8 мн!м [42 J.
Таким образом, максимальное отклонение в величине поверх-
ностного натяжения не превышает 15,7%. При повышении темпе-
ратуры на 30°С (в интервале температур 50—120°С) поверхно-
стное натяжение понижается на 4—7%.
Для рассматриваемых крекинг-остатков плотность при 50° С
составляет 1044, 1030, 993, 990, 1017, 988 и 985 кг/л3, а для мазу-
тов — 984 и 965 кг!м3. Максимальное отклонение в плотности
не превышает 7,5%. При повышении температуры на 30° С
(в интервале 50—120° С) плотность понижается на 1,5—2,0%.
Однако отношение вязкостей этих крекинг-остатков при 50 е С
достигает 21,9, а для мазутов — 2,6. При повышении темпера-
туры на 30°С (в интервале температур 50—120° С) вязкость
уменьшается в 3—5 раз.
Как будет показано ниже (см. раздел 5. 6), изменение поверх-
ностного натяжения и плотности в диапазонах, аналогичных рас-
смотренному, при обычно применяемых перепадах давления на
форсунке практически на качестве распыливания не отражается.
Одновременно многочисленные экспериментальные исследования
подтвердили, что в приведенном интервале значений вязкости
топлива последняя существенно влияет на тонкость распыливания
и фракционный состав факела.
271

Таким образом, при выборе моделирующего вещества необхо-
димо, чтобы его вязкость соответствовала вязкости топлива при
распиливании.
Опыты [43 ] показали, что в качестве моделирующего вещества
для исследования процессов распыливапия мазутов может быть
Рис. а. 8. Вязкостно-температурные характеристики моделирующих веществ.
1, 2 — парафины (по данным ГрозНИИ); з — озокерит; i — нафталин; -5 — смесь пара-
фина с 25% полимера изобугилена; 5 —церезин марки 57; 7 —петролатум; 4 —смесь
церезина с 14 % полимера изобутилена; 9, 10, II, 12 ,13, 14, 15, 26 — смеси церезина со-
ответственно с 20, 25, 30, 40, 50, 60, 70 и 90 % полимера изобутилена; 27 — полимер изо-
бутилена.
использован церезин марки 57 с присадкой полимера изобути-
лена. Эти вещества образуют однородную смесь с низкой темпе-
ратурой плавления (менее 70е С). При затвердевании капельки
имеют достаточную для проведения ситового анализа прочность.
На рис. 5. 8 приведены вязкостно-температурные характери-
стики церезина 57, полимера изобутилена, смесей церезина 57
с различным количеством полимера изобутилена, а также других
веществ, которые по своим свойствам могут быть использованы
272

качестве моделирующего вещества при экспериментальном
исследовании процесса распыливания. Пробное распиливание
петролатума показало, что он не может быть применен в качестве
моделирующего вещества, так как образуемая при распиливании
капельная смесь обладает недостаточной твердостью для проведе-
ния ситового анализа. Это объясняется значительным содержа-
нием масел в петролатуме. Из графиков также следует, что смеси
парафинов с полимером изобутилена, нафталин и озокерит анало-
гично парафинам в связи с малой вязкостью не могут быть исполь-
зованы в качестве моделирующего вещества. Необходимый уровень
вязкости достигается при применении смеси церезина 57 с соот-
ветствующим количеством изобутилена. Например, для поддер-
жания вязкости перед форсунками в пределах 3,5—4,0е ВУ смесь
должна содержать 25—30 % полимера изобутилена (при темпера-
туре —75° С)* При такой температуре давление пара смеси
ничтожно (менее 0,25 кн/м2), и, следовательно, изменение разме-
ров капель в результате испарения можно не учитывать.
На рис. 5. 9 представлена схема экспериментальной уста-
новки, использованной для исследования фракционного состава
изложенным методом [44 J. Моделирующее вещество загружалось
в бункер 3 с парозмеевиковым подогревателем, а затем слива-
лось в закрытые топливные баки 1 и 11, размещенные в горячей
панне 2. Подогрев моделирующего вещества регулировался путем
изменения подачи мятого пара в ванну. Топливные баки соеди-
нены трубопроводом с головками 4 и 5, в которых монтировались
форсунки. Для обогрева топлива в головках и трубопроводах
применялся острый пар. Подача моделирующего вещества к фор-
сункам и распиливание осуществлялись за счет подвода в топ-
ливные баки сжатого азота из баллона 10. Необходимое давление
подачи на форсунке устанавливалось с помощью редуктора 9.
Для улавливания капель па штативе опорной рамы 8 уста-
новлен круговой секторный отборник 7, заполненный спиртом,
с затвором 6. Затвор представляет круговую ванну с вырезанным
сектором. Его назначение — предохранить попадание капель
в отборник до начала опыта. При пеустановившемся режиме
затвор перекрывает отборник, с выходом на режим вырез затвора
совмещается с секторным отборником. В таком положении отбор-
ник совместно со щитом приводится во вращение вокруг оси на
один оборот для отбора пробы по всему сечению факела. Затем
затвор перекрывает доступ капель в отборник. За счет изменения
высоты установки отборника пробы можно отбирать в любом
сечении факела.
Взвесь затвердевших капель моделирующего вещества
в спирте подвергалась мокрому фильтрованию через набор
* Поверхностное натяжение смеси церезина 57 с 30% полимера изобути-
лена при 70, 80 и 90° С равно соответственно 26,9; 26,6 и 25,8 мн/м, а плот-
ность смеси при этих температурах составляет 804, 798 и 792 кг/м3.
18 з. И. Ге; лер.
273

еит с размерами ячеек свету 50, 75, 100. 160, 220, 280, 420
и 600 мкм.
На рис. 5. 10 приведена фотография, иллюстрирующая оста-
ток капель моделирующего вещества на сите после мокрого филь-
трования взвеси.
Недостатком этого метода является увеличение вязкости мо-
делирующего вещества вследствие его охлаждения окружающей
-------7	—।—Ш
-------Д	------ДГ
Рис. 5. 9. Схема экспериментальной установки для
определения мелкости распыливания с помощью
моделирующего вещества.
I — пар; II — конденсат; III — топливо; — азот.
средой, что может привести (при обычно применяемых перепадах
давления на форсунке) к увеличению размера капель ввиду ухуд-
шения процессов вторичного дробления. К недостаткам метода
также относятся невозможность анализа капель менее 30 мкм
при применении обычных наборов сит и агломерация капель,
затрудняющая проведение ситового анализа.
К группе косвенных методов исследования мелкости распили-
вания относятся оптические, электрические, седимонтометрическне
методы, а также методы, основанные на сепарировании капель,
скорости испарения, гидродинамическом давлении факела и связи
угла распыливания с размером капель. К этой группе можно
274

,акже отнести способ определения мелкосгн распыливапия по
полноте сжигания топлива.
Оптичеш по .истоды базируются ла измерении падения нитей
сивпоети света, проходящею через факел распыленной жи гкостп.
дифракции света, обусловливающей попечение радуги. или отри-
цании светового пучка кантями. Первый метод предложил
Д. Л. Заутер [45]: он иримепялся в работах [47. 48]. Второй —
разработал М. С. Волынский. Эти методы позволяют определить
1ипп> средний размер капель.
R. Я. Басевич [48 ] применил
методику, основанную на отра-
жении! света при полете капли
через световой ну чок. Число
световых импульсов соответ-
ствует количеству, а их интен-
сивность — размеру капе (ь.
Световые iimtij тьсы регистри-
руются фотоэлектронным ум-
ножителем и счетным устрой-
ством. Методику В. Я. Басевича
принципиально можно щполь-
зовать для исследования горя-
щего факела распыленного топ-
лива.
В электрических методах
Рис. 5. 10. Пит капель моде inру-
ющего вещества Wa сите после мо фо-
то фильтрования взвеси.
разработал Д. Л Заутер [49],
Струлевнч и Ю. Ю. Житковыми
метод, весьма перспективный для
размер капель определяют по
величине электрического заря-
да, переносимого каплями, или
по изменению емкости прово-
лочного зонда. Первый метод
второй — предложи. .И Н. 1[.
[50]. К сожалению, последний
измерения капель непосредственно в горящем факеле тон шва,
авторами не доработан *.
Седиментометрические методы основаны па законе Стокса.
В. Оствальд определял размер капель по скорости их падения
в воздухе, Ф. Хепсер и Г. М. Штробль [24], а также Хейбнер [51] —
по скорости осаждения капель в жидкости с меньшей плотностью.
Преимуществ ом седиментометрических методов является то, что
они «обрабатывают» сотни тысяч капель и, следовательно, могут
дать подробные характеристики фракционного состава распыла.
Однако их использование может привести к существенной погреш-
ности, так как формула Стокса применима к каплям с размером
не более 100 мкм, и, кроме того, необходимо учитывать влияние
стенок сосуда и одновременного осаждения капель па время оса-
ждения.
* В настоящее время пот метод исследуется нашими сот] .диаками.
18*

Метод сепарирования капели основан на зависимости дально-
бойности капель от их размеров 14 ]. Он применим при горизон
тальком расположении факела, когда капли выпадают (в зави-
симости от размера) на разном расстоянии от форсунки. По объему
собранной жидкости строятся характеристики мелкости распыли-
вания. В связи с ув течением распыленным топливом масс возду ха
нарушается четкая сепарация капель * по их размерам и метод
приводит к значительным ошибкам, в особенности при перепаде
давлений на форсунке более 1,2 Мн!мг.
Определение мелкости распыливания воды по скорости ее
испарения в воздушной среде обосновано в работах Б. Клаф-
тена [52 ]. Для котельных жидких топлив вследствие малой упру
гости паров этот метод непригоден.
Связь между7 гидродинамическим давлением факела и разме-
ром частиц обнаружил В. Рим [53 J. Этот метод ввиду малой точно-
сти применялся редко [54].
Определение приближенного размера капель по значению
угла факела получило ограниченное применение в некоторых ра-
ботах научно-исследовательских институтов (NACA п др.).
Прп испытаниях котельных агрегатов и распиливающих'
устройств часто тонкость распыливания определяют по интеграль-
ному эффекту7 сжигания топлива [15, 41, 55]. Распиливание
признается удовлетворительным, если обеспечивается полное
сгорание топлива в топочной камере. Этот метод заслуживает
внимания, если попутно измеряется какая либо характеристика
мелкости распыливания, например, медианный диаметр капель.
Обобщенно экспериментальных данных по мелкости распыли
вания методами теорий подобия или размерностей получило
весьма широкое распространение [12, 16, 56—60 и др. ]. Пренебре-
гая начальными возмущениями **, гравитационными силами и
вязкостью окружающей среды, С. С. Кутателадзе и М. А. Стыри-
кович [61 ] записывают систему определяющих критериев и сим-
плексов, составленных из условий однозначности процесса распы-
ливания, следующий’, образом:
f_6o	.	Ц2 . Со . ч- |
} о	’ CQI ’	рю2’ iv0 j ’
где р0, ши — плотность и относительная скорость окружающей
среды; р., р,о, w — соответственно коэффициент динамической вяз-
кости, плотность, коэффициент поверхностного натяжения и
скорость топлива; I — определяющий размер.
* Четкость сепарации нарушается также и потому, что на выходе и
сопла форсунки одинаковые но размеру капли распыленного топлива имеют
раз р" ie по величине и направлению скорости
** Неопределенность начальных возмущений не позволяет учитывать
их (в общем случае) в виде критериев подобия или симплексов.
276

По 10. Ф. Дитякпну и Н. Н. Струлевичу, для обобщения
экспериментальных данных по мелкости распыливания топлива
в неподвижной среде центробежными форсунками (с учетом вяз-
кости окружающей среды) можно использовать критериальное
уравнение
4^/(We, Lp, С;, Со),	(5.13)
где We = 6	— критерий Вебера; Lp=-^^---критерий Лапла-
са; С, = —---------------------------------симплекс динамических вязкостей; С — —-
* Ро	о (>о
симплекс плотностей; w— скорость топлива на выходе из сопла
в м 'сек; — коэффициент динамической вязкости окружающей
среды в н-сек/м2; б — толщина пелены на выходе из сопла в м;
dft — медианный диаметр капель в м.
В ряде случаев более удобным для обработки эксперименталь-
ных данных при распыливании топлива в неподвижной среде
является критериальное уравнение вида
| = if(Re, Lp, С C’Q),	(5.14)
Vie Не —-------критерии Рейнольдса.
5. 4. Гидравлические характеристики центробежных форсунок
(при распыливании идеальной жидкости)
Теорию движения идеальной жидкости в центробежной фор-
сунке впервые предложил в 1944 г. Г Н. Абрамович [62 ]. Она
основана на постоянстве момента количества движения относи-
тельно оси сопла для любой
жидкой частицы и «принципе
максимального расхода».
Из схемы центробежной
форсунки (рис. 5. 11) вид-
но, что тангенциальный
подвод жидкости закручивает
поток и жидкие частицы в
корпусе форсунки в резуль-
тате сложения покупатель- риг н Схема цептробежной фОр.
пого и плоского циркуляци-	супки.
онного (вихревого) движения
имеют спиральные траекто-
рии. Постоянство момента количества движения приводит
к тому, что при истечении жидкости из центробежной форсунки
в газовую среду в ее центральной части (по оси форсунки) возни-
кает газовый вихрь. В результате жидкость вытекает в виде
277

пелены через кольцевое сечение, внутренний радиус которого
равен радиусу газового вихря, а внешний — радиусу сопла.
Эта первая стадия процесса определяется геометрией форсунки
и перепадом давления. Вторая стадия, при которой осуществ-
ляется распиливание, заключается в потере устойчивости пелены
и распаде ее с образованием в конечном счете капель. При движе-
нии крупных капель в топочном пространстве возможно их даль-
нейшее (вторичное) дробление под действием аэродинами-
ческих сил.
Форма вытекающей пелены и ее устойчивость зависят от вза-
имодействия инерционных, поверхностных и вязкостных сил. При
больших перепадах давлений на форсунке, когда влиянием по-
верхностных и вязкостных сил можно пренебречь, пелена имеет
форму однополостного гиперболоида вращения [63]. При мень-
ших перепадах давлений под влиянием сил поверхностного натя-
жения вытекающая пелена приобретает форму тюльпана [30 и
04—66 ], а при очень малых перепадах давления — форму пу-
зыря 164, 651.
При обычно применяемых перепадах давлений на форсунке
распад пелены происходит непосредственно вблизи от среза сопла.
Так как па выходе из сопла прекращается действие центростре-
мительных сил от стенок форсунки на поток, то частицы жидкости
движутся по касательным к их прежним траекториям.
Осредненное значение угла факела распыленной жидкости на
выходе из сопла форсунки равно
а =--= 2 arctg ,	(5.15)
где wu — среднее значение тангенциальной скорости в выходном
сечении сопла; — поступательная скорость в выходном сече-
нии сопла.
Для идеальной жидкости из условия равенства момента коли-
чества движения имеем
waxR ~ wur,	(5.16)
где »вх — скорость жидкости на входе в форсунку; 11 — ради-
альное расстояние от оси форсунки до частицы жидкости во вход-
ном отверстии форсунки; г — радиальное расстояние от оси
форсунки до частицы жидкости в выходном отверстии (сопле
форсунки).
Полагая, что входное и выходное отверстия лежат в одной
горизонтальной плоскости, определяем давление в потоке при
помощи уравнения Бернулли
2	9	2
Рт = р +	= /’пол = const, (5. 17)
где Рвх — давление во входном отверстии форсунки в н/м2;
Рпоп — полное давление в н/м2.
8

Откуда давление в потоке
('е^а . e,ru\
Р — Pnoa I I" I
(5.18)
В деветвите;
12. Схема
сил на вра-
элемент
Рве. 5.
действия
щающпйся
жидкости.
Из уравнений (5. 16) и (5. 18) следует, что вблизи оси форсунки
(/•—>0) скорость должна иметь бесконечно большое значение,
а давление в потоке стремится к бесконечно большой отрицатель-
ной величине. Однако физически это невозможно. В деветвите;
пости по мере приближения к оси форсунки
скорость возрастает, а давление в потоке
падает, по только до тех пор, пока оно не
станет равным давлению окружающей среды.
Дальнейшего понижения давления не про-
исходит, так как осевая область форсунки
сообщается через сопло с этой средой. Таким
образом, центральная часть форсунки не
может быть заполнена жидкостью; в ней
развивается газовый вихрь с давлением,
равным давлению окружающей среды, и исте-
чение жидкости происходит через кольцевое
сечение
F = л (т-c — г,п) = <рл Ге	(5. 19)
откуда коэффициент .ивого сечения сопла
г2
Ф=	(5-20)
'с
Здесь гс — радиус сопла; гт — радиус воздушного вихря.
Для выяснения закона распределения поступательных состав-
ляющих скорости потока па выходе из форсунки рассмотрим усло-
вия равновесия кольцевого элемента в выходном сечении сопла
(рис. 5.12). Разность давлений на боковых поверхностях по
принципу Даламбера уравновешивается центробежной силон.
Следовательно,
, е wucir
dp=^~—.	(о. 21)
Аналогично (5.16) имеем
WuJ- = ШитГт	(5. 22)
и
dr — - d:^dwu.	(5.23)
27У

После подстановки (5. 23) и (5. 21), интегрирования уравнения
и определения постоянной интегрирования, имея в виду, что на
границе газового вихря wu — wum и избыточное давление равно
пулю, получаем
Сравнивая (5.18) и (5.24), находим, что
0	~ Q
--г. — Рпол 3
(5.25)
т. е. поступательная скорость п выходном сечении форсунки—
величина постоянная.
Расход жидкости через форсунку равен
Q = шар л. Гс,
(5.26)
где шпр = ср ша — приведенная скорость истечения из сои;
Расход можно записать также уравнением
Q = Wux л ГвхП,	(5.27)
где гвх — радиус входного отверстия; п — число каналов.
Сопоставляя (5. 26) и (5 .27) с учетом (5. 16), имеем
Яг;
ши=шпр .	(5.28)
гг»хп
Или при	* получаем следующую формулу для танген-
циальной скорости:
Тангенциальная скорость у стенки сопла равна
ши = ш„р^^,	(5.30)
nrtx
а на границе газового вихря
Явхг?
Wum = Шпр---ъ---.	(О. 31)
пгвхгт
Имея в виду (5. 20), получаем
Шит — Шпр J*™-''	.	(5. 32)
"гкИ-ч>
* Значение R тем ближе к величине Лвх, чем меньше отношение зх
Явх
т. о. чем меньше размеры подводящих каналов по сравнению с камерой
закручивания.
280

(5. 33)
(5. 34)
(5.35)
Если выразить полное давление в уравнении (5. 25) через при-
веденную скорость согласно (5. 32), будем иметь
_ е^-пр /1 L л2 \
/’л°.-1 - V уф2 -I ! _ ф ) ’	I
где .1= -'-'f'' —геометрическая характеристика форсунки.
пг^
Уравнение (5.33) можно записать в виде
...	_ .. 1/ 2Рппл
wnp — Р у -
Здесь р, — коэффициент расхода
1
и, =--------------------------
1/ 1л-^-
V Ф2 ‘ 1 — ф
Как следует из формулы (5. 35), коэффициент расхода зави-
сит от геометрической характеристики и коэффициента живого
сечения.
Для определения вида функции ср =F(A) Г Н. Абрамович
принял, что при истечении жидкости из форсунки на оси ее уста-
навливается вихрь таких размеров, при которых достигается мак-
симальный расход (принцип максимального расхода).
В соответствии с принципом максимального расхода = 0.
При этом условии
/1 =
(5.36)
и
(5.37)
>' = П-''2^
Используя выражения (5.20), (5.31), (5.36) и имея в виду,
что
, Ct
wu ср
а
п
W — ц;цГс
U'u ср — ~
' ср
(5.39)
-’г- гт
2
(5. 40)
получаем следующую формулу для угла факела распыла:
а = 2 arctg .	(5.41)
6 (1-Г1 -ф)Уф
Формула (5. 41) является приближенной, она дает завышенные
значения угла факела. Как показал В. И. Скобелкин [67 ], вслед-
281

ствие перехода центробежного давления в скоростное осевая
скорость на срезе сопла растет и корневой угол факела умень-
шается.
Применение теории [62 ] для анализа центробежных форсунок
с тангенциальными каналами, расположенными под углом к оси
сопла, и винтовыми завихрителями дано в работе Л. Д. Бер-
мана [63].
В зарубежной литературе работы, посвященные анализу тече-
ния идеальной жидкости в центробежных форсунках, появились
позднее опубликования теории Г. Н. Абрамовича.
Г. И. Тейлор [68] при разработке теории центробежной фор-
сунки исходил из условия существования максимальной осевой
скорости, по величине равной скорости распространения длинных
волн па граничной поверхности вихря, а Зингер [69 ] использовал
уравнение количества движения в проекциях на ось форсунки.
При этом были получены зависимости, аналогичные гидравли-
ческим характеристикам Г. Н. Абрамовича.
По А. М. Бинни и Г А. Хугинсу [70 ], скорость распростра-
нения длинных волн
С =	1 f Ге-Гт .	(5. 42)
гт |/	9
Нетрудно убедиться, что при — 0 C—wa.
В последнее время появились работы [71—73], в
которых
оспаривается справедливость принципа максимального расхода
и предлагается теорию центробежных форсунок строить на урав-
нениях количества движения [71,72] пли уравнениях гидроди-
намики и газовой динамики для адиабатного истечения га-
зов [72,73]. Эти теории изобилуют рядом ошибок и неоправ-
данных допущений [74].
На рис. 5. 13 изображены зависимости коэффициента расхода,
угла факела и коэффициента живого сечения от геометрической
характеристики, по данным Г. Н. Абрамовича и других авторов.
Из графиков следует, что с учетом уточнения значений угла фа-
кела, по В. И. Скобелкину и Л. А. Кличко, данные Г И. Тейлора
практически не отличаются от характеристик, приведенных в ра-
боте [62 ].
В теории Г. Н. Абрамовича не учитываются потери энергии
на трение в камере закручивания, обусловленные вязкостью
жидкости, а также потери давления в головке форсунки.
С. М. Добль и Е. М. Хальтон [75] вместо постоянства момента
личества движения- принимают равенство
= const.
(5.43)
Для учета влияния вязкости на потери энергии в камере закру-
чивания в работе [75] введен постоянный коэффициент трепня
2 82

Рис. 5. 13. Гидравлические характеристики центро-
бежных форсунок.
1 — по теории Г. Н. Абрамовича; 2 — по теории Л. А. Кли-
чко; J—ио теории В. И. Скобелкииа; 4 — по теории Флй-
фсля; И — по теории Г. И, Тейлора; 6 — по теории в. Г>. Ти-
хонова; 7 — по теории В. И. Талаквадзс.
(равный 1/200), не зависящий от вязкости жидкости и режима
движения, что нельзя считать закономерным.
5. 5. Гидравлические характеристики центробежных форсунок
(при распыливаиии реальной жидкости)
Исследование влияния вязкости жидкости на гидравлические
характеристики центробежной форсунки впервые выполнено
Л. А. Клячко *.
* В теории Л. А. Клячко учитываются потери, обусловленные трением
жидкости о торцовые стенки камеры закручивания.
283

При работе форсунки на реальной жидкости вследствие трения
последней о стенки камеры закручивания момент количества
движения уменьшается, что приводит к уменьшению радиуса
воздушного вихря. В связи с этим коэффициент расхода увеличи-
вается, а угол факела уменьшается по сравнению с работой фор-
сунки на идеальной жидкости.
Для форсунки с тангенциальным вводом жидкости в камеру
закручивания (см. рис. 5. 11) коэффициент расхода и угол фа-
кела, по Л. А. Клячко, определяются из уравнений
где Аа =------ '-------- — эквивалентная характеристика форсун-
— I — — ^4 I
2 п ]
ки; В =-------геометрический параметр форсунки; А. — коэффи
гвх
циент трения в камере закручивания; А — коэффициент, учитыва-
ющий потери давления в камере закручивания; s = — — безраз-
гс
мерный радиус вихря на срезе сопла. При этом Z опреде-
ляется по формуле
% =	(5-46)
т, 2Q	„ „
где Не = ----------число Рейнольдса, подсчитанное по входной
Л Гвх v II
скорости в тангенциальных каналах; Q — расход через форсун-
ку в м3/сек.
Если пренебречь потерями давления в камере закручивания,
то уравнение (5. 44) примет вид
М-	•	(5.47)
у
1 — ср 1 <р2
Уравнения (5. 45) и (5. 47) отличаются от уравнений (5. 41) и
(5. 35) Г. Н. Абрамовича тем, что учитывают потери на трение
в камере закручивания. Уравнение (5. 45), кроме того, отражает
влияние на угол факела перехода центробежного давления па
срезе сопла в скоростное.
284

В том случае, если ввод потока в камеру закручивания осу-
ществляется по каналам не круглой формы, то геометрическая
характеристика А и параметр В вычисляются по формулам
л Ягс
п1 вх
и
Я у л
V /вх
(5. 48)
(5.49)
где /вх — живое сечение входного канала в мг.
Учет влияния сужения потока во входных каналах приводит
к действующей геометрической характеристике
А
ЦвХ
(5. 50)
где ивх — коэффициент расхода входных каналов.
Таким образом, по Л. А. Клячко, для расчета форсунок с уче-
том влияния сужения потока во входных каналах на гидравли-
ческие параметры необходимо в уравнениях (5. 45) и (5. 46)
эквивалентную характеристику заменить на эквивалентную дейст-
вующую характеристику, причем
-1э. д
(5. 51)
При таком методе расчета сохраняется принцип максимального
расхода, и потому зависимости коэффициента расхода от геометри-
ческой и эквивалентной действующей характеристик совпадают
(см. рис. 5. 13).
Из (5.51) следует, что Аэ д определяется не только конструк-
тивными размерами форсунки, но и коэффициентом трения, кото-
рый зависит по формуле (5. 46) от критерия Re. При повышении
вязкости жидкости число Re уменьшается, а коэффициент трения
увеличивается, что при неизменном перепаде давления на фор-
сунке приводит к росту расхода и уменьшению корневого угла
факела. По мере повышения давления влияние вязкости на угол
распыла и коэффициент расхода форсунки уменьшается [76].
При заданной вязкости и неизменном критерии Re потери па
трение и коэффициент расхода будут тем больше, чем больше
размеры камеры закручивания (больше путь частиц от входного
сечения до сопла).
Представляет интерес исследование влияния вязкости на коэф-
фициент расхода и угол факела центробежных форсунок с танген-
циальными входными каналами круглой формы, выполненное
А. Г Блохом и Е. С. Кичкиной [77 ] под руководством И. И. Па-
леева. Опытами охвачены форсунки со следующими конструк-
тивными размерами: А,- ~ 3,25 -> 9 мм, Ь!; = 2,6
285

dBX—0,35-ь 1,58 мм, dv~0,38-=-1,58 мм, п -1, и A —1,72—9,51-
Коэффициент динамической вязкости в опытах изменялся от 0,98
до 29 мн сек/м2.
В области значений 10:i < Re < 1.0 104 была получена зави-
симость
/£>,-\1/-2
н 12,9,иЦг/^ Re	(5.52)
где (j, — опытное значение коэффициента расхода; р,ид — значе-
ние коэффициента расхода для идеальной жидкости по формуле
(5. 35);
__Q Ц'пР^С
Й
Прп Re>l,6-104 намечается независимость от 111
Дк
по-видимому, от
К сожалению, в опытах на вязких жидкостях исследовалась
лишь одна форсунка с А — 4,4 прп dc-~ 0,91 мм. Кроме того,
опытные форсунки характеризовались чрезмерной относительной
высотой камеры закручивания = 3,8 ч- 9,8.
°вх
Подробно исследованы гидравлические характеристики
центробежных форсунок с тангенциальными входными каналами
круглой формы также в работах [78, 79 |, а с прямоугольными
каналами — в работе [79.1.
Форсунки, применяемые для распылпвания топлива в ко-
тельных установках (рис. 5. 14, а, б, в), существенно отличаются
от центробежных форсунок (см. рис. 5. 11 и 5. 14, г), рассмотрен-
ных в работах [39,40 и 77—79].
В тангенциальных форсунках с входными каналами прямо-
угольного сечения (рис. 5. 14, а) наличие распределительного
диска приводит к резкому изменению сечения потока и потере
давления. В форсунках с каналами круглого сечения, располо-
женными под углом к оси сопла (рис. 5. 14, б), имеются потери
давления вследствие удара при вводе струй в камеру закручива-
ния. Кроме того, эти форсунки отличаются повышенными поте-
рями на трение в камере закручивания, обусловленными значи-
тельными ее размерами.
Для определения гидравлических сопротивлений в распили-
вающей головке форсунки проведены опыты на эксперименталь-
ной установке, схема которой приведена на рис. 5. 15. Жидкость
из бака 1 шестеренчатым насосом 11 по трубопроводу 6 подавалась
к форсунке 3. Производительность форсунки регулировали кра-
ном 5 на нагнетательном трубопроводе и краном 8 на перепускной
линии 9. Для сглаживания пульсаций установлен демпфер 7.
Расход измеряли шестеренчатым счетчиком 10 и мерным баком 2.
Температура жидкости измерялась термопарой 4 с помощью
286

Рис. 5. 14. Механические центробежные (вихревые) форсунки.
а — тангенциальная с входными каналами прямоугольного сечения б — с входными ка-
налами круглого сечеппп, расположенными под углом к оси сопла; в — с винтовыми за-
ьихрителями; г — тангенциальная с входными каналами круглого сечения.
1 — корпус; 2 - - накидная гайка; з — заг даритель; -1 — сопло.
Рис. 5. 15. Схема экспериментальной установки
для исследования потерь даьтеьия в форсунке.
287

потенциометра ПН. Горячий спай термопары расположен по
центру потока в стволе форсунки.
Общий вид исследуемом форсунки и детали распиливающей
головки изображены на рис. 5. 16. Размеры распределителя 1,
завихрителя 2 и сопла 7 соответствуют расходу топлива примерно
0.45 кг/сек при Др -2 Мн/м2 и 0,55 кг/сек при Др =
-3,5 Мн7ч2 [80]. Геометрические характеристики форсунки
Рис. 5. 16. Общий вид исследуемой форсунки п детали
распиливающей головки.
А — 2,3, Лэ. д=2,7. В стволе форсунки имеется штуцер 9 для
опреде тения давления перед распиливающей головкой. Давление
в камере закручивания измеряли в трех точках на расстояниях
6,5; 5,5 и 4,5 лкм от оси форсунки, а в сопле — в двух точках,
расположенных на 1,5 и 4,5 мм от входной крепки сопла. Давле-
ние отбирали соответственно при помощи трубок 8, 5, 4, 6 и 3 диа-
метром 1,2 мм. Для измерения давления использовали образцо-
вые манометры класса 0,35.
Опыты, проведены на воде и масле (v20 0,77 смНсек, р20=
= 886 кг/м3). Опытные данные обрабатывали ио теории [62 J
с учетом центробежного давления.
Коэффициент сопротивления относили к скорости во входных
каналах
(5. 53)
288

где Pi — давление в стволе форсунки; Рс — статическое давление
в камере закручивания па входе в сопло; wuc — окружная ско-
рость на входе в сопло; wBX — скорость во входных каналах.
На рис. 5. 17 изображены эпюры относительных статических
давлений в камере завихрения в зависимости от вязкости жидко-
сти. Из рассмотрения графиков следует, что, во-первых, потеря
давления в распределителе, входных каналах и самой камере
закручивания составляет значительную часть располагаемого пе-
репада давлений и, во-вторых, в интервале v=0,01 -=-0,535 см2/сек
она мало зависит от вязкости. При этом по мере увеличения вяз-
Рис. 17. Распределение статического давления в ка-
мере завихрения.
1 —v = 0,535 С1яг/<:ск\ 2 —v = 0,185 сл4/сек; 3 —v = 0,05 сл<2/
J —v = 0,01 с.«2/сек.
кости ее влияние на располагаемый перепад давлений несколько
возрастает.
Па рис. 18 показана зависимость коэффициента сопротив-
ления головки форсунки (кривая 7), распределителя и входных
каналов (кривая 2), а также отдельно распределителя (кривая 3)
от критерия Рейнольдса, вычисленного по скорости жидкости во
входных каналах.
Графики (рис. 5. 18) подтверждают, что влияние вязкости
заметпо лишь в области малых чисел ReBx- При ReBI > 2000
коэффициент сопротивления не зависит от вязкости.
Полученные данные вполне объяснимы, если учесть, что дви-
жение жидкости через распределитель и входные каналы завих-
рителя сопровоягдается сильной турбулизацией потока, и поэтому
даже при весьма малых числах Re наблюдается турбулентный
режим. В этих условиях влияние вязкостного трения в коротких
каналах распределителя и завихрителя на суммарную потерю
давления в головке форсунки не может быть значительным.
Таким образом, потери давления в основном обусловлены
местными сопротивлениями, т. е. сопротивлением на входе и вы-
ходе из распределителя, поворотом струй при входе в завихритель,
сопротивлениями на входе в камеру закручивания.
На рис. 5.19 приведены графики для расчета потерь распола-
гаемого перепада давления в форсунках типа ЦГ1КБ с расходом
19 3. и. Геллер.	289

топлива В = 0,45 кг/сек при Др = 2 Мн/м2 в зависимости от Певх
и вязкости топлива. Из графиков следует, что в рассматриваемых
форсунках при 5=0,45 кг/сек и Др = 2 Мн/м2 потеря распо-
лагаемого давления составляет около 1 Мн >'м2 или 50%, а при
0,55 кг/сек и Др = 3,5 Мн!м2 она равна 1,5 Мн!м2, пли 43% *.
Графики, изображенные па рис. 5. 19, подтверждают, что
при расчете гидравлических и дисперсионных характеристик
реальных форсунок необходимо учитывать потери давления,
которые составляют весьма существенную долю всего распола-
гаемого перепада давления на форсунке.
В работе [81 ] приведены результаты исследования гидравли-
ческих характеристик форсунок, применяемых в котельных уста-
новках. Опыты проводили на циркуляционной установке, схема
которой представлена па рис. 5.20. Расход топлива определяли
объемным методом по мерному баку, а давление перед форсун-
ками измерялось образцовым манометром. Опыты проводили па j
мазутах марки 10, 40, 60 и 80. Необходимый уровень вязкости
топлива перед форсунками поддерживали путем его подогрева.
При обработке экспериментальных данных коэффициент рас-
хода вычисляли с учетом сужения потока во входных каналах
и отклонения их от тангенциального направления и от оси сопла
по формуле
* Если в уравнении (5- 53) учесть осевую скорость у стенки сопла, по-
тери уменьшатся и составят около 30% от располагаемого перепада давле-
ния па форсунке.
290	________

Ад
л Z?rc
,17вх Мвх
sin cosO;
р _ угол наклона входных каналов к оси сопла; 6 — угол от-
клонения входного капала от тангенциального направления;
р их -- 0,85.
Рис. 5. 19. Зависимость потерь давления от Re и вязкости
топлива.
Учет потерь давления в головке форсунки приводит к проме-
жуточному коэффициенту расхода равному опытному значению р
Цпр — р — г	,	(5. 55)
У + д
1 — <р г <р2 '
где А — коэффициент, учитывающий потери давления в головке
форсунки.
Из уравнении (5. 54) и (5. 55) следует, что
9	9
Л =	-	(5. 56)
Для сохранения в силе принципа максимального расхода
опытный коэффициент расхода может быть представлен в виде
р =	* =.	(5.57)
Л/ AlP ; 1
' 1 — ф ‘ ф‘
19*
291

Из уравнений (5. 55) и (5. 57) имеем
Л% = Ад-А(1 — <р).
(5. 58)
Влияние трения в камере закручивания на коэффициент рас-
хода учитывали по методике Л. А. Клячко, при этом значение Лэ. я
вычисляли по формуле
л>- ” =----; / д.л""---------;	(5' 59>
‘Ь2
При такой методике расчета графики р,=7''(Лэд) для опытных
форсунок должны совпадать с графиками зависимости коэффи-
циента расхода от геометрической характеристики по [62 ] и от
эквивалентной действующей характеристики по Л. А. Клячко.
Данные исследован-
ных форсунок приве-
дены в табл. 5. 1.
На рис. 5. 21, 5. 22,
5. 23 приведены ги-
дравлические характе-
ристики исследованных
форсунок, которые под-
тверждают, что полу-
ченная в опытах за-
висимость ц=/'’(Аэд)
практически не отли-
чается от аналогичных
функций по теориям
Г. Н. Абрамовича и
Л. А. Клячко.
Таким образом, эк-
вивалентная действу-
ющая характеристика
удовлетворительно от-
ражает комплексное
влияние конструктив-
ных особенностей и
геометрических разме-
ров рассмотренных форсунок на коэффициент расхода в ис-
следованном диапазоне изменения эксплуатационных параметров
(производительности, перепада давления на форсунке и вязкости
топлива). Относительное смещение промежуточной характеристи-
ки от А3 д характеризует влияние потери давления в головке
форсунки па коэффициент расхода.
Из графиков видно, что форсунки с тангенциальными каналами
прямоугольного сечения и круглыми каналами, расположенными
под углом к оси сопла, имеют большие потери давления по
Рис. 5-. 20. Схема экспериментальной уста-
новил для исследования гидравлических ха-
рактеристик форсунки.
1 — форсунки; 2 — мерный бак; 3 — бак для сбора
топлива; 4 —подогреватель типа «труба в трубе»;
5 — змеевиковый подогреватель; б — центробежный
насос.
292

Таблица .1
Геометрические характеристики и параметры работы форсунок
Тип форсунки	А	в	лпр	
Тангенциальные с входны- ми каналами прямоугольного сечеппя	0,95-1.81	2,91-3.18	1,33—2,27	0,98-3,77
С входными каналами круг- лого сечения, расположенны- ми под углом к оси сопла	0,82-1,46	2,37—4,66	1,21-2,29	0,96-2,83
С винтовым завихрителем Тангенциальные с входиы-	0,75—2,0/	3,11—3,76	1,16-4,02	1,15—4,04
мп каналами круглого сече- пия	1,92-13,54	3,65-7,93		0,37-4,65
Продолжение табл. 5.1
Тип форсуинп	Д р, Mnf.м2	v, мм^1сек	q20 , гг / ,нЗ	G, t'cen
Тангенциальные с вход- ными каналами прямо- угольного сечения	0,49-1,55	9-70	910-938	61,4-4.08,2
С входными каналами круглого сечения, распо- ложенными под углом к оси сопла	0,41-1,64	9-667	910-960	59,7—1171,9
С винтовым завихрите- лем	0,80-1,26	12—13	917—922	156,1-569,3
Тангенциальные с вход- ными каналами круглого сечения	0,61—1,55	26-140	932—962	66,6—259,6
сравнению с форсунками с винтовыми завихрителями. При этом
минимальные значения потерь давления в головке форсунки
наблюдаются для тангенциальных форсунок с входными кана-
лами прямоугольного сечения при Аэ.д =2,74-2,8, а для форсу-
нок с круглыми каналами, расположенными под углом к оси
сопла, и винтовыми завихрителями при Аэ_д=1,9-=-2,5.
Для форсунки с тангенциальным вводом топлива в камеру
закручивания по каналам круглого сечения вследствие незначи-
тельных потерь давления промежуточная характеристика вырож-
дается и работа форсунки определяется величиной Ав-д
(рис. 5. 24).
Помимо коэффициентов расхода, на рис. 5. 21, 5. 22, 5. 23
и 5.24 приведены также экспериментальные данные по углам
факела для исследованных форсунок. Как видно из графиков,
опытные значения углов существенно отличаются от величины,
полученных расчетом по теории Л. А. Клячко.
293

Рис. 5. 21. Гидра-
влические харак-
теристики танген-
циальных форсу-
нок с входными
каналами прямо-
угольного сечения.
1 — значения а по
Л. л. Клячко; 2 —
опытные величины а;
з - U = F (А ); 4-
Ц = / (Аэ. д), р. =
М>(А) по Г Н. Аб-
рамовичу; о — А =
= 1,27, В = 48
4-84	-к: 6 — А =
= 1,15, В = 2524-
4- 408 г! сек',	7 —
А = 1,29, В = 112 4-
4-177 г, сек', 8 — А=
= 1,06, В = 2574-
4-41 7 г/сек; 9 — .1=
- 1,81, В = 96-4
4-112 г/сек; 10 —А=
= 0,95, В = 1744-
4-219 г/сек.
Рис. 5. 22. Гидравли-
ческие характеристи-
ки форсунок с вход-
ными каналами круг-
лого сечения, распо-
ложенными под углом
к оси сопла.
1 — значения а по
Л. А. Клячко; 2 -• опыт-
ные величины а; з — ц=
= К(А/|р);-1—н=/ (Аэ_ д);
|1 = ф (А) по Г. Н. Аб-
рамовичу; .5 — А = 1,16,
В = 57 4-124 г/сек; в —
А =1,27; . В = 139 4-
4-230 г/сек; 7—А=1,15,
В 200 4-233 г/сек;
8 — А = 1,12, В = 241 4-
4-390 г/сек; 9—А =1,15,
В = 8204-1172 г/сек;
10 — А = 0,95, В =
= 187-4189 г/сек; 11 —
А = 0,82, В = 176 4-
4-198 г/сек; 12 —А =
= 1,38, В = 245-
4-835 г/сек; 13— А- 1 46,
В = 398 4-760 г,'сек.
294

В результате обработки экспериментальных данных [82 ] коэф-
фициент расхода и угол факела исследованных форсунок могут
быть определены по формулам *
Рис. 5. 24. Гидравлические ха-
рактеристики тангенциальных
форсунок с входными каналами
круглого сечения.
1 — значения а по Л. А. Клячко;
2 — опытные величины а; 3 — р. =
= Г (Аэ. д); 4 — ц.= Ц) (А), по
Г. H. Абрамовичу.
а = 0,035 Л". д arctgN [рад].	(5.6J)
Формула (5. 60) применима в интервале Аэ д = 0,37 4- 4,65.
* Формулы для расчета ц и а приведены также в работе [60].
295

Значения К и Л’ в зависимости от типа форсунок и Л.,-д при-
ведены в табл. 5. 2.
Таблица 5.2
Значения К и Л' для центробежных форсу в ок
Тип форсунки	-‘•э. д	А'	
Тангенциальные с входными каналами прямо-			
угольного сечения	0,9-2,0	0,46	0,40
	2,0-4,1	0,5 <	0,08
С входными каналами круглого сечения. распо-			
ложенными под углом к осн сопла	0,9-1,5	0,34	0,95
	1,5-3,0	0,421	0,46
С винтовыми завихрителями	1,1-2,0	0,47	0,68
	2,0-4,0	0,57	0,39
Тангенциальные с входными каналами круглого			
сечения	0,5-1.2	0,82	0,34
	1,2-4,8	0,88	0,26
Гидравлические характеристики рассмотренных форсунок при
неизменных параметрах окружающей среды определяются геоме-
трическими размерами, давлением перед форсункой, потерями на
трение в камере закручивания и потерями располагаемого пере-
пада давления в головке форсунки.
Рис, 25. Зависимость л. от Re (критерий Рейнольдса рассчитан по потоку
во входных каналах).
1 — тангенциальные форсунки с входными каналами прямоугольного сечения; 2 — фор-
сунки с вводом топлива по каналам круглого сечения, расположенными под углом к осп
сопла.
Уменьшение момента количества движения (крутки потока)
в камере закручивания, обусловленное потерями на трение при
работе форсунки на вязкой жидкости, зависит от режима движе-
ния топлива и размеров вихревой камеры. При заданной конструк-
ции форсунки оптимальный режим движения характеризуется
минимальным значением коэффициента трения X. На рис. 5. 25
296

приведен график \	(Re). При увеличении Re коэффициент тре-
пня уменьшается, а при Re )> 2000 сохраняет постоянное значе-
ние, равное 0,005.
Потери на трение будут тем больше, чем больше размеры
камеры закручивания. Как показано в работе [82], оптимальное
значение параметра В„„т (без учета потерь давления в головке
форсунки) следует определять из уравнения
(5.
®<'ПТ
я
л sin р cos 0 '
Рис. 5. 26. Зависимость коэффициента потерь давления от Не (критерии Рей-
нольдса рассчитан по потоку во входных каналах).
1 — тангенциальные форсунки с входными каналами прямоугольного сечения; г — фор-
сунки с вводом топлива по каналам круглого сечения, расположенными под углом к оси
сопла; 3 — форсунки с винтовыми завихрителями.
Или после ряда преобразований получаем
D *___
2Вопт В
(5.63)
де D = ^-
гвх
Зависимость коэффициента потерь давления А в головке
форсунки от характера движения потока топлива приведена на
рис. 5. 26.
Как следует из графиков, представленных на рис. 5. 26,
минимальные потери давления в головке форсунки наблюдаются
при Re = (3-н5) 103. Одновременно при Re=(3-?5) 103 и коэф-
фициент трения в камере закручивания (см. рис. 5. 25) практически
не зависит от числа Re. Таким образом, при Re — (3 4-5) • 103
потери располагаемого перепада давления для всех рассматри-
ваемых конструкций форсунок будут минимальными.
* В = £ -80ПТ- Коэффициент учитывает влпянпе потерь давления
на геометрические характеристики, а также закоксовывание входных ка-
налов. Прп конструировании форсунок следует принимать £ = 0,5.
297

Опыты показали, что наибольшие потери давления наблю-
даются и тангенциальных форсунках с входными каналами прямо-
угольного сечения, которые предусмотрены нормалями [80 ] в ка-
честве типовых. В тангенциальных форсунках с входными кана-
лами круглого сечения Д 0, т. е. потери обусловлены лишь тре-
нием в камере закручивания.
Абсолютная величина потерь давления в головке форсунки
может быть определена по формуле
Др = т (G Д)? [нам2],	(5. (И)
где G — массовый (весовой) расход топлива в кг!сек.
Для тангенциальных форсунок с входными каналами прямо-
угольного сечения в интервале СД = 0,154-3,18, т — 5,11 105 и
5 = 0,11, для форсунок с входными каналами круглого сечения,
расположенными под углом к оси сопла при 6Д = 0,07 4-0,55,
7?i = 2,44 • 105, 5=0,05, а для форсунок с винтовыми завихрите-
лями при GД = 0,03 4- 0,26, лг = 2,1 106 и 5 = 0,93.
Как известно, до последнего времени механические форсунки,
применяемые в котельной технике, практически не рассчитывались
и выбор той нли иной конструкции, как и размеров их, посол
в значительной мере случайный характер.
В качестве критерия при выборе конструкции форсунки могут
служить данные об эффективности использования располагае-
мого перепада давления на форсунке. В рациональной конструк-
ции форсунки величина потерь давления в ее головке должна
быть минимальной.
Проведенные исследования позволили разработать методик,
расчета гидравлических характеристик форсунок с учетом макси-
мального использования располагаемого перепада давления для
процессов распыливания топочных мазутов [83 J.
Для форсунок с производительностью В < 0,42 кг/сек прп
Др < 1,55 Мн/м2 (dc < 6 = 7 мм) рекомендуются следующие
значения геометрических размеров и параметров: (В -3-г4)гСг
Таблица
Расчетные значения Лэ д, п, (5 и О
Тип форсупк	*		р,	9. pan
Тангенциальные с входными каналами				
прямоугольного сечения	2,7-2,8	3	1,57	
С входными каналами круглого сечения.				
расположенными под углом к осн сопла	1,9—2.5	2	0,78	0,20
С винтовыми завихрителями	1,9-2,5	2	1,31	0
Тангенциальные с входными каналами				
круглого сечения		3,0—4,0		1,57	0
298

__	0,6-г-0,8,	3-=-6, высота камеры закручивания LK~ 2г0х,
j входа в сопло у = М’ч-2,1 рад, А — - r<' -sin В c.osO — 1 -=-2,
,г/нх
Не (З-г-5)  Ю3. Остальные значения геометрических размеров
параметров приведены в табл. 5. 3.
При расчете задаются значением Л, предполагая, что форсунка
работает в оптимальной области, а затем после расчета проверяют
значение Не.
13 табл. 5. для примера приведен расчет гидравлических
характеристик форсунок производительностью 0,14, 0,28 и
0.42 кг сек при перепаде давления на форсунке 1,5 Мн!м2, вяз-
кости топлива 0,2 смЧсек (~3°ВУ) и плотности 900 кг/.м3.
13 табл. 5. 5 сопоставлены различные методы расчета гидравли-
ческих параметров (производительности) форсунок при работе
па воде. Для сравнения приняты экспериментальные значения
расходов через форсунку с входными каналами прямоугольного
сечения, по А. II. Дворецкому. Как следует из табл. 5. 5, предло-
женный метод расчета гидравлических характеристик отличается
.высокой точностью.
5. 6. Дисперсионные характеристики центробежных форсунок
Процессы смесеобразования и горения в топочной камере в зна-
чительной мере определяются фракционным составом, формой и
структурой факела распыленного топлива.
При распиливании топлива центробежными вихревыми фор-
сунками наблюдается большая неоднородность фракционного
состава п неравномерное распределение топлива по сечению.
Последнее обусловлено тем, что при работе форсунки на ее оси
возникает воздушный вихрь и топливо вытекает через кольцевое
сечение, образуемое этим вихрем и стенками сопла. В результате
центральная часть факела заполнена небольшим количеством
топлива, а на некотором расстоянии от осп плотность орошения
получает максимальное значение и затем падает. Существенное
’•лияпие на равномерность распределения оказывают также
точность изготовления и сборки форсунки, колебания физических
свойств топлива и др. [84]. Распределение распыленного топлива
меняется и в процессе горения. Как показано в работе [85], даже
при монодисперсном распиливании вследствие различных ско-
ростей испарения однородность капель в процессе горения быстро
нарушается.
Пестрый состав фракций приводит к тому, что весьма мелкие
капли могут сгореть, не достигая общего фронта пламени, в то
время как наиболее крупные, дальнобойные капли могут выпасть
из зоны активного горения пли вследствие непродолжительного
времени пребывания в ней пе успеют полностью сгореть. Про-
цесс догорания таких капель в периферийных зонах топочного
299

Расчет гидравлических характеристик форсунок
Таблица
Наимепопапис	Способ определения		Тангенциальная форсунка с входными каналами прямоугольного сечения	Форсунка с входными каналами круг- лого сечения, расположенными под углом к осп сопла	Форсунка с винтовыми запихрителямп	Тангенциальная форсунка с входными каналами круглого сечении
Производительность, кг/сек Эквивалентная действующая характеристика, д	Задано Принимаем		0,14 0.28 0,42 2,8	0,14 0,28 0,42 2,2	0,14 0,28 0,42 2,2	0,14 0,28 0.42 3,5
Коэффициент расхо;	0/151	J-0.G9 7 э. д	0,22	0,26	0,26	0,19
Коэффициент Лг Коэффициент К	По табл. . 2 »	2		0,57 0,08	0,42 0,46	0,57 0,30	0,88 0,26
Угол факела, par)	0,0.' 5 /1“ д arctg N		1,12	1,13	1,41	
Диаметр сопла,	. /		6,8	),3	3,6 5,1 6,3	
	|/ 0,78	5 К Г 2QA/1				
Число входных каналов Угол 0, рас) Угол 0, рад Коэффициент трения, ).	По табл. 'Го ж » Принимаем		3 1,57 0 0,06;	2 0,78 0,26 0,065	2 1,31 0 0,07	2 1,57 О 0,05
Параметр В()пт	«опт-0,51/	- Г 2. Sin р cos 1)				3,65	
Промежуточная геометрпче- .‘кал характеристика	Л пр- Лэ. д	1 1 ~Х	3,10	2,50	2,55	4,00
	[ ^<И1Т	. „	\ " •08 0 — Лпр )				
						

Коэффициент живого сече-
ния <р
Коэффициент потерь давле
пня в головке форсунки д
Действующая характер нети
ка форсунки
Коэффициент расхода цд
Расчетный коэффициент по-
терь давления в головке фор-
сунки
Осреднспнос значение коэф-
фициента потерь давления
Уточненное значение дей-
ствующей характеристики
Потеря давления в головке
форсунки, Мн-м2
Расстояние от оси камеры
закручивания до оси входно-
го отверстия, л(,и
Живое сечение входного ка-
нала, .ИЛ42
Режим дин;	вход-
ных каналах
(1-<Р) Г2
нр — Г 3
Ф р (р
По графику рис. 5. 26
Ид- |/ и2р Д(1—<р)
По графику рис. I;’,
Ид-И2
др=/««; д")'’"
Принимая. И — 4гс
, л Rr(t sin Р cos (I
1 n x —	>
A'l Них п
•QV п Кл/пх
•• Значения коэффициентов tn
и ц принимаются 11(1
• :ДСЛУ

0,41	0,45	0,15	
5	3	3	
2,58	2,0	2,20	
0,25	0,29	0,28	
	2,4	2,0	
	2,7	2,5	
2,62	2,18	2,27	
0,53 0,49 0,47			0
7,8 11,2 13,6	10,2 12,0	7,2 10,2 12,6	8,4 12,0 14,8
6,8 13,9 20,5	7,0 14,0 21,(i	9,6 19,3 29,5	7,8 15,6 23,8
1935 2695 3340	2330 3310 3970	1950 2785 3400	2130 3085 3790

Т аблица 5. 5
Сопоставление методов расчета гидравлических характеристик (производительности) центробежных форсунок
Диаметр сопла, •4.U	Перепад давления ка форсунке, М11/.И2	Геометрические, хар актсри- стикн форсунок			Опытное значение Производитель- ности форсунки, г/сек	огрешность в опри;	ишзво;				
		д	А	в		[5 7	[62	Л.. Кличи	[68, 71]	[83] •
5.0	1,18	2,04	1,34	2,80	262,5	—44,2	,-34,4	-1 26,5	1 6,9	3,1
	1,96	1,98			.”,47,2	- 50,0	31,0	—24,2	3-4,0	3 2,5
5,2	1,18	2,09	1,29	2,69	277,8	-44,1	+41.0	33,1	з- 26,5	-'-3,0
	1,96	1,92			380,6	-51,5	3.32,8	26,0	—5,3	3,6
6.0	1,18	2,36	1,71	2,94	344,5	-51,8	3.32,2	20,0	-4,8	1,9
	1,96	2,26			458,4	-57,4	Н 27,6	16,4	-1-1,5	2,0
7,2	1,18	3,15	1,95	2,88	405,6	-52,1	-1-41,5	—33,8	3-16,6	 1-1,8
	1,96	2,97			547,3	-58,0	з5,о	27,8	3-12,1	+ 1,5
* Пи мето;
Геометрические характеристики и параметры работы форсунок
Таблица.
Тип <			в	Др,	G,	V,
Тангенциальные с вход- ными каналами прямо- угольного сечения	2,61-3,83	1,24-1,85	3,28—4,91	0,26-1,23	39,7 -186,1	17,0— 21,1
Тангенциальные с вход пымн каналами круглого сечения	1,51 -.3,83	0,62 1,72	3,66	0,74-1,30	25,0	•+’,9
С внпкипами заннхрн- '' ‘ЛЯМИ	2,61	1,44	4,1	0,9	72,0	

факела тормозится малой концентрацией окислителя, понижен-
ными температурами газов п охлаждающим действием экранов.
Песгорсвшие капли обусловливают механический недожог и за-
грязнение поверхностей нагрева.
Распределение размеров капель при распиливании имеет
статистпчески-вероятностный характер.
Для описания совокупности капель применяются дифферен-
циальные и интегральные функции распределения С. Нукияма и
У Таназава [8G ], Д. П. Лонгвелла [37 ], X. Ц. Лыоиса и др. [87 ],
Г. А. Трёщ [88], Г. Трещ п П. Грассмана [89], Розина—Рам-
млера. Как показал опыт [44, 57 ], при распиливании топлива
центробежными вихревыми форсунками совокупность капель
удовлетворительно описывает функция распределения Розина—
Раммлера. Интегральная функция распределения фракционного
состава по Розин—Раммлеру имеет вид
R * = е ' •	(5. 65)
где 7? — массовая доля капель, имеющих диаметр больше d;
tZ0 — характеристический размер капель; п — константа распре-
деления, определяемая конструкцией форсунки и режимом ра-
боты.
В уравнении (5. 65) dQ характеризует некоторый «средний»
размер капель, ап — степень отклонения их от этого размера.
Анализ уравнения (5. 65) показывает, что чем больше п и
меньше <70, тем более равномерно распределение фракций по разме-
рам. Для центробежных вихревых форсунок константа распреде-
ления изменяется в пределах п = 2 -=- 4.
Характеристический размер определяется по графику распре-
деления фракционного состава. Полагая d = с?0, получаем, что dr,
соответствует
R = 122 = 36,8%.	(5.66)
е	4	'
Нетрудно показать, что константа распределения
, , 100 . . 100
Iglg—_ lglg—
П = ---1-7--i--;---
lg dj — lgrf2
(5. 67)
Значения dx и d2, соответствующие величинам R1 и T?2, опреде-
ляются по двум произвольным точкам кривой распределения.
Имея значения п и <70, можно рассчитать весь фракционный
состав по классам мелкости по формуле
d = d0]f\n^	(5.68)
* Величина R аналогична остатку на сите прп анализе угольной пыли.
303

При установившемся режиме распыливапия (<70 — const и
п — const) дифференциальная функция распределения весовых
долей по диаметрам, 'которая характеризует относительную
частоту пли массовую долю капель, может быть представлена
в форме
d (d)
"°'
(5.69)
Дисперсионные характеристики центробежных форсунок тесно
взаимосвязаны с ее гидравлическими параметрами, так как при
неизменных условиях толщина пелены па выходе пз сопла, в ко-
нечном счете, определяет тонкость распиливания.
В работах [23, 63, 79 ] приведены приближенные формулы для
расчета толщины пелены, полученные на основании простейших
геометрических соображений о ее форме. Эти уравнения не позво-
ляют установить связь между дисперсионными и гидравлическими
характеристиками, так как толщина пелены определяется вне
зависимости от гидравлических параметров форсунок.
Результирующая жидкая пелена представляет собой одно-
полостями гиперболоид вращения, вдоль которого движутся по
инерции центры тяжести жидких частиц. Полагая, что с доста-
точным приближением гиперболоид можно заменить конусом,
из равенства расходов жидкости в любом нормальном к осп фор-
сунки сечении легко показать, что толщина пелены обратно про-
порциональна расстоянию от среза сопла и зависит только от
радиуса последнего и гидравлических параметров форсунки.
Н. Н. Струлевич предложил следующую формулу для опреде-
ления толщины пелены:
1 — j/ 1 pcos
_6_
а'с
„ а
2 cos —
(5.70)
Формула (5. 70) позволяет рассчитать действительную толщину
пелены у среза сопла. Так как распад пелены при распиливании
топлива в атмосферном воздухе или среде аналогичной плотности
происходит непосредственно у среза сопла, а коэффициент рас-
хода и угол факела можно достаточно точно определить экспери-
ментально, то уравнение (5. 70) в сочетании с критериальными
уравнениями для тонкости распиливания (5. 13, 5. 14) даст воз-
можность установить связь гидравлических параметров форсунки
с дисперсионными характеристиками распыливапия.
Необходимо отметить, что коэффициент расхода и угол факела
при распыливании топлива определяются пе только конструк-
тивными размерами форсунок (геометрическими характеристи-
ками), но и гидродинамическими условиями точения. Таким обра-
зом, полученное значение толщины пелены по формуле (5. 70)

будет зависеть не только от конструкции форсунки, но и от влия-
ния перепада давления, физических свойств жидкости (в первую
очередь ее вязкости) и окружающей среды на величины ц и а.
Экспериментальные данные по тонкости распыливания, фрак-
ционному составу и распределению капель по сечению факела
прп применении центробежных форсунок приведены в рабо-
тах II, 4, 30, 37, 40, 66, 77, 78 и др.].
Одним из основных факторов, определяющих мелкость распы-
ливапия, является перепад на форсунке. Влияние давления по-
дачи па размер капель изучал Нидхем [78 ]. Для центробежных
форсунок различного размера и формы фирмы «Лукас» в интер-
вале А р—0,041 — 0,863 Мн/м2 средний размер фракций оказался
пропорционален р-0,4 В другой серии опытов с форсунками фирмы
Йауер Джетс» (при А =10, rfc=l льи) средний размер пропор-
ционален р-0’03 По данным Кнайта [78], в диапазоне перепадов
давления на форсунке от 0,34 до 6,86 Мн!м2 средний размер ка-
пель пропорционален р~0,458 По Д. Р. Джойсу [1], размер фрак-
ций пропорционален р~0,3’ Д. П. Лонгвелл [37 ] при исследова-
нии распыливания углеводородов методом замораживания пашел,
что в интервале Др = 0,34ч-2,06 Мн/м- медианный диаметр*
фракций пропорционален Др-0,37 По X. Гебгардту [32] размер
капель пропорционален р~0,38 Аналогичные данные получены
и в ряде других работ [30, 57].
Анализ экспериментальных данных показывает, что при не-
высоких перепадах давления (малых значениях чисел Рейнольдса)
влияние давления на размер капель значительно больше, чем при
больших перепадах давления на форсунке.
В первом приближении можно считать, что средний размер
фракций при изменении давления примерно пропорционаленр-0,3’
При увеличении давления не только уменьшается средний
размер фракций, ио и изменяется распределение их по сечению
факела. По мере увеличения давления максимум плотности ороше-
ния растет по величине п смещается от оси к периферии фа-
кела [77].
Тонкость распыливания существенно зависит от диаметра
сопла. Средний размер капель при неизменном давлении увеличи-
вается примерно по линейному закону с изменением толщины
пелены. Так как 6 по формуле (5. 70) пропорциональна da. то
увеличение диаметра сопла при данном давлении ухудшает рас-
пиливание. По данным Д. Р. Джойса [1 ], средний размер фрак-
ций пропорционален с?8,0 Г М. Тернер и Р. В. Маултон [401
прп проведении опытов па тангенциальных форсунках с вход-
* Медианный диаметр капель соответствует абсциссе кривой распреде-
ления, которая делит всю совокупность капель на две равные по массе (весу)
части (В = 50%). При п = 2—4 медианный диаметр капель практически
совпадает со среднемассовым (средневесовым) диаметром.
20 з. и. Ге.'

пыми каналами круглого сечения в интервале значений dc
= (0,72 = 2,03) аки, р, = 0,752,03 мн сек/м2 и Д/г--0,24 =
= 0,88 Мн!м2 обнаружили, что средний размер пропор-
ционален с^’0-0,7 Больший показатель степепи соответствует
.меньшему перепаду давления па форсунке. По данным X. Геб-
гардта [32 ], максимальный размер фракций распыла пропорцио-
нален £?с'56 при перепадах давления на форсунке до \р = 4,9 Мн!м2.
Для маловязких жидкостей, когда размер фракций не зависит от
числа Re по [57], размер фракций пропорционален 0?°'°, а по [90 1
при перепаде давления на форсунке Др = 0,34 Мн'м2 при распи-
ливании воды соплами с диаметром от 1,5 до 10 мм медианный
диаметр капель пропорционален dc. Диалогичные результаты
получил Д. П. Лопгвслл [37]. В интервале величин dc =
= 0,8ч-2,8 мм, Др = 0,34 = 2,0 Мн!м2, у — 8ч-80 мм2/‘сек, по его
данным, медианный диаметр капель пропорционален dc.
О влиянии дпаметра камеры закручивания и тангенциальных
каналов форсунки на мелкость распыливапия можно судить по
критериальному уравнению, приведенному в работе [57 ]. В работе
[30 ] приведены данные по влиянию числа тангенциальных каналов
и угла наклона их на распределение фракций по сечению факела.
Вместе с тем влияние других геометрических размеров форсу-
нок (высоты камеры закручивания, угла конуса при входе в сопло,
длины сопла и др.) па мелкость распыливапия в настоящее время
изучено недостаточно.
Приведенные зависимости среднего размера фракций от пере-
пада давления на форсунке и, в особенности, от диаметра сопла
нельзя рассматривать в отрыве от гидродинамических условий
течения топлива в форсунке. Для вязких топлив необходимо учи-
тывать изменения коэффициента расхода и угла факела в зависи-
мости от геометрических размеров форсунки и физических свойств
топлива (в особенности вязкости) и влияние ц и а на толщину
пелены и размеры фракций. Этим, в частности, можно объяснить
различие в зависимости среднего размера фракций от dc, по дан-
ным [1, 32, 37, 40, 57, 90].
Мелкость распиливания зависит также от физических свойств
топлива и окружающей среды, а распределение фракций по сече-
нию и от скорости потока.
Опыты показывают существенное влияние вязкости то-
плива на мелкость распыливапия и фракционный состав.
Д. Р. Джойс [1 ] обнаружил, что в диапазоне перепадов давления
на форсунке от 0,69 до 1,96 Мн/м2 и при увеличении вязкости
с 2 до 18,5 ммЧсек средний диаметр капель возрастает на 40—
47%. По этим данным, среднеповерхностный размер капель*
* Среднеповерхностный размер капель соответствует диаметру капель
в гипотетическом (моиодисперсном) факеле, который имеет то же число ка-
пель и суммарную поверхность, что и реальный факел распыла. Средне-
поверхностный диаметр капель при п = 3 меньше медианного на 13'У
306

пропорционален v0,2 Ио Р В. Тенту и В. Р. Маршаллу [30],
увеличение вязкости от 1 до 7 мм2/сек (Д; = 0,8 лиг, 13 —12 смР/сек,
др = 2,8 Мн/м2) приводит к увеличению срсднеповерхпостного
размера капель от 54 до 78 мкм, т. е. пропорционально v0,2
При этом заметно изменяется весь фракционный состав распи-
ливания. Если при вязкости 1 мм2/сек 50% (по массе) частиц имели
размер менее 60 мкм, то при вязкости 7 мм2/сек таких фракций
было лишь 15%. При вязкости 7 мм2/сек фракций более 100 мкм
было 48%, а прп вязкости 1 мм?!сек— 8%. При исследовании рас-
пыливания углеводородов в интервале т=8 = 80 .ил2 сек, \р =
= 0,344-2,66 Мн/м2, г0 = 0,4 = 1,4 мм, по данным Д. П. Лоиг-
велла [37], медианный диаметр капель пропорционален v0,_2
Г М. Тернер и Р. В. Маултон [40] нашли, что в диапазоне 0,81 —
2,02 мн сек/м2 размер фракций пропорционален р,°')о9'°'2"0
В опытах Кпайта [78] обнаружено, что среднеповерхностный
диаметр капель пропорционален v * . Из критериальных уравпе-
пий А. Г Блоха и Е. С. Кичкиной [57] в интервале изменений
.1 = 1,72 = 9,51, ц =0.98 = 29,03мн-сек/м2, = 3-10-4 = 1 • 10“А
г •	’ qo ак
Re = 8 102 = 3,5 103 средний массовый (медианный) диаметр
капель пропорционален v0,D
Влияние вязкости на размер капель не является неожидан-
ным. Как было показано ранее, повышение вязкости топлива
обусловливает увеличение коэффициента расхода и уменьшение
корневого угла факела. В этих условиях, как это следует из ана-
лиза уравнения (5. 70), толщина пелены растет, а, следовательно,
при прочих неизменных условиях при повышении вязкости
(т. е. уменьшении числа Re) средний размер фракций увеличи-
вается.
При анализе экспериментального материала следует иметь
в виду, что влияние вязкости особенно значительно для форсунок
с большими размерами камеры закручивания при высоком значе-
нии параметра В =	. Изложенное позволяет объяснить различ-
г вх
пое влияние вязкости, обнаруженное рядом авторов (показатель
степени от 0,159 до 0,5). Действительно в опытах [57 ] при распи-
ливании вязких жидкостей применялись форсунки с большими
размерами камеры закручивания (отношение высоты камеры
закручивания к ее диаметру составляло 3,8—9,8), а геометриче-
ская характеристика А =4,4 при dc = 0,91 мм. По этой причине
влияние вязкости на размер капель оказалось существенно выше
(показатель степени 0,5), чем в работах [1,30,37,40].
Необходимо подчеркнуть, что при нормальных размерах ка-
меры закручивания и параметра В по мере повышения вязкости
и понижения перепада давления па форсунке (т. е. уменьшения
числа Re) влияние вязкости па мелкость распыливания увели-
чивается.
20*

Для определения влияния поверхностного натяжения на мел-
кость распыливания Г М. Тернер и Р В. Маултон [40 ] провели
две серии опытов при распыливании бета-нафтола и бензойной
кислоты, поверхностное натяжение которых составляло 26,9 и
37,2 мн/м. В этом диапазоне величин они не обнаружили замет-
ного влияния изменения поверхностного натяжения на размер
фракций. X. Гебгардт [32] изучая влияние поверхностного
натяжения в интервале 24,6—73,9 мн/м и плотности в диапазоне
811—1035,6 «г/л3 на тонкость распыливания. В его опытах
изменения и и р в указанных границах не оказывали существен-
ного влияния на тонкость распыливания. По экспериментальным
данным [57], в интервале о=294-73 мн/м обнаружено весьма
слабое влияние поверхностного натяжения на размер капель
(средний размер фракций пропорционален о0,1). Аналогичные
результаты приведены в монографии [4]. Имея в виду, что йо-
нерхностное натяжение и плотность различных жидких топлив
прп их распыливании находятся в пределах а =27 = 30 мн/м,
Q =900-^1000 кг/м3, можно не учитывать влияние изменения о
и Q на мелкость распыливания при обычно применяемых пере-
падах давления на форсунке.
Влияние физических свойств среды на мелкость распилива-
ния и распределение фракций по сечению факела при работе
центробежных форсунок мало исследовано. По данным М. По-
пова [91], при распыливании метанола (q=790,4 кг/м3, цн; =
=0,63 мн сек/м2, о=22,9 мн/м) в среду сжатого воздуха и ре-
жиме распыливания, который характеризовался значением
критериев Re = 29 300, Лапласа (Опезорга) z * = •—=0.702
V
10-2, при симплексе вязкостей сред М — — 2,85 10-2 vbc-
Ря(
личеппе симплекса /V = — от 0,32 10~3 до 3-10" 3 за счет сжа-
тия воздуха приводит к уменьшению среднего размера капель
в 2,3 раза. Одновременно изменяется и распределение фракций
по классам крупности — увеличивается их однородность.
По данным де Корсо [921, средний размер капель умень-
шается на 35% лишь при повышении избыточного давления до
0,1 Мн/м2. Прп дальнейшем увеличении противодавления до
0,9 Мн/м2 размер капель возрастает на 35%. Увеличение размера
капель в работе [92] объяснено их слиянием при больших плот-
ностях орошения, которые наблюдаются в случае повышенного
давления в камере сгорания. Следует, однако, иметь в виду, что
при повышении давления окружающей среды, помимо увеличения
размеров воздушного вихря и сил сопротивления, уменьшается
угол факела. По данным [93], относительное изменение угла
факела может оказать решающее влияние па размер капель.
* Здесь Zo — определяющий размер форсуик
.'8 •

Прп распиливании топлива в среду с пониженным (по срав-
нению с атмосферным) давлением на толщину пелены п связанную
с ней величину капель накладывается два фактора. G одной сто-
роны, сокращаются размеры воздушного вихря, а с другой — раз-
рыв пелены происходит па большем расстоянии от среза сопла
вследствие меньшего влияния сил сопротивления среды. По-види-
мому, в этом случае можно ожидать уменьшения среднего размера
капель.
Для исследования влияния вязкости среды па размер капель
М. Попов распыливал метанол в ацетилен (р,г = 10,2 мкн сек!м2),
воздух (р,г —17,9 мкн сек/м2) и неон (р,г = 31,1 мкн  сек/м2).
В опытах z = 0,702 10~2, /V -= 1,52 10“3, а М = изменялось
Шк
от 1.6 10-" до 5,0 10-2. При этом средний размер фракций
уменьшился на 5%.
Анализ экспериментальных работ по дисперсионным характе-
ристикам центробежных форсунок показывает, что при проведе-
нии опытов использовались жидкости (вода, керосин, расплавлен-
ный парафин и др.), свойства которых (в особенности вязкость)
сильно отличаются от свойств современных топочных мазутов.
Кроме того, конструкции и геометрические характеристики опыт-
ных форсунок весьма существенно отличались от центробежных
форсунок, применяемых для распыливапия вязких топлив в ко-
тельных установках. Большинство опытов было проведено на
авиационных форсунках с непосредственным вводом жидкости
в камеру закручивания по тангенциальным каналам круглой
формы. Основные размеры форсунок (расстояние от оси входных
каналов до осп сопла, высота камеры закручивания, радиусы
сопла и входных каналов, число каналов и др.), определяющие
в совокупности их геометрические характеристики, а при заданных
перепаде давления и свойствах жидкости гидравлические пара-
метры, мало характерны для обычных конструкций фор-
сунок.
В связи с изложенным результаты этих опытов пе могут быть
с достаточной точностью использованы для определения мелкости
распыливания центробежных форсунок, применяемых прп сжига-
нии мазутов.
Для получения данных по дисперсионным характеристикам
центробежных форсунок, используемых в котельных установках,
было проведено экспериментальное исследование мелкости распы-
ливанпя по методу замены топлива моделирующим веществом —
церезином марки 57 с присадкой полимера изобутилена [44].
Опыты проводились на экспериментальной установке, схема ко-
торой приведена на рис. 5. 9. Исследуемые форсунки предста-
влены на рис. 5. 14, а, в, г. В некоторых опытах применялись
также форсунки с входными каналами, расположенными под
углом к оси сопла (см. рис. 5. 14, б). Данные исследованных
форсунок приведены в табл. 5. 6.
300

На рис. 5. 27 изображена типичная дисперсионная характери-
стика для форсунки с винтовым завихрителем, полученная в од-
ном из опытов.
На рис. 5. 28 показало влияние конструкции тангенциальных
форсунок па фракционный состав распыла. Опыты проводились
на форсунках с с2с=2,61 мл,
Л =1,72-1,85 и 5=4,57-4,91
при Д р —1,14=-1,31 Мн! лI 2 и
Рве. 5. 27. Дисперсионная харак-
теристика для форсунки с винто-
вым завихрителем.
dc = 2,61 ЛЫК А = 1,44; В = 5,08; А3. =
= 1,41; Др = 0,9 .ЧнСч2; В = 72 а/стк;
v = 19 .н.н2/сек.
v = 18,1 — 21,1 мм2/сек. Из гра-
фиков следует, что тангенци-
альные форсунки с входными
каналами круглого сечения об-
ладают более тонким распили-
ванием, чем форсунки с кана-
лами прямоугольного сечения.
Это объясняется тем, что в
тангенциальных форсунках с
входными каналами прямо-
угольного сечения значитель-
ная часть располагаемого пе-
репада давления используется
на преодоление сопротивлений
в головке форсунки.
Влияние конструкции форсу-
нок па равномерность распреде-
ления капель по сечению факела представлено на рис. 5.29. Из
сравнения графиков следует, что характер распределения капель
Рис. 5. 28. Влияние конструкции тангенциальных форсунок на фракцион-
ный состав распыла.
I и 2 — тангенциальные форсунки с входными каналами круглого сечения, для которых
соответственно Лэ. д = 1,55 и 1,85; з и 4 — тангенциальные форсунки с входными каналами
прямоугольного сечения, для которых соответственно Лэ. д = 1,54 и 1,92. .
310

по сечению факела для рассмотренных форсунок аналогичен. Не-
сколько более равномерное распределение получено при примене-
нии тангенциальной форсунки с входными каналами круглого
сечения.
Для оценки равномерности распределения капель, помимо
локальных дисперсионных характеристик распыливания, пеоб-
Рис. 5. 29. Распределение капель по сечению фа-
кела.
I — тангенциальная форсунка с входными каналами прямо-
угольного сечения; 2 — тангенциальная форсуш?а с вход-
ными каналами круглого сечения; з — форсунка с винто-
вым завихрителем.
ходимо пметь данные о плотности орошения по сечению факела
па разном расстоянии от среза сопла. Для определения полей
удельных потоков топлива были проведены опыты, в которых
измерялась плотность орошения в сечениях факела, отстоящих
от среза сопла на 0,183 и 0,483 м. В опытах применялись фор-
сунки с диаметром сопла 2,61 мм. В качестве топлива исполь-
зовался мазут М-40. Распиливание проводилось в среду непо-
движного воздуха с температурой 33° С. Остальные условия
опытов приведены в табл. 5. 7.
Таблица 5. 7
Геометрические характеристики и режим работы форсунок
Тип форсунки	А	В	Др, Мн/ .и	V, .м2 / сек	G, г! се к
Тангенциальная с входными каналами круглого сечения	1,72		1,24	16,2	90,0
Тангенциальная с входными каналами прямоугольного сече- ния	1,85	4,91	1,24	17,8	100,0
С винтовым завихрителем	1,44	5,08	1,19	17,0	106,7
С каналами круглого сечения, расположенными под углом к оси сопла 		1,74	0.28	1,18	21,2	116,1
311

На рис. 5. 30 приведены поля удельных потоков топлива по
длине факела. Из рассмотрения графиков следует, что танген-
циальные форсунки с входными каналами круглого сечения обес-
печивают наибольшую равномерность распределения топлива по
сечению факела.
Рис. 30. Поля удельных потоков топлива но длине факела.
<i — L ==. 0,183 ли б — L = 0,483 .«; 1 — тангенциальная форсунка с входными каналами
круглого сечения; 2 — тангенциальная форсунка с входными каналами прямоугольного
сечения; 3 — форсунка с винтовым завихрителем; 4 — форсунка с вводом топлива по
каналам круглого ссчепин, расположенными под углом к оси сопла.
Анализ дисперсионных характеристик исследованных форсу-
нок показал, что распределение капель по классам мелкости под-
чиняется закону вероятности, описываемому уравнением (5. 65).
При этом для исследованных форсунок п~2,8—3,0.
Для обобщения экспериментальных данных по мелкости рас-
пиливания использовано критериальное уравнение (5. 14).
Как отмечалось, для топочных мазутов Q и а изменяются не-
значительно, в то время как вязкость их изменяется очень сильно,
кроме того, при распиливании топлива в воздухе плотность и
вязкость окружающей среды остаются практически неизмен-
ными. Указанное позволяет исключить из рассмотрения критерии
1апласа (имея в виду, что толщина пелены фигурирует в качестве

определяющего размера в критерии Рейнольдса) и симплекс
плотности сред. При этом для обобщения экспериментальных дан-
ных при распыливании топочных мазутов в воздухе атмосферной
плотности критериальное уравнение может быть представлено
в виде
4 = ^(Re,	(5.71)
Толщина нелепы определяется по формуле (5. 70), а скорость
топлива на выходе из сопла по уравнению
В 1 f <2	, 1
=---------5— v -Лэ. д 4—
0,785 d%Q г л Ф-
(5-72)
Здесь В — расход топлива
через форсунку в кг!сек.
Значения б и ?.о, в ко-
нечном счете, определяют
влияние гидравлических
параметров на тонкость
распыливания.
Па рис. 5. 31 приведе-
на зависимость толщины
нелепы от эквивалентной
действующей характери-
стики Лэ. д для исследо-
ванных форсунок. Вели-
чину 6 рассчитывали по
уравнению (5. 70) по зна-
чениям р. и а, полученным
в опытах. Там же для
сравнения приведен гра-
фик, прп построении кото-
Рис. 31. Зависимость——от эквлвалент-
ас
ной действующей характеристики.
1 — график по Г. Н. Абрамовичу и Л. Л. Клячко,
2 — тангенциальные форсунки с входными кана-
лами прямоугольного сечения; з — форсунки с
вводом топлива по каналам круглого сечения,
расположенными под утлом оси сопла; 4 — экспе-
риментальные данные для тангенциальных фор-
сунок с входными каналами круглого сечения
(кривые совпадают).
рого значения ц п а опре-
деляли по теориям Г. Н. Абрамовича и Л. А. Клячко.
Опытные значения 6 описываются уравнением
где Т п е — постоянные величины, определяемые из табл. 5. 8
в зависимости от конструкции форсунки.
Па рис. 5. 32 приведены результаты наших опытов по фракци-
онному составу" капельной смеси для исследованных форсунок.
Там же приведены опытные данные Н. Н. Струлевича по мелкости
распыленного парафина, а также данные Р. В. Тейта и В. Р. Мар-
шалла [30], полученные при распыливании воды. Из графиков
следует, что симплекс вязкости сред играет роль параметра.
313

Таблица 5. 8
Значения величин Т и е дли уравнения (5. 73)
Тип форсунки	S. д	А	В		
Тангенциальная с входными каналами прямоугольного сечения л каналами круглого сечения, расположен- ными под углом к оси сопла	1,0-5,0	0,51-1,81	2,90-6,28	0,12	0,67
Тангенциальная с входными каналами круглого сечения	1,5-4,7	1,08—13,54	3,65—7,93	0,17	1,09
С винтовым завихри- телем	1,0-4,0	0,30-2,07	3,11—5,08	0,13	0,76
описываются уравпе-
Графики, представленные на рис. 5. 33,
пнем
-Л = 0,00525 Re0,6 С°’2.
(5. 74)
Уравнение (5. 74) применимо в границах, соответствующих
значению величин, указанных в табл. 5. 6.
По уравнению (5. 74) можно рассчитать влияние перепада
давления па форсунке и вязкости топлива на медианный диаметр
капель. На рис. 5.33 приведена зависимость dx = Др)
при dc = 3,75 мм и v = 20,5 ммЧсек, а также с?м = ф (А3-д, v) прп
dc = 3,75 мм и р = 1,23 Мн!м?. Из графиков видно, что влияние
перепада давления иа форсунке и вязкости топлива на сред-
ний размер капель по мере роста Лэ-Д уменьшается.
На основе проведенного исследования разработана методика
расчета дисперсионных характеристик форсунок. Из критериаль-
ного уравнения (5. 74) определяется медианный диаметр капель,
при этом скорость пелены рассчитывается по формуле (5. 72).
В случае получения чрезмерного значения медианного диаметра
капель необходимо изменить уровень вязкости топлива или давле-
ние подачи. Полагая, что константа распределения не изменяется,
по формуле
=	(5-75)
/ 0,693
определяем характеристический размер капель, принимая п = 3.
Затем задаемся объемными долями капель R (например, 10, 20,
30, 40, 50, 60, 70, 80 и 90 %) и, используя формулу (5. 68), опре-
деляем весь фракционный состав капельной смеси по классам
мелкости.
314

В табл. 5. 9 сопоставлены различные методы расчета медиан-
ного размера капель. Для сравнения приняты опытные значения
d„ по Р В. Тейту и В. Р. Маршаллу [30 ], полученные прп рас-
пиливании воды, и по X. Гебгардту [32]. при распиливании
йм,МКМ
Рис. 32. График функции —
“м
-ф(Ие,
1 — С = 733 4- 853 (опыты автора);
2 — С = 151 (данные Н. H. Струлеви-
ча); з — С(| = 55 (данные Р. В. Тей-
та и В- Р. Маршалла).
Рис. 5.33. Влияние перепада давлений
ыа форсунке и вязкости на размер ка-
пель.
а —dM	=	/ СЛП , Др):	1 — Др=0,39	Мн/.н2;
2 —	Др	=	0,59	Ш«2; 3	— Др = 0,78	Мн .ч2;
У —	Др	=	0,98	Ми/Л12; -5	— Др = 1,47	_И»</Л12;
в —	Др	=	1,96	Мн/.ч2;б	— dM (Лэ д,	v): ' I —
v = 28,4	2 — v = 20,5 Л1.и®/се»г; 3 —
v ~ 11,4 мм^/сек.
нефтепродуктов. Пз табл. 5. 9 следует, что наша методика опре-
деляет dM с высокой точностью.
В табл. 5. 10 в качестве примера приведен расчет фракционного
состава распыла для тангенциальных форсунок с входными кана-
лами круглого и прямоугольного сечения, форсунок с винтовым
завихрителем и с входными каналами круглого сечения, располо-
женными под углом к оси сопла. Производительность форсунок.
0,14; 0,28 п 0,42 кг/сек, перепад давления на форсунке 1,47 ММ,
вязкость топлива 20 лич2 сек (~ 3° ВУ) и плотность
900 кг Л13.
315

Таблица 5. д
Сопоставление методов расчета медпаяного диаметра капель
	Перепад давлении па форсунке, Мн/.и2	Визкость 1	Производи тслыюсть форсунки, г/сек		Опытное значение медианного, диаметра капель,	Погрешность в определении медианного диаметра капель, '				
						[57]	[94]	[78]	1 no 11. И. стру- .теппчу	
2,416	1,0	64,4	39,2	123	361	--276	—71,8	--48,7	-25,3	-4,2
2,416	0,1	1,0	9,4	92	301	+39	-37,9	-46,5	-72,9	:-б,з
2,416	1,5	64,4	47,0	121	294	->-302	-68,0	-45,9	—15,6	10,2
2,416	0,5	14,1	23,6	106	273	-1-140	—56,5	—40,0	-39,6	— 10,8
2,416	0,2	1,0	14,5	99	234	+44	-77,4	—45,6	-68,0	-9,3
2,416	0,5	6,6	26,9	127	204	-М66	-36,3	-29,8	—31,8	-7,3
2,416	1,5	6,6	41,1	111	134	1-173	-33,6	-21,8	-20,3	— 4»5
<1,786	2,9.	1,0	11,9	68	62	~г64	-36,4	-42,3	-22.3	—1,1
0,786	2,0	1,0	11,9	85	69	-1-51	-32,0	—37,4	-16,6	л-2,3
1,016	1,8	1,0	16.1	92	81	+62	-36,4	-40,4	-20,0	-1,7
0,786	1,6	1,0	5.8	•10	70	- -165	-31,1	-41,3	,’'5.1	7,2
5. 7. Конструкция и эксплуатация центробежных форсунок
Для распыливания топочных мазутов на отечественных тепло-
вых электростанциях применяются главным образом тангенци-
альные форсунки с входными каналами прямоугольного сечения
(типа ЦККБ - МФМР).
На некоторых тепловых электростанциях используются меха-
нические форсунки с винтовыми завихрителями (см. рис. 5. 14, в),
а также форсунки с входными каналами круглого сечения, рас-
положенными под углом к оси сопла (см. рис. 5, 14, б) и др. *
Большое количество различных конструкций форсунок приме-
няется для распыливания топлива в котельных установках сред-
ней и малой производительности и в промышленных печах **.
На рис. 5. 34 представлена механическая форсунка завода
«Ильмарине», а в табл. 5. И — основные геометрические размеры
ее и производительность. Там же приведены расчетные значения
геометрической характеристики и коэффициента расхода по
Г Н. Абрамовичу, а угла факела — по Л. А. Клячко.
Аналогичная конструкция форсунки используется в проектах
ТКЗ. В табл. 5. 12 приведены геометрические размеры, произво-
дительность форсунок по данным ТКЗ, а также значения А,
Цт и аф, полученные расчетом.
* На электростанциях Башкирэнерго получили распростраиепие фор-
сунки с прямыми тангенциальными каналами круглой формы.
** Описание конструкций форсунок приведено в литературе [60, 95].
31 6

Рис. 5. 34. Мохаиочоская
форсунка завода «Ильма-
рпнс».
1 — втулка; 2 — штуцер кор-
пуса; 3 — корпус; -1 — оправа;
л —ствол с наконечником; б —
контргайка; 7 — гайка; S —
распределитель; 9 — еавихри-
тель; ю —сопло; 11 — рукоят-
ка; 12 — чугунная заглушка-
C.J

Расчет фракционного
Наименование	Способ оире;	
Производительность, кг сек Скорость пелены на выходе, из сопла, м1 сек Толщина пелены, лк.» Критерий Рейнольдса пелены Медианный диаметр капель, лк.н Характеристический размер фрак- ций, ЛК.» Диаметр капель, лкл: 10-процентный 20- 40- 60- 80- 90-	Задано G 1,Л.2 ,1* “ 0,785 2 > э' д ' Ф2 71 ** аэ. д Re = ^ И . =	6	 / Т) \0,2 !ц> с> Д',6 0,00525 —1—	— ^опр /	\ v 1 _ *** ° V 0,693 г	/Tot rf02 = rf0|/ln^ <«03=^0 т/lnl^ F	/То3 rfo4 = rfol/ f	*’04 Л л T /1n 100 flog —Oo j/ 1^77“ dO7 = dol/ InlHl F	/TQ7 rf08=d0|/ln^ F	/<0ч* rfW = rfoT/ln^ F	/той	
* Значения"^., Лэ. д, <р приведены в табл.
** Значения Т и е приведены в табл. 5. 8.
*** 71=3.
318

Таблица 5.10
состава распыла
Тангенциальная форсунка с вход- ными каналами прямоугольного сечения			Форсунка с вход- ными каналами круглого сечения, расположенными под углом к оси сопла			Форсунка с вин- товыми завихри- телями			Тангенциальная форсунка с вход- ными каналами круглого сечения		
0,14	о;28	0,42	0,14	0,28	0,42	0,14	0,28	0,42	0,14	0,28	0,42
46,0	45,7	46,4	46,1	46,0	45,2	46,1	46,0	45,2	48,4	47,6	46,9
234	337	409	255	361	446	257	364	450	205	293	362
553	772	952	590	832	1010	595	838	1020	500	699	852
25G	303	324	269	311	341	268	311	344	236	279	306
289		366	394	352	385	303	351	389	267	315	316
135	161	171	143	165	180	142	164	183	125	147	162
175	208	222	184	213	233	184	213	236	162	191	210
205	243	259	216		273	215	249	276	189	223	245
231		293	243	281	308	242	281	311	214	252	, 276
281	333	355	295	342	374	294	341	378	259	306	336
308	365	389	323	375	410	322	374	414	284	335	368
339		430	357	413	452	356	412	456	313	370	406
382	433	484	402	465	509	400	464	515	353	416	457
319

Таблица 5.11
Мазутные форсунки механического распыливания завода «Ильмарине»
Обозначение форсунки	814 = ---(tv mill) 4.1.3011 «ч1.мхпУ<Ш1?»(>0п	Размеры сопла, лич			Размеры за- вихрителя, лич				Диаметр отвер- стий распреде- лители d, лш	Геометрическая характеристика А	Гидравличе- ские пара- метры	
		d		я	D	Di	d	а			1S	аФ- pad
МФМР-1	69,4	2.5	16	16	9	29,5	2,5	2	2,5	0,76	0,50	0,96
МФМР-2	138,9	3,5	25	25	11	28,5	3,5	2	3,5	1,37	0,37	1,24
МФМР-3	208,3	4,5	25	35	12	27.5	4,5	2	4,5	1,96	0,29	1,41
МФМР-4	277,8	5,0	25	45	13	27,0	5,0	3	5,0	1,4(1	0,35	1,27
МФМР-5	347,2	6,0	25	55	14	26,0	6,0	°	6.0	1,92	0,29	1,41
Основные характеристики механических (центре
Обозначение форсунки	Дпаме ила *,	Геометрические характеристики			Гидравли- ческие па- раметры		Производи- тельность, г /'сек		Приведен- ная гео- метриче- ская харак- тернсти- ка- лпр		Эквпва- лсятцо- действу- ющая гео- метриче- ская ха- рактери- стика, Лп.д		
	dl			D	ит	°т- рад	при перепаде						
							1.96	3,4,3	1,96	3,43	1,96	3,43	
ОН-521-01 011-521-02 011-521-03 011-521-04 OII-531-O5 011-521-06 011-521-07 011-521-08 ОН-521-09 ОН-521-10	1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 1.5 2.0 2,5 3,0 з,-	2,06 2,75 3.44 4,12 4,82 0,49 0,65 0,82 0,98 1.15	5,37 5,37 5,37 5,37 5,37 2,71 2,71 2,71 2,71 2,71	0,77 1,02 1.28 1,53 1,79 0,54 0,72 0.90 1,08 1,26	0,28 0,23 0,20 0,17 0,15 0,61 0,54 0,48 0.44 0,41	1.45 1,59 1,67 1,74 1,83 0,77 0,89 1,00 1,12 1.17	22,2 33,4 44,5 58,4 69,5 50,0 77,8 111,2 144,4 183,2	30,6 44.5 61,2 75,0 91,7 64,0 100,0 144.4 191,5 238.9	3,04 3,65 4,29 4,98 5,69 1,46 1,58 1,68 1,8.3 1,90	3,01 3,61 4,27 4,94 5,67 1,43 1,53 1,62 1,73 1,89	2,02 2,54 3,09 .3,68 4,27 1,38 1,51 1,62 1,78 1,85	2,05 2,56 3,10 3,64 4,26 1,36 1,47 1,55 1,68 1,84	
* d2=19 мм, dj = 30 л.и, Л = 6 мм (см. рис. 5. 36, I). Для форсунок OH-521-Ol
ОН-521-06 4- ОН-521-10 размеры завихрителя (см. рис. 5. 36, 26) в -ч.ч: di = 20,5, dj =
пределителя (см. рис. 5. 36, За) в -и.и: di= 16,5, d2=20,5, dj=24,", d4=4, dB=30.
С целью унификации типов п типоразмеров форсунок, обеспе-
чения полной взаимозаменяемости их, освобождения проектных
организаций от необходимости проектирования механических
форсунок ЦКТИ, ВТИ и завод «Ильмарине» разработали нор-
мали * на форсунки стационарных паровых котлов [80 ].
* Введены с 1 января 1961 г.
320

Таблица 12
Мазутные форсунки механического распыливания ТКЗ
Прчизш'дитель- HOi'TL» (При Ар — 1	1.96 г/с	Размеры сопла,			’аэмеры завихрителя, Л1.П				Диаметр отвер- стий распреде- лителя d, AM	Геометрическая характеристика 	А		Гидравличе- ские лараме' ры	
	а	г>2		D	D1	d	а			цт	V рад
69,4	2,3	16	16	9	29,7	2,3	2	2,3	0,70	0,52	0,92
138,9	3,3	25	25	11	28,7	3,3	2	3,3	1,29	0,38	1,22
2(18,3	3,9	25	35	1Т	28,1	3,9	2	3,9	1,53	0,34	1,29
277,8	4,5	25	35	12	27,5	4,5	9	4,5	1,96	0,29	1,43
347,2	5,1	25	45	13	26,9	5,1	3	5,1	1,49	0,35	1,27
416,6	5г5	25	45	13	26,5	3,0	3	5,5	1,60	0.33	1,31
486,1	6,0	25	5 э	14	26,0	6,0	3	6,0	1,92	0,30	1,41
Таблица 6.13
бежиых) форсунок малой производительности
Действитель- ное значение коэффициента расхода,	Действитель- ное значение угла факела, а рад	Действитель- ная произво- дительность, г /сек	Толщина пелены, Л1К.Н	Медианный диаметр капель, ЛОГЛ1	90-процент- пый диаметр капель, мкм
H.iB.ieiuni на форсунке, .и®
		.3,1.,	1,96	3,13	1,96	| 1,96		3,43	1,96	3,43	1,9С	3.4 3
	0,29	0.28	1,06	1,06	30,3	39,8	114	112	177	148	265	222
	0,24	0,24	1,10	1,10	45,5	60,5	128	127	186	1о4	278	231
	0,21	0.21	1,12	1,12	62,2	81,7	135	135	187	159	280	238
	0.19	0.19	1,12	1,12	78,4	104,1	144	145	190	162	285	243
	0,17	0.17	1,12	1,12	94,2	126,7	154	154	196	165	293	247
	0,36	0.37	0,98	0,98	38,4	51,2	150	152	199	169	298	253
	0,34	0,35	1,00	1,00	64,1	86,4	188	191	218	185	327	277
	0,33	0,34	1,03	1,01	96,4	130,8	222	230	233	201	350	301
	0,31	0,32	1,05	1,03	130,8	177,8	250	261	243	209	364	313
	0,30	0.30	1,07	1,05	173,3	230,5	284	285	255	217	382	325
OTI-521-05 размеры завихрителя приведены на рис.
30. dg — 9,5, rfi- 4, а-2, li-З- Для всех форсунок малой ирон;
2а; для форсунок
льностн размеры рас-
Нормалями предусмотрен выпуск механических форсунок
двух групп малой (22,2—238,9 г/сек) и средней производитель-
ности (111,1—722,3 г/сек). Переход от одного типоразмера к дру-
гому в каждой группе осуществляется путем замены распилива-
ющих элементов головки форсунки. Номинальное давление то-
плива перед форсункой 2,Об и 3,53 Мн'м2.
21 3. II. Геллер.
321

Общин вид форсунки, предусмотренный нормалями, предста-
влен на рис. 5. 35, а ее распиливающей головки — на рис. 5. 36.
В табл. 5. 13 и 5. 14 указаны основные размеры форсунок малой
и средней производительности по нормалям [80 ], а также рас-
четные значения геометрических характеристик А, Б, D и гидра-
влических параметров цт и ат. Кроме того, в табл. 5. 13 и 5. 14
приведены результаты расчета геометрических, гидравлических
Рис. 35. Общий вид механической (центробежной) форсунки
1 —колодка; 2 — зажимное устройство; 3 — фланец; 4 —ствол; 5 — распи-
ливающая головка.
и дисперсионных характеристик форсунок по нашей методике
с учетом вязкости топлива. В расчете принято, что вязкость
топлива при распыливании составляет 3° ВУ, а плотность — •
900 кг/м3.
Из анализа данных табл. 5. 13 и 5. 14 следует, что действитель-
ная производительность форсунок OH-521-Ol -=- ОИ-521-05 выше,
чем это указано в нормалях.
В связи с тем, что топкость распыливания и продолжитель-
ность непрерывной работы форсунки существенно зависят от
качества изготовления и сборки ее, обработка, допуски и посадки
деталей распыливающей головки должны соответствовать данным,
приведенным на рис. 5. 34 и 5. 36. Для увеличения срока службы
распределителя, завихрителя и сопла допускается их изготовле-
ние из стали марок ХВГ, ХЗ, ХЧ и ЗХВ [80].
322

KJ
Рис. Распиливающая головка форсунки [80].
1 — сопло; 2а —завихритель для Форсунок OH-512-Ol	ОН-521-05; 26 - завихритель для форсунок 011-521-0(5
011-521-10 и 011-547-01 . ОН-547-06; За—распределитель для форсунок ОН-521-01 -г- ОН-521-10 и ОЯ-547-01
011-547-03; зб — распределитель длгГфорсуиок OF1-M7-04	оп-547-06; i гайка; Д — наконечник.

Таблица Ц
Основные характеристики механических (центробежных) форсунок
средней производительности
	Размеры		Размеры завихрителя * **,						Геометрические характерней! кп		
	сопла	*, ЛЫ1									
форсунки	di					d..	a	h	A		
OH-547-Ol	2,5	6	27	fi	9	5	2	3,0	0,76	2,53	0,90
ОН-547-02	.3,5	6	27	з	11	' ,5	z	3,0	1,3 7	3,25	1.26
ОН-547-ОЭ	4,5	6	Z f	з	12	,5	2	3,0	1,96	3,62	1,63
ОН-547-04	5,0	6	27	0	13	5,0	3	3,0	1.45	2,95	1,4?
ОН-547-05	6,0	5	2 /	0	13	5,0	3	3.2	1,64	2,86	1.72
011-547-06	7,(1	5	27	0	13	5,0	3	3,4	1,80	2,78	!,94
П родолжение табл. 5. 14
Обозначение форсунки	Гидравли- ческие па- раметры		Производи- тельность, г/сек		Приведенная геометриче- ская хара- ктеристика Апр		Эквппалсптнп- действующая геометриче- ская характе- ристика Аэ. д		Действитель- ное значение коэффициента расхода ц	
		ат’		при перепаде		давлении на форсунке.			Ми	
	М-т	рад	1,96	3,43	1,90	3.4 3	1,96	3,43	1,90	3,4.'
OH-5 4 7-01 011-547-02 ОН-547-ОЭ OH-547-04 ОН-54 7-05 OH-547-06	0,50 0,37 0,29 0,35 0,33 0,31	0,96 1,25 1,43 1,27 1,3 4 1,38	1 11,2 166,7 222,2 333,3 44 4,4 558,3	138,9 222,2 277,8 416,7 558,3 722,2	1,6 4 2,05 2,52 2,15 2,42 2,69	1,58 2,02 2,55 2,22 2,56 2,92	1,60 1,94 2,34 2,08 2,38 2,68	1,54 1,90 2,38 2,14 2,52 2,92	0,33 0,29 0,26 0,28 0,25 0,24	0,34 0,3 и 0.25 0,27 0.25 0,22
Продолжение табл. .14
Обозначение форсунки	Действи- тельное значение		Действитель- ная произво- дительность, г/сек		Толщина пелены, ли».и		Медианный диаметр капель,		Девя посто- процентный	
	угла ла ад	факс- Р'/б							дпам( цель,	тр на- .UK.H
			при перона;		давлений па форс <е			Ми/Л|2		
	1.96	3,43	1,96	t ,43	1,96	3,43	1,96	, ,43	1,96	3,43
ОН-5 47-01	1,01	1,01	97,5	13 1,1	225	231	233	200	349	300
ОН-547-02	1,06	1,06	168,1	226,4	274	278	252	212	377	318
ОН-547-ОЗ	1,08	1,08	243,1	3 19,4	306	301	264	221	395	331
ОН-547-04	1,08	1,08	327,2	422,2	370	3 62	282	239	4 22	358
ОН-547-05	1,08	1,08	426,9	54 6,6 669,4	4 02	3 84	295	242	44 2	362
011-547-06	1,10	1,10	536, (		4 26	399	300	~ 1 о	4 50	367
* d3 = 25 а<.<<, ds = 38 -НЛ1 (см. рис. 36,
** <12 = 38 3t.il (рис. 5. 36, 2а).
Дли форсунок OH-517-Ol-г ОН-547-ОЗ размеры раснредс.
5. 36, За) в ,и.ч: di = 23, <12=27,5, d3=32, d1 = 4,5, d6 = 38.
Для форсунок ОН-547-04OH-547-OG размеры распределителя приведены
на рис. 5. 36, Зб.
324

Качество форсунок на заводе-изготовителе контролируется
путем гидравлических испытаний их па давление ие менее 150%
от поминального значения и выборочной проверки па распылп-
вающем стенде. Прп гидравлических испытаниях определяется
плотность соединений, а проверка па стенде позволяет установить
эффективность работы форсункп и ее производительность. Прин-
ципиальная схема водяного стенда для проверки форсунок, разра-
Ряс. 37. Схема водяного стенда для проверки механических форсунок.
1 — трубопровод питательной воды; г — запорный вентиль; 3 — предохранительный
клапан; 4 — нормальная диафрагма; 5 — указывающий расходомер; 6 — регулирующий
вентиль; 7—манометры; 8—термометр; 9— зажимное устройство форсунки; 10—
ствол форсункп; 11 — распиливающая головка форсунки; 12 —освещение; 13 —камера
для улавливания распыленной воды; 14 — вентиляционная труба; is — сливная труба;
1 в —сточная канава.
ботанпая А. II. Дворецким [96], представлена на рис. 5.37.
Прп правильной сборке форсунки и перепаде давлений около
0,3 Мн!м2 пелена воды имеет симметричную форму в виде тюль-
пана, при повышении давления до рабочего факел распыла полу-
чается ровным, без видимых скоплений капель и разрывов.
Регулирование производительности паровых котлов, снабжен-
ных механическими форсунками, достигается изменением давле-
ния топлива перед всеми работающими форсунками или путем
выключения части форсунок [97 ]. В котлах малой, а иногда и
средней мощности паропроизводительность изменяется посред-
ством замены распылителей па работающих форсунках.
Па большинстве тепловых электростанций в настоящее время
перепад давления на форсунках составляет около 2 Мн/м11. Для
котлов большой мощности [80 I предусматривается перепад давле-
ния 3,43 Мн!м2.
Опыт показывает, что при регулировании котлов давление
топлива перед форсунками не следует снижать ниже 1—1,2 Мн 1м2,
так как дальнейшее понижение давления приводит к весьма рез-
кому увеличению размера капель.
325

Для определения диапазона регулирования необходимо иметь,
в виду, что расход идеальной жидкости через форсунку при неиз-
менном коэффициенте расхода ц пропорционален Ар0,э 13 дей-
ствительности прп распиливании мазута коэффициент расхода
не остается постоянным. При увеличении перепада давления и
неизменной вязкости топлива (т. е. больших значениях крите-
рия Re) ц уменьшается. Таким образом, с учетом реального зна-
чения ц, расход через форсунку при увеличении перепада давления
будет изменяться в меньшей степени, чем для идеальной жидкости.
Вместе с тем относительная величина потерь напора в головке
форсунки, в особенности в диапазоне малых перепадов давлений,
по мере увеличения давления уменьшается, а располагаемый напор
на форсунке возрастает. Это обусловливает увеличение расхода.
В результате изложенного в первом приближении можно считать,
что при распыливаиип мазута расход через форсунку пропорцио-
нален Др0,4-0’’ Меньший показатель степени — при малом
перепаде давления на форсунке (Др = 0,5 ч- 1,5 Мн/мг) п боль-
ший — при Др > 1,5 ч- 2,0 Мн/л?.
С учетом изложенного и при ограничении нижнего предела
перепада давления на форсунке величиной Др = 1,2 Мн!мг диа-
пазон регулирования при Дуэ = 1,96 Мн/м- составляет 80—100%,
а при Др = 3,43 Мн!мг — 60 ч- 100% от номинальной нагрузки.
Переход па большие давления топлива перед форсунками для
мощных котлов мотивируется не только необходимостью расшире-
ния зоны регулирования, но и требованиями, предъявляемыми
к мелкости распыливания.
В настоящее время на тепловых электростанциях для котлов
мощностью 50 Мет применяются механические форсунки с макси-
мальной производительностью В =0,35—0,42 кг!сек. Для котлов
большей мощности необходимы форсунки с расходом топлива
0,70—0,85 кг!сек и более.
Увеличение производительности при неизменных коэффици-
ентах расхода форсунки и физических свойствах топлива про-
порционально dc. Имея в виду, что в этих условиях толщина
пелены пропорциональна dc (5. 70), а средний медианный диаметр
капель возрастает примерно линейно с увеличением dc прп
применении форсупок большой производительности следует ожи-
дать значительного ухудшения мелкости распыливания.
С учетом влияния гидравлических параметров на ц и а меди-
анный диаметр капель, как было показано выше, в первом при-
ближении можно считать пропорциональным dG’G *, или повышение
производительности при прочих неизменных условиях (Др = const,
v = const, q = const, А = const) приводит к увеличению среднего
* В последнее время во ВТИ получены данные, которые показывают,
что для форсунок большой производительности зависимость среднего размера
капель от диаметра сопла меньше.
326

размера фракций пропорционально Вп” Так, прп увеличении
расхода через форсунку с 0,35—0,42 т/сек до 0,70—0,85 кг/сек,
медианный диаметр капель возрастает на 23%.
Если считать, что средний размер фракции пропорционален
-LI.35, т0 повышение перепада давления па форсунке для
котлов большой мощности до Др =3,43 MhIm? по сравнению с
др —1,96 Мн!л& обусловит уменьшение медианного диаметра
капель на ZZ.o.
Таким образом, при одновременном увеличении производитель-
ности форсунок и перепада давления в указанных пределах мел-
кость распыливания практически не изменится [98]. Вместе с тем
следует ожидать, что при сжигании мазута в топках котлов боль-
шой мощности вследствие затруднений, которые возникнут при
организации процессов смесеобразования и горения в результате
применения высокопроизводительных форсунок и горелочных
устройств, в условиях высоких тепловых напряжений топочного
объема и весьма малых коэффициентов избытка воздуха потре-
буется улучшение распыливания.
Как видно из приведенных данных, простым увеличением про-
изводительности механических (центробежных) форсунок и со-
ответственным повышением перепада давления на них (при про-
чих неизменных условиях) улучшения мелкости распыливания
не достигается. Если при этом паропроизводительпость котлов
регулировать путем снижения перепада давления па форсунке,
то размер капель в котлах большой мощности будет выше, чем
в котлах блоков мощностью 50 Мет, что вряд ли допустимо.
Поэтому при проектировании форсунок для котлов большой
мощности целесообразно (с целью уменьшения толщины нелепы)
принимать значение эквивалентно-действующей геометрической
характеристики в интервале Аэ. д—-2 = 2,5 *.
Повышение перепада давлений на форсунке до 3,43 Мн!мг
увеличивает стоимость и вес аппаратуры мазутоподготовки и
снижает надежность ее работы.
В связи с изложенным, по нашему мнению, следует отказаться
от применения форсунок, предусмотренных нормалями [80 ],
в которых теряется значительная часть располагаемого перепада
Давления, и осуществить переход на форсунки с непосредствен-
ным тангенциальным вводом топлива в камеру закручивания. Это
позволит понизить перепад давления на форсунке до Др =
= 2,45 Мн!мг без ухудшения качества распыливания. Улучше-
ние распыливания можно достигнуть путем снижения вязкости
топлива.
В литературе приводятся следующие рекомендации по ве-
личине вязкости топлива перед механическими форсунками.
В нормативном методе теплового расчета котельных агрегатов [99 ]
рекомендуется поддерживать вязкость на уровне 6° ВУ А. И. Дво-
" Это частично учтено в нормалях па механические форсунки [80].
327

редкий [100] и Д. Р. Джойс [1] считают, что вязкость должна
быть 3,5е ВУ Е. О. Олсон [76] полагает, что вязкость должна
быть не более 1,7° ВУ В работах [101. 102] рекомендуется под-
держивать вязкость на уровне 2,5—2,7е ВУ По данным
В. Л. Нельсона [103 ], вязкость целесообразно поддерживать
в диапазоне 2,5—6,0° ВУ Ц. Ц. Мартинсон [104] обнаружил,
что прп сжигании тяжелых топлив (ВУЗО=234 ч- 413° ВУ) удо-
влетворительное распиливание достигается при вязкости топлива
перед форсунками 3,5—4,5° ВУ Приведенные данные по вязкости
топлива рекомендуются для котлов мощностью нс более 25—
50 Мет при применении форсунок с расходом топлива до
0,28—0,35 кг! сек. В опытах [41 ] по сжиганию высоковязкпх
крекинг-остатков и экстрактов (ВУ50=180	800° ВУ) на котле
типа СМ с паропроизводительностью 7,8 кг!сек было установлено,
что при вязкости топлива перед механическими форсунками 3,5—
4,0° ВУ наблюдается полное сгорание топлива. Для форсунок
большой производительности (0,55 кг/сек), по данным Л. Тепля
и Г. Вебера [105], вязкость должна быть около 2° ВУ
До последнего времени вязкость мазута перед распиливанием
мазута в котлах ГРЭС и ТЭЦ поддерживалась на уровне 4е ВУ
Понижение вязкости до 2,5° ВУ обусловит уменьшение среднего
размера капель на 12%.
Для уменьшения вязкости мазутов марок 200, 100, 80 и 60
с 4 до 2,5 е ВУ потребуется увеличить температуру их подогрева
перед распиливанием соответственно с 124—114. 114—110. ПО—
106 и 106—99° С до 144—133, 133—130, 130—125 и 125-117° С.
При таком подогреве мазута необходимо соблюдать меры
взрыво- и пожарной безопасности, так как в ряде случаев для
достижения вязкости, предусмотренной ГОСТ 1501-57, мазуты
на нефтеперерабатывающих заводах получают путем компаун-
дирования тяжелых иефтяпых остатков с маловязкими компонен-
тами, и в результате температура вспышки товарных топлив
может быть ниже указанных пределов [106 ].
Помимо влияния геометрических и гидравлических характе-
ристик и режимных параметров работы форсунок на дисперсность
капель, мелкость распыливания механическими форсунками в зна-
чительной мере определяется условиями пх эксплуатации.
Как известно, многие затруднения, возникающие при сжига-
нии нефтяных топлив прп применении механических форсунок,
связывают с наличием в мазутах карбоидов. Карбоиды обусловли-
вают закоксовывание форсунок, наблюдаемое прп сжигании
товарных мазутов, полученных путем компаундирования высоко-
вязких крекинг-остатков с маловязкпми компонентами. Чем
ниже производительность форсунок, тем быстрее они закоксо-
вываются. Например, форсунки производительностью 0,14—
0,28 кг/сек при плохом качестве топлива иногда закоксовываются
уже через 20—30 мин с момента установки их в топке. При закоксо-
вывании форсунок резко ухудшается распиливание. Это приводит
328

к необходимости частой замены форсунок, что усложняет эксплуа-
тацию котла, понижает экономичность и надежность работы.
Для определения причин закоксовывания форсунок проведено
исследование температурного режима центробежной форсунки
ЦККБ прп распиливании котельного топлива, полученного ком-
паундированием тяжелых крекинг-остатков с соляровыми фрак-
циями. В первой серии опытов вязкость топлива составляла
ВУ5о=ОО° ВУ, а во второй — ВУ50 —90 [107].
Опыты проводились на паровом котле типа СПК-5. В первой
серии опытов длина форсунок была неизменной. Вторая серия
Рис. 38. Эскиз закладки термопар в головке форсунки.
'Г-1—т-4 — термопары.
опытов проводилась с форсунками различной длины. Во время
опытов давление мазута перед форсунками составляло 1,32—
1,52 Мн/'м1, а температура — 100 -=- 110° С, что соответствовало
вязкости 3,5—4,5° ВУ. Температура воздуха, поступающего через
регистры, равнялась 190° С.
В опытах применялись форсунки производительностью
0,21 кг!сек. Измерение температур осуществлялось термопарами,
установленными в соответствии с рис. 5. 38. Расположение фор-
сунки в амбразуре приведено на рис. 5. 39.
Результаты первой серин опытов представлены на рис. 5. 40, а
в виде графиков изменения температур в элементах форсунки
в зависимости от времени. Из графиков следует, что первый период
после установки форсунки в топку характеризуется пеустановпв-
1ПНМСЯ тепловым режимом форсункп. В этот период элементы
форсунки еще не охлаждаются текущим мазутом, а тепло, воспри-
нимаемое от излучения факела и обмуровки, аккумулируется
головкой форсунки, что приводит к повышению температуры ее
элементов. Некоторое охлаждение поверхности распиливающей
головки форсунки осуществляется лишь за счет теплоотдачи
к воздуху, который подводится через регистр форсунки.
329

Нестационарный режим подогрева головки форсунки (первый
период) характеризуется резким увеличением температуры всех
элементов форсунки. Температура стенки сопла повышается
535° С, а поверхности распиливающей головки и стенки распре-
делителя соответственно до 435 и 210° С. Чем меньше протяжен-
ность установки форсунки, тем менее резко будет выражен на-
чальный период разогрева элементов форсунки.
Первый период является весьма опасным для работы форсунки,
могут привести к пнтенсив-
так как высокие температуры стенки
Рис. 39. Расположение форсупкп в амбра-
зуре топки.
1 — мазутная форсунка; 2 — газовая горелка; ’ —
регистр' для подвода воздуха; 4 — конус регистра.
ному образованию
кокса.
Для второго перио-
да работы форсунок
характерен более или
менее установившийся
тепловой режим, прп
котором количество теп-
ла, воспринимаемое
р а смыливающей голов-
кой от излучаемого фа-
кела и обмуровки, в
среднем равно обратно-
му излучению головки
и теплу, отведенному от
головки к мазуту и воз-
духу. В этот период
температура стенки го-
ловки составляла (в
условиях опыта) около
375° С. а температура
стенки сопла и стенки
отверстия распредели-
теля пе превыша;
150“ С. Указанные зна-
чения температур значительной степени определяются рас
положением форсунки в амбразуре и взаимным расположением
ядра факела и головки форсупкп, т. с. зависят и от эксплуа-
тационных условий. При одном и том же положении форсупкп
обычные эксплуатационные изменения топочного режима при-
водили к колебаниям температур элементов форсунки на вели-
чину ±50° С.
Однако абсолютные значения температур при установившемся
тепловом режиме работы форсунок не являются опасными с точки
зрения закоксовывания элементов форсунки, так как пзвестпо.
что процессы коксования асфальто-смолистых веществ протекают
прп более высокой температуре (см. раздел 1. 6). Рассматриваемая
форсунка находилась в топке более 72 ч без видимого засорения
отверстий и каналов распиливающей головки.
3 30

Прп засорении распределителя (о чем можно судить визуально
по ухудшению распыливания) ввиду уменьшения отвода тепла
мазутом наблюдается существенное повышение температур в эле-
ментах форсунки. Такой режим работы форсунки представлен
на рис. 5. 40, б. Из графиков видно весьма быстрое повышение
температур стоики конуса и поверхности головки па 230—250 ° С,
стенки сопла и стенки отверстий распределителя па 150i: С. За-
сорение распиливающей головки может привести к такому по-
вышению температур элементов форсунки, при котором будет
Рис. Графики изменения температур в элементах форсунки.
а — первая серия опытов; б — вторая серия опытов.
1 — температура стенки сопла; 2 — температура стоики отверстия распределителя;
-3 — температура стенки конуса наконечника; 4 — температура на поверхности гайки;
й — температура мазута в подводящей трубе.
происходить интенсивное закоксовывание ее. Результаты второй
:ерии опытов показали, что уменьшение расстояния головки фор-
сунки от среза амбразуры (увеличение длины форсунки) приводит
к существенному повышению температур ее элементов. Одновре-
менно было обнаружено, что температура средней форсунки не-
сколько выше, чем крайней *.
Ранее отмечалось (см. раздел 1. 6), что агломераты карбопдов
и асфальтенов могут образовываться при приготовлении топоч-
ных мазутов на нефтезаводах (компаундировании высоковязких
крекинг-остатков, полученных с установок термического крекинга,
с дистиллятами, содержащими низкомолекулярные парафиновые
и нафтеновые углеводороды).
При получении топочных мазутов в качестве целевых продук-
тов с технологических установок нефтезаводов или при компаун-
дировании остатка установок прямой гонки (атмосферно-вакуум-
ных трубчаток) с маловязкпми компонентами содержание кар-
боидов незначительно и образование агломератов больших раз-
меров не наблюдается. Высоковязкпе крекинг-остаткп содержат
* Температурное поле топки па уровне форсунок приведено в работе
1107).
331

значительное количество карбоидов и асфальтенов, которые на-
ходятся в дисперсном состоянии и в обычных условиях агломераты
не образуют *
Как в первой, так и во второй серии опытов наблюдалось
существенное повышение температур элементов форсунки при
ухудшении распыливания, обусловленном неудовлетворительным
качеством изготовления и сборки форсунок.
Для предотвращения закоксовывания форсунок и улучшения
тонкости распыливания каждая форсунка, установленная на
котле, должна подвергаться очистке не реже, чем один раз в не-
делю, с последующей проверкой ее на распиливающем стенде.
При плохом распиливании форсунка должна немедленно удаляться
из топки вне зависимости от срока ее чистки. Операции удаления
и установки форсунок в топке должны занимать, по возможности,
минимальное время. Чистка элементов распиливающей головки
форсупки и сборка их выполняются при помощи соответствующего
набора инструмента и приспособлений [96 ]. Все форсунки должны
быть взаимозаменяемы, при этом число запасных форсунок должно
составлять 20—25% от количества форсуночных амбразур в ко-
тельном.
Для увеличения продолжительности непрерывной работы
форсунок в топке и уменьшения численности обслуживающего
персонала в зарубежной практике [108] центробежные форсунки
большой производительности (В = 0,85 кг/сек) снабжены автома-
тическим устройством для периодической продувки их паром или
воздухом.
Уменьшение температур элементов форсункп и увеличение
продолжительности их работы без заметного закоксовывания
можно достигнуть также при размещении форсунок в водо- и
воздухоохлаждаемых чехлах.
Однако более рациональным решением, при котором значи-
тельно увеличивается продолжительность непрерывной работы
форсунок и одновременно обеспечиваются весьма широкий диапа-
зон регулирования производительности котлов и автоматизация
процесса, является применение механизированных (вдвигаемых
и выдвигаемых из топки) форсунок.
Для дистанционной растопки котла (со щита машиниста) и
расширения диапазона регулирования путем автоматического
включения и выключения форсунок часть их снабжается запаль-
ным устройством [110 ]. В качестве запала могут быть использо-
ваны электроискровые и другие электрические нагреватели,
природный газ, легковоспламеняющиеся жидкости или применяе-
мое в котельной топливо. Продолжительность непрерывного дей-
ствия запала должна быть ие менее 10—15 сек, а его мощность для
форсунок с В 0,28 кг!сек не менее 140 кет.
При сжигании высоковязких крекпнг-остатков п чистом виде закок-
совывания форсунок пе замечено [41].
332

Продолжительный опыт эксплуатации механизированных фор-
сунок на Грозненской ТЭЦ способствовал широтному распро-
странению таких форсунок на ТЭЦ Башкирэнерго [111 ],
Азэиерго 1112 J и др.
На рис. 5. 41 приведен общий вид устройства механизирован-
ной форсункп, разработанной
ТЭЦ-9 Мосэнерго [ИЗ]. Вы-
ключенная форсунка про-
дувается паром и отводит-
ся из амбразуры. Одновре-
менно регистр перемещается
п перекрывает окна для
подачи воздуха. Операции
отключения топлива и воз-
духа, выдвижения форсункп
из амбразуры и ее продув-
ка, так же как и все об-
ратные операции, выпол-
няются автоматически. Ди-
станционное управление
осуществляется со щита ма-
шиниста котла.
Для газомазутных котлов
ТГЛ1-84 (£> = 117 кг!сек, р —
= 13.7 Мн/м2, ilie = 570o С)
I! ТГМ-9 (D - 139 кг /сек,
р 13,7 Мн/м2, 1ЛС =
— 570° С) ТКЗ разработал
газимазутные горелки с ди-
станционным приводом золот-
никового и клапанного типа.
Общий вид установки газо-
мазутной горелки предста-
влен на рис. 5. 42, а зо-
лотникового п воздушного
привода — на рис. 5. 43. Со
Щита машиниста котла с по-
мощью привода осуществля-
ются одновременное закры-
тие газового клапана и воз-
душного регистра, ввод
-Mi зутной форсунки, ее про-
дувка паром, подача мазута
в форсунку и открытие воздушного регистра. Воздух перед входом
в амбразуру закручивается в регистре со спиральными лопатками
(см. рис. 5. 42). Причем закручивание потока воздуха сохраняется
при любой нагрузке.
Испытание приводов [112] показало, что перевод котла с газа
333

на мазут продолжается около 60 сек. Клапанный привод из-.'
шарнирных соединений имеет повышенное гидравлическое со-
противление.
На рис. 5. 44 приведена электрическая схема автоматического
включения мазутных форсунок при падении давления газа, раз-
работанная службой НАТИ и лабораторией ГРЭС Азэнерго [112 J.
При снижении давления газа с помощью контактного манометра,
реле времени и магнитного пускателя включается электродвига-
тель привода п подводится напряжение па электромагнит газо-
Рис. 5. 42. Газомазутная горелка ТКЗ с дистан-
ционным приводом.
1 — амбразура; 2 — мазутная форсунка; з — воздушный ре-
гистр; 4 — дисковый шибер; s — газовая горелка; в — под-
вод мазута; 7 — штуцер для продувки форсунки паром;
8 — привод (золотниковый).
вого клапапа. Газовый клапан закрывается и тяга привода (см.
рис. 5. 42 и 5. 43) прикрывает дисковый шибер, прекращая по-
ступление воздуха. При полном закрытии газового клапана за-
мыкается контакт, включающий подачу мазута. Прп этом электро-
двигатель привода открывает воздушный шибер. Форсунка вдви-
гается в амбразуру, золотник кратковременно откроет подачу
пара для продувки форсунки. В своем крайнем положении золот-
ник открывает подачу мазута. После завершения всех операций
автоматически включаются последующие горелки. Схема пред-
усматривает возможность автоматического и дистанционного упра-
вления форсунками.
Применение автоматизированных механических форсунок су-
щественно упрощает обслуживание горелок и позволяет исполь-
зовать весьма экономичный — комбинированный метод регули-
рования производительности котельного агрегата путем измене-
ния числа работающих форсунок и перепада давления. В этом
случает представляется возможность при регулировании на-
334

5
Рис. Привод газомазутпой горелки ТКЗ.
а — золотниковый привод; б — клапанный привод.
1—алектромагиит; 2—электронагреватель; 3 — зологник; I—тяга воздушного ре-
гистра; 5 — мазутная форсунка; 6 — паровой штуцер; 7 — газовый штуцер; 8 — рама
привода; 9—редуктор; 10—газовый клапан; 11 —рукоятка ручного управления;
12—паровой клапан; 13—мазутный клапан.
335

грузки ограничить понижение перепада давлений на форсунке
и расширить диапазон регулирования от весьма малых нагрузок
до 100%.
Рис. 5. Электрическая схема автоматического включения мазутных фор-
сунок при падении давления газа.
К;И — контактный манометр; РВ — реле времени; эг — электромагнит газа; ВОГ —
контакт отключения газа; КВ.М —контакт включения мазута; ЭМ —электромагнит;
ВВСГ — контакт включения схемы следующей горелки; КОМ — контакт снятия напря-
жения; Ji’Я —ключ возвратный; МВ Р-0 —магнитный пускатель; КФ —ключ фикси-
рующий; 2 — электропривод горелок.
а
б
Рис. 5. Lxeira механической форсунки с перепуском топлива.
а—центральный отвод топлива; б — периферийный отвод топлива.
Плавное регулирование производительности в широком диа-
пазоне нагрузок без существенного ухудшения мелкости распы-
336

пгвапия можно получить прп применении механических форсунок
перепуском топлива [114].
Hti рис. 5. 45 представлена принципиальная схема форсунок
с центральным и периферийным отводом топлива из камеры за-
кручивания. Периферийный отвод мазута более предпочтителен,
так как в этом случае не происходит аэрация топлива за счет
увлечения газа из полости газового вихря. Расход топлива в фор-
суиках с перепуском примерно пропорционален введенному со-
противлению в ппнию перепуска. На
рис. 5. 46 приведен график расхода
топлива для механической форсунки с
перепуском [115] в зависимости от
Рпс. 5. 46. Зависимость производитель-
ности форсунки с перепуском от сопроти-
вления сбросного мазутопроиода (давле-
ние пород форсункой р — 2,85 Мн/л-).
ре-
Рис. 5. 47. Зависимость угла
факела от относительной про-
изводительности форсупкп с
перепуском.
гу.шруемого давления перепускном трубопроводе. По мере
открытия перепуска осевая составляющая скорости пелены убы-
ает. а тангенциальная почти не изменяется и угол факела прп
меныпении расхода увеличивается (рис. 5. 47).
Для сохранения неизменным угла факела используют схему
регулирования с постоянной разностью давлений на фор-
сунке [116].
На рис. 5. 48 приведена распиливающая головка мазутной
форсунки с центральным перепуском топлива производительностью
0,305 кг/сек при перепаде давления 1,96 Мн!мг (при полном за-
крытии вентиля на сливе).
Применение форсунок с перепуском упрощает регулирование
мощности котельного агрегата и позволяет расширить диапазон
регулирования от 10—20 до 100 % номинальной производитель-
ности [105], если такой диапазон регулирования не ограничи-
вается конструкцией воздушного регистра.
Некоторым недостатком форсунок с перепуском является по-
вышенный расход энергии на привод топливных насосов, что может
л.р.
337

об
J
2
!

привести к увеличению расхода электроэнергии на сооственпые
иу;кды не более чем на 0,05 % при работе котельного агрегата
ла малых нагрузках *
Для котельных агрегатов большой мощности представляет
интерес механическая форсунка БПК производительностью до
(1,85 кг/сек и с количест-
венным регулированием.
В этой форсунке (рис. 5. 49)
при перемещении поршня
увеличивается площадь
сечения входных танген-
циальных каналов, при
этом геометрическая ха-
рактеристика А умень-
шается, а коэффициент
расхода р. возрастает. Та-
кне форсунки легко авто-
матизировать.
5. 8. Ротационные
(воздушно-механические)
форсунки
Устройство распилива-
ющей головки ротацион-
ной форсунки показано
на рис. 5. 50. Мазут по
неподвижному топливному
каналу через сливное от-
верстие подводится к
распределителю. Распре-
делитель и распилива-
ющая чаша конической
формы закреплены на по-
лом валу, который вра-
щается посредством тек-
тропной или фрикционной
передачи электродвигате-
лем или турбинкой с уг-
ловой скоростью 600—
700 рад!сек. Этим же валом
1’пс. 5. 49. Механическая форсунка ВПК с
количественным регулированием.
1 — штуцер для подвода топлива! 2 — шпиндель;
•>’ — наружная труба; t — отверстия для под-
вода топлива к распиливающей головке; 6 —
кольцевая камера; « — поршень; 7 — цилиндри-
ческая втулка; S — камера закручивания; 9 —
сопло; 10 — тангенциальные отверстия.
вращается рабочее колесо вентилятора первичного воздуха. Напра-
вляющий аппарат вентилятора и поворотные жалюзи установлены
* Попутно следует отметить, что, если не учитывать потерь тепла в трак-
те топливоподготовки п топливоподачп, расход энергии на распылпваппе
топлива прп применении механических форсунок составляет не более 0,1%
от мощности котельного агрегата.
22*

в неподвижном корпусе форсунки. Распиливающий воздух вы-
текает через зазор, образованный вращающейся чашей и неподвиж-
ным воздушным соплом. При этом закрутка потока осуществлена
в направлении, противоположном вращению распылителя. Подвод
первичного воздуха к вентилятору регулируется дроссельной
диафрагмой, а вторичный воздух поступает через кольцевой
зазор, образованный корпусом форсунки и ее облицовкой.
Рис.	'тройство распиливающей голов ротационной фор<д
1 — неподвижный направляющий аппарат вентилятора; 2 — поворотные жалюзи; ; —
кольцевой зазор для подвода вторичного воздуха; 4 — распределитель мазута; .5 —
воздушное сопло; в —коническая чаша; 1 —сливное отверстие; 4 •—топливный канал:
9 — полый вал форсунки; Ю —облицовка; 11 — корпус форсунки; 12 — рабочее колесо
вентилятора; 13 —дроссельная диафрагма.
Под влиянием трения о стенки распиливающей чаши и центро-
бежных сил частицы топлива движутся в направлении к ее обрезу
но спиральным траекториям. На выходе из чаши действие центро-
стремительных сил от стенок распылителя прекращается и частицы
движутся по касательным к их прежшш траекториям.
Как показывает опыт [29, 117], механизм распыливания жид-
кости ротационными форсунками в среде неподвижного воздуха
может быть различным. При малых скоростях вращения и малых
подачах на периферии распиливающей чаши образуются отдель-
ные капли почти равных размеров, которые сбрасываются с нее
под действием центробежных сил. Прп возрастании подачи форми-
руются отдельные струйки (инти), распадающиеся па капли па
340

некотором расстоянии от распиливающем чаши. При дальнейшем
Увеличении расхода жидкость стекает с чаши в виде пелены, кото-
рая. в конечном счете, распадается на отдельные капли различ-
ных размеров. При подачах и окружных скоростях, характерных
для работы ротационных форсунок при распыливания топлива,
представляет интерес третий режим работы, когда на сходе то-
плива из чаши образуется пелена. Механизм распада пелены
аналогичен механизму распада ее в центробежных (вихревых) фор-
сунках.
В ротационных форсунках для лучшего распыливания то-
плива и облегчения процессов смесеобразования и горения исполь-
зуется первичны и воздух.
Таким образом, диспергирование топлива в ротационных фор-
сунках обусловлено одновременно центробежными силами и
динамическим воздействием потока распиливающего первичного
воздуха.
Мелкость распыливапия топлива ротационными форсунками
в неподвижной среде зависит от толщины пелены, абсолютной
скорости топлива на сходе из распиливающей чаши, физических
свойств топлива п окружающей среды, плотности, относительной
скорости п удельного расхода распыливающего воздуха.
Критериальное уравнение для определения среднего размера
капель может быть представлено в виде
^ = /(We, Lp, Re, Сц, С’о. Сс)	(5.76)
du	_ 4 (и'"~	(H’S	р. (у
6	'.° И'	’ И ’ Цо	’ С	’
(5.76')
где w — относительная скорость газо-жидкостного потока при
встрече пелены с первичным воздухом; и — абсолютная скорость
пелены на выходе из распылителя;о, р, Q — соответственно коэф-
фициент поверхностного натяжения, коэффициент динамической
вязкости и плотность топлива; рв — плотность распиливающего
воздуха; ц0, Qo — коэффициент динамической вязкости и плотность
окружающей среды; GB. В — расход первичного воздуха и то-
плива.
Прп распиливании топлива в неподвижном воздухе атмосфер-
ной плотности и < 10 уравнение (5. 76') упрощается
rfti ___v gfi р Gn
6	а ’ р ’ р0 ’ Z? j
(5- 77)
Экспериментальные данные по распиливанию топлива рота-
ционными форсунками весьма немногочисленны, и, следовательно,
обработать их но уравнениям (5. 76) или (5. 77) невозможно. Пред-
ставляет, однако, интерес анализ опытных данных по мелкости
341

капель, полученных па вращающихся распылителях. Опп отли-
чаются от ротационпых форсунок лишь отсутствием подвода рас-
пылпвающего воздуха.
По данным А. М. Ластовцева [118], для вращающихся распы-
лителей различной формы с направленным движением жидкости
в интервале v = 35 -к 185 м сек, б 0.15 1.3 .ил, о 32, i --
ч- 82,4 мн/л?, о = 813 ч- 1040 кг и3, р = 0,98 -е 321 7 мн  а к мг
\,г Q q- ‘ _2_. 6_______Q 0 *С
11	’ 1г ц, u, I
пли
с/л = 95
(5. 78)
(5. 78')

Из форм?, ты (5. 78') следует, что наибольшее влияние на мел-
кость распыливания оказывает абсолютная скорость нелепы или
г о заданных геометрических размерах и расходе жидкости
скорость вращения. Размер фракций существенно зависят от о
и р. а влияние вязкости жидкости незначительно. При изулнпи
зависимости dv от 6 следует учитывать, что при уменьшении рас-
хода жидкости через форсунку уменьшается не только б, по и и.
Ганям образом, влияние толщины, пелены на мелкость распили-
вания в значительном мере компенсируется скоростью двпже
нпя нелепы. Опыты показали, что прп малых подачах, когда
б <7 0,15 мм, дальнейшее понижение б не приводит к умень не-
нию размера капель. По данным [119 ], в интервал р, =0,001 -=-
4- Чн-сек .и2, сг 71 ч- 100 мн ми о 1000—1110 к, м? размер
капель пропорционален р.0’2, о0,1 и l,J, т. е. по 1119]. влияние
вязкое ги па размер капель больше, а в тпяяпе поверхностного
натяжения меньше, чем по 1118].
Для характеристики совокупности капель при распыливании
топлива ротационными форсунками можно применить обычные
функции распреде .опия (например, Розип-Раммлера). Однако,
как показывает опыт, константа распределения имеет значение
п 5—9 [120], т. е. для ротационпых форсунок характерно белее
равномерное распределение капель, чем для механических (вихре-
вых) форсунок [121, 122] и паровых распылит! лей [4].
Ротационные форсунки для распыливания мазута снабжены
комплектом вспомогательного оборудования и автоматических
устройств, существенно облегчающих их экццдуатацию. I а
рис. 5. 51 приведено устройство ротационных форсунок типа
ВНЕ [122]. В комплект ротационной форсунки, помимо распы-
лителя и его привода, входят этектронодогрователь, магнитным
клапан, управляющий подачей мазута в топливный канал фор-
сунки, бак для топлива с двумя шестеренчатыми насосами 1 се-
рией распределительных регулировочных п предо хранительных
к lananoB. Топливные шестеренчатые насосы приводятся во вра-
щение от вала форсунки при помощи червячной передачи. \гре-

гат снабжен электрозапальным устройством, состоящим из
трансформатора и электродов, форсунки для керосина или газо-
образного топлива и магнитного клапана для подвода растопоч-
ного топлива к запальной форсунке. Автоматика ротационной
форсункп имеет устройство для изменения производительности
вентилятора в зависимости от расхода топлива, автоматического
розжига и пуска форсункп, поддержания заданного теплового
Рис 51. Ротационная форсунка типа ВНЕ.
1 — воздушное сопло; 2 — коническая чаша; 3 — поворотные жалюзи; 4 — неподвиж-
ный направляющий аппарат; 3 — рабочее колесо вентилятора; 6 — дроссельная диафраг-
ма; ’ — полый вал; 3 — топливный канал; 9 — электродвигатель; 10 — текстропная пере-
дача: 11 —магнитный клапан; 12 —подвод топлива к магнитному клапану; 13 —чер-
вячная пара для привода топливных шестеренчатых насосов; 11 —термометр; 16 — ыа-
зутопровод; 16 — электроподогреватель для топлива.
режима, автоматического отключения форсунки при неисправ-
ностях (например, закоксовывания амбразуры), автоматического
повторного включения п прекращения подачи топлива при обрыве
факела.
Существенным достоинством ротационных форсунок является
возможность изменения их производительности в диапазоне
20—100% от номинальной нагрузки [101J без ухудшения ка-
чества распыливания.
Значительные размеры топливных каналов форсункп позво-
ляют отказаться от установки тонких фильтров для фильтрова-
ния мазута. Кроме того, отпадает необходимость в высоконапорных
3-13

топливных насосах, так как при работе ротационных форсунок
перепад давления составляет 0,02—0,03 Мн!мг.
На рис. 5. 52 приведены графики производительности венти-
лятора, давления воздуха перед воздушным соплом, скорости
распыливающего воздуха в кольцевом зазоре сопла, удельного
расхода первичного воздуха и нагрузки двигателя ротационной
форсунки ВНЕ-7 в зависимости от расхода топлива по данным
испытаний Гипронефтсмаша [122]. Из графиков следует, что при
Рис. Характеристика ротационной форсунки ВНЕ-7.
1 — производительность вентилятора; 2 — напор перед воздушным соплом; з —
скорость воздуха в кольцевом зазоре сопла; 1 — удельный расход воздуха; л —
нагрузка электродвигателя.
увеличении расхода топлива возрастают производительность
вентилятора, давление п скорость воздуха, а удельный расход
воздуха уменьшается. Первичный воздух, поступающий от вен-
тилятора форсунки, в зависимости от расхода топлива составляет
35—10% от теоретически необходимого количества воздуха для
полного сгорания мазута. Суммарный удельный расход электро-
энергии для форсунок ВНЕ-7, отнесенный к 1 распиливаемого
топлива, составляет 40—80 кдж.
Наличие тонких фракций и благоприятные условия смесе-
образования обеспечивают хорошие условия для воспламенения
мазута, а сравнительно небольшой размер наиболее крупных
капель позволяет надежно сжигать топливо прп его распиливании
ротационными форсунками в топках с ограниченной длиной фа-
кела.
На рис. 5. 53 дана зависимость длины факела для форсунки
типа ВНЕ от расхода топлива по опытным данным [122 ]. При этом

потери от химического недожога при ат - 1,16—1,20 составляло
0.2— 0,7 %.
Ротационные форсхнкн получили распространение в судовщ
паровых котлах. За рубежом ротационные форсунки широко
приценяются для распытиваипя
ма югязких мазутов в отопите ik-
ных котельных, промышленных
печах и тяжелых топлив в ста-
ционарных котетьных установках
11011- По литературным данным
11 ]. вследствие ма юн зависимо-
сти разцера капель от вязкости
топлива и значительной турбу-
лентности факела они обеспечи-
вает удовлетворительное* сжига-
ние мазута при вязкости его до
13,5L ВУ и могут быть изгото-
влены па весьма большую произ-
водительность (до 0-8—0.9 кг/сек).
Недостатком ротационных фор-
сунок является их сложное ус-
тройство и некоторый шум в работе
Рве. 5. 53- Зависимость длины
факела от пропзволигедьности
форсунки ВНЕ.
5. 9. Паровые пневматические (воздушные) м комбинированные
форсунки
В паровых. 11псвиа?ическил и комбинированных форсунках
р; спылпнаипе осуществляется в результате вваимодеиствия вы-
сокоскоростных струй газового потока с топливными струями,
вытекающими из распылите’ей со сравнительно .малыми скоро-
стями.
Из подобия делений однозначности процесса распыливания
топлива паровыми. пневматическими и комбинированными фор-
сунками в неподвижною среду атмосфепного воздуха, пренебре-
гая начальным»! вовмущепнями, гравптач юипыми силами и
дроблением капель вторичным воздухом, поступающим через
регистры. получаем критериальное уравнение
4	/|Че. l.p. G„. („)	(,->.79)
или
f ( t’r l$D
l>	G
oct D С, о
p- ’ />’ «Д
(5. 794
где d — средний размер калечь; D — опред( гяющпй размер фор-
сунки (диаметр топливного отверстия пли сопла); Qr, рг — со-
ответственно плотность и коэффициент динамической вязкости
распиливающего газа; р, р . о — н ютиость, коэффициент дина-

мическоп ваш ости и коэффициент поверхностного натяжения
гоп шва; G. В— массовый (носовой) расход распы.швак щего
газа и топлива; гг0 — относительная скорость потоков (при
встреч» струй газа с топливом).
6 уравнении (5. 79) симплекс Gq учитывает влияние удель-
ного расхода распиливающего газа, т о. торможение газового
потока. Симплекс характеризует влияние вязкости расп .г гп-
вающего газа па размер капе ть.
Прп (испергированпи топлива паровыми и ноздутпныип фор-
сингами высокого и среднего давления, а также комбинирован-
ными распы гителями наибольшая плотность орошения наблю-
дается в центре факела (при круглой форме сопел) и симметрично
уменьшается к его периферии. По мере удаления от среза форсункп
равномерность распределения капель по сечению факела уве-
личивается.
Совокупность капель при распиливании топлива этими фор-
сунками описывается обычными функциями распределения. Для
пневматических форсунок, по данным [60,123], хорошие ре-
зультаты дает у равнение Розина — Раммдера. При этом константа
распределения п в зависимости от конструкции форсунок изме-
няется от 2,3 до 3,0, т. е. равномерность распределения капель
при пневматическом распиливании топлива такого же порядка,
как и для механических форсунок.
Д гя пневматических форсунок с затоплст ньтм топливным со-
плом (с камерой смешения), по данным [86], однородность капель
выше (и = 5,7).	•
Обстоятельное исследование моделей пневматических форсунок
.провели .[. А. Витман. Б. Д. Кацнельсон, М. 31. Эфрос 1.59]
под руководством И. И. Палеева. В опытах прп.гоня шсь жидкости
с о = = 745 -:- 1250 кг м?, ц ~ 0,66 = 534,6 мн  сек/м? пли
0,99 = 59е ВУ и а=23,4 ч- 70,5 мн м. В качестве распилива-
ющей среды использован воздух. Прп этом скорость воздуха со-
ставляла 43—121 м/сек, а скорость жидкости изменялась от
0,55 до 2,3 .л 'сек. Удельный расход воздуха —г- = 0,27 = 3,15 кг 'кг.
D
Распылив апис осуществлялось в среду неподвижного воздуха
атмосферной п. годности.
На основании проведенных исследовании рекомендованы спе-
гующпе критериальные уравнения:
при 0,005 < —< 0’5
1	оя D '
(5.80)
;(5. 80')
346

Приведенные формулы (5. 80) н (5. 80') применимы в интервале
/ 2т-к \0,43
11“	Г	Г	fJl От»	I
значений — -т	4,5 - lfl ° — 7.25 и ( - —— )	— 0,77 ч- 2.4
рст Ь	D \ о /
Коэффициент -'10 зависит от конструкции форсунок. Для лее ie-
дованных форсунок [59 60] он изменяется от 0 61 до 1,20.
Подробное экспериментальное исследование пневматических
форсунок с затопленным жидкостным отверстием выполни ш
С. Никуяма и У. Танасава [86]. Кроме того, данные по ме гкйоти
распыливания паровыми, пневматическими и комбинированными
форсунками приведены в работах [8, 56. 87, 123] и др.
Из критериального уравнения (5. 79) следуем, что мелкость
распиливания вавпеит от относительной скорости (*ев), плот-
ное ги (ог), вязкости (рг) и у дельного расхода | распиливающею
агента, конструктивных размеров форсунки (дна астра топлив-
ного отверстия Г> или сопла) и физических свойств топлива (о
о, р) *•
По [59 ]. ерцчииt размер капель пропорционален и0 °
В опытах А. С. зГеррипгтопа и Е. Г. Ричардсона [8] со струйными
форсунками (D 0.8 <- 17,8 мл), в диапазоне w0 25 ч- 109 л сек
средний размер капель пропорционален w~Y. Аналогичные ре-
у льтаты по "учены в работе [86 I при больших удельных расхо-
дах воздуха. По данным М. А. Вейсса и Ц. X. Воршпма [124],
в интервале w0 61 ч- 305 л» сек при D- 1,19 л- 4,75 мм размер
капель пропорционален
Влияние плотности и вязкости распиливающего газа на раз-
мер капель исследовано в работе [87 J. В этих опытах распыли-
ва] не производилось азотом, этиленом и гелием. Опыты показа ш,
что прп прочих неизменных условиях средний размер капель
пропорционален рг 1*'6 и ц?’ .
Яавпсимость мелкости распыливания от удельного расхода
распьтнивающ1'”о газа изучалась рядом авторов. В опытах
Ji. А. Питман, >. Д. Кацнельсона и М. М. Эфрос [59] в интервале
значений ~ - = 0,27	3,15 кг. кг не обнаружено заметного влияния
h
удельного расхода воздуха на размер капель. Вместе с тем в ранее
проведенной работе Б. Д. Кацнельсон и В. А. Шваб [56] нашли,
что (ля Э/Кекцпопны? и вихревых пневматических форсунок уве-
личение удельного расхода воздуха с 0,13 до 1,01 кг кг приводит
к существенному уменьшению среднего размера капель. При этом
одновременно улучшается фракционный состав — увеличивается
однородность капель Опыты [86, 87] также показали, что при
малых значениях удельного расхода распиливающего газа раз-
мер капель возрастает. При уменьшении отношения G (объем-
ного расхода распиливающего газа к объемному расходу жидкости)
* Эти вопросы бе iee подробно из. ожены в работе [59].

с 5000 до 1000 средний размер капель увеличивается пн 50—100%
ио [87 ] и в 3—4 раза по [86], а прп понижении G с 5000 до 500
средний размер капель возрастает в 3—4 раза по [87 ], и в 'j —
5 раз по [86]. Прп значениях GQ > 5000 увеличение удельного
расхода распиливающего газа не сказывается на размере капель.
«П. А. Витман объясняет увеличение размера капель при умень-
шении GQ торможением газового потока за время распада струп
па капли.
Данные по влиянию вязкости топлива на мелкость распилива-
ния пневматическими форсунками приведены в работе [8]. Для
струйных форсунок в диапазоне v = i -г 1000 мм2/сек средний
размер капель пропорционален v0,2 По данным [124], в интер-
вале 3,25—11,3 мн сек/м2 размер капель пропорционален в сред-
нем р,0,34. Влияние вязкости возрастает при уменьшении w0. По
[86 ], в диапазоне 0,3—5,0 мм2/сек влияние вязкости на размер
капель заметно прп малых значениях CQ, а прп G® > 5000 уве-
личение вязкости практически не отражается па размере капель.
13 опытах [59 ] влияние вязкости па размер капель существенно
при ^—>10“ В диапазоне v — 20 ж 195 мм2/сек средний диа-
метр капель пропорционален т0,3 При этом аналогично [124]
влияние вязкости возрастает при уменьшении и-0.
Следует отметить, что при испытаниях паровых форсунок
Л. К. Рамзии [15] пришел к выводу,^что в интервале 2—23° ВУ
вязкость мазута не отражается на качество распыливания. По-
видимому, в этих опытах пе удалось обнаружить влияние вяз-
кости вследствие подогрева мазута в самой форсунке.
Коэффициент поверхностного натяжения и плотность жидкости,
по данным [59, 86 ], оказывают существенное влияние на размер
капель при малых значениях или GQ. При этом, по [861,
средний размер капель пропорционален о0,5 и о-0,3 В опытах
А. С.‘ Меррипгтопа и Е. Г. Ричардсона [8] в диапазоне а —
= 25 ж 73 мн/м и w0 ~25 ж 109 м/сек влияние поверхностного
натяжения на размер капель не обнаружено.
Так как поверхностное натяжение и плотность различных жид-
ких топлив изменяются незначительно, можно не учитывать
влияние изменения о и р на мелкость распыливания.
Зависимость размера капель от диаметра топливного сопла
изучалась в работе [59]. Обнаружено, что средний размер фрак-
ций пропорционален D0,35. Существенно меньшая зависимость
размера фракций от диаметра сопла получена в работе [124].
При изменении D от 1,19 до 4,75 мм средний размер капель про-
порционален Z)0,16.
На размер капель оказывают также влияние параметры окру-
жающей среды. Поданным [125], понижение давления окружа-
ющей среды с 0,1 до 0,013 Мн/м2 приводит к возрастанию средпс-
3 58	 -

поверхностного размера капель примерно на 50% при распилива-
нии нормального пентана, петролейпого эфира, керосина и па 100 %
при распыливапии бензина. Но [125], это является следствием
уменьшения вторичного дробления капель, так как при понижении
давления среды и ее. плотности соответственно уменьшается зна-
чение критерия дробления (5. 8). Напротив, при повышении давле-
ния (плотности) среды размер капель уменьшается. По дан-
ным [124], в интервале 0,1—0,5 Мн!м2 и w0 = 61 -к 145 м/сек
(	1V1’1
размер капель в среднем пропорционален ^1 —j	Влияние
вязкости окружающей среды на размер капель мало изучено.
По [124], средний размер капель пропорционален [19,09
Необходимо отметить, что при диспергировании топлива паро-
выми и пневматическими форсунками высокого и среднего давле-
ния можно получить более тонкое распиливание (значительно
меньшие средние размеры фракций), чем при применении меха-
нических центробежных распылителей с обычными перепадами
давлений. Эти форсунки позволяют легко регулировать произво-
дительность в интервале 20—100% от номинального расхода
топлива без существенного ухудшения качества распыли-
ванпя.
Использование перегретого пара или высокого подогрева
воздуха в таких форсунках приводит к увеличению w0, улучшает
тонкость распыливания и позволяет распиливать более вязкие
топлива, так как в самой форсунке топливо подогревается и вяз-
кость его уменьшается. Кроме того, пар или воздух, внедряемые
в корень факела со значительной скоростью, способствуют его
турбулизации п одновременно играют роль химических, кисло-
родсодержащих агентов, облегчающих процессы газификации
и пирогенетического разложения [9].
Паровые, воздушные и комбинированные форсунки иейоль-
зуют для распыливания топлива в котельных установках малой,
а в ряде случаев средней производительности и печах техноло-
гических установок.
При сжигании мазутов в котлах малой мощности и печах часто
применяют форсунки с внешним распыливапием (системы
В. Г. Шухова) и внутренним (эжекторные форсунки Данилина,
ЦККБ Главэпергопрома, МФПР завода «Ильмарпне» и др.),
а также воздушные форсунки низкого давления. В котлах сред-
ней производительности обычно используют эжекторные форсунки
ЦККБ Главэпергопрома и типа МФПР, а также комбинированные
распылители. Последние получили широкое применение и в печ-
ных установках.
Кроме того, паровые, воздушные и комбинированные распыли-
тели целесообразно применять при растопке котельных агрега-
тов, оборудованных механическими форсунками, для уменьшения
загрязнения поверхностей нагрева.

На рис. 5. 54, а изображена форсунка В. Г Шухова. Мазут
подводится по каналу центрального шпинделя, а распиливающий
пар вытекает через кольцевую щель, образованную шпинделем
и наружной трубкой. Расход топлива регулируется вентилем па ма-
зутопроводе, а подача пара — шириной кольцевой цепи и венти-
лем па паропроводе. В табл.5.15
приведены основные данные
этих форсунок.
Форсунки В. Г Шухова
имеют простое устройство, на-
дежны в эксплуатации и не тре-
буют тонкой фильтрации то-
плива. Вместе с тем они весьма
неэкономичны, создают острый
длинный факел и сильный шум
в работе.
Удельный расход пара на
распиливание мазута в эксплу-
атационных условиях соста-
вляет от 0,4 до 0,8 кг кг (3—
6% от паропроизводительности
котельного агрегата). Расход
пара, как показывает опыт,
возрастает при ширине коль-
цевой щели более 0,8—1 м.ч н
увеличении давления пара. По-
нижение экономичности форсу-
нок В. Г. Шухова с повышением
Рис. 54. Паровые форсупкп вы-
сокого давления.
а — прямоструйная форсунка Шухова;
б — Э/кекционная форсунка Данилина; в —
эжекциопная форсунка ЦККБ Главэиер-
, гопрома
1 — центральный шпиндель; 2 — наруж-
ная трубка; л — вход пара; J — вход
мазута; л — сопло; « — выходной патру-
бок; "—смеситель; 8 —диффузор.
Повышение давления, не
увеличивая
давления пара обусловлено фор-
мой кольцевой щели, через ко-
торую вытекает пар. При исте-
чении пара в этих условиях
нельзя получить скорость выше
критической. Поэтому форсун-
ки В. Г Шухова целесообраз-
но применять при давлении
пара нс более 0,25—0,30 Мн/м*.
кинетическую энергию
струи пара, приводит к возрастанию его расхода.
Низкая экономичность форсунок В. Г. Шухова, как и других
распылителей высокого и среднего давления, объясняется также
малым использованием для диспергирования топлива располага-
емой работы (кинетической энергии) распиливающего агента *
Последнее обусловлено тем, что разность скоростей газа (пара или
воздуха) и топлива велика лишь на срезе сопла, а время их кон-
* При оценке экономичности этих форсунок необходимо учитывать
пе только понижение к. п. д. котельного агрегата, но и потерю конденсата.
350

Таблица
Размеры и производительность форсунок В. Г. Шухова [95]
—	Диаметр выходного отверстия, ле.н				
		для пара		Л 2 * *	в9*
1	2	4.5	0,8	1,9	2,8
2	3	5,5	1,7	5,6	8,3
3	4	7.0	3,3	11,1	16,7
4	5	8,0	5.3	19,7	25.0
5	6	9,0	7,5	22,2	33,4
б	7	10,0	10,5	27,8	41,7
7	8	11,0	13,9	36,1	50,0
8	10	13,0	19.4	50,0	66,7
9	13	16,0	34,7	69,ч	91,8
10	16	20,0	55,6	97,3	111,1
* При избыточном давлении мазута до 50 кн/.н2.
** При избыточных давлениях мазута 60—1 00 кн/л.2 и пара (воздуха) у фор-
сунки 0.4—0,6 Mh/hi2.
*** Прп избыточных давлениях мазута 0,20—0,25 Мн/м2 и пара (воз;
лее 0,6 2Ин/.«2.
такта мало. Кроме того, в ряде конструкций угол встречи распи-
ливающего агента с топливом невелик и топливная струя имеет
значительные размеры. В этих условиях большая часть кинети-
ческой энергии превращается в тепло, рассеиваемое в окружа-
ющую среду, и лишь незначительная часть попользуется па самое
распиливание.
Более экономичны — эжекциопные форсунки. В форсунках
Данилина (см. рис. 5. 54, б) пар поступает по центральной трубе,
оканчивающейся соплом Лаваля. При такой форме сопла почти
весь располагаемый перепад давления превращается в кинетиче-
скую энергию струи и на срезе сопла скорость может быть значи-
тельно выше критической. Так, при использовании для распыли-
вания сухого насыщенного пара с давлением 1,35 Мн/м2, прене-
брегая потерями на трение, получаем скорость на выходе из сопла
около 950 м/сек. Распиливание топлива происходит в выходном
патрубке форсунки. Топливные струи, подсасываемые в поток
пара, сильно турбулизируют его, что улучшает процесс распыли-
вания. Воздух, поступающий в форсунку через боковой штуцер,
уменьшает шум и пульсацию факела. Форсункп Данилина не
требуют тонкой фильтрации топлива. Характеристика форсунок
Данилина приведена в табл. 5. 16.
В эжекционных форсунках ЦККБ Главэнергопрома (см.
рис. 5. 54, в) и МФПР завода «Ильмарине» (рис. 5. 55) топливо
поступает в зону дробления в виде тонких струй, чем облегчается
процесс распыливания. Однако при этом повышаются требования
к фильтрации топлива.
351

Таблица 16
Характеристики форсунок Данилина
Пою		Пропзнлдпте.чыюсть, г, 1				
Давление пара избытке воздуха а	перед форсункой при = 1,1, Мн/м'1	0,40	0,55	0,75	1,0	1,25
Расход пара на при а — 1,1	распиливание-	0,48	0,40	0,35	0,32	0,30
» «=!,’’		0,41	0,34	0,30	0,27	0,25
В табл. 5.17 приведены основные данные форсунки МФПР
Удельный расход пара в эжекционных форсунках составляет
0,25—0,40 кг/кг. Значительная эжекционная способность этих
форсунок позволяет работать при низком давлении мазута (рас-
ходные мазутные баки размещают на уровне 1,5—2 .и выше оси
форсункп). Эжекцпонные форсункп создают меньший шум, чем фор-
сунки Шухова.
С целью унификации типов и типоразмеров форсунок и обеспе-
чения полной взаимозаменяемости их ЦКТИ, ВТИ и завод
«Ильмарине» разработали нормали на эжекцпонные форсункп
стационарных паровых кот.тов [80]. Нормалями предусмотрен вы-
пуск эжекционных форсунок малой производительности (77 = 16,7 -н
150 г/сек), средней производительности (В — 76,5 = 458,3 'сек)
и поворотных с В = 16,7 г! сек.
Распиливающей средой служит перегретый пар с избыточным
давлением от 0,5 до 2,5 Мн/м* или сжатый воздух. Удельный
расход пара 0,3 кг.'кг, а воздуха — 0,8 кг/кг. Давление топлива
перед форсунками должно быть около 0,15 Мн'м2, а вязкость не
более -10э ВУ
Форсунки каждой группы могут быть длинно- пли коротко-
факельпыми. Для сокращения длины факела применяют форсу-
ТаО.ища 5. 17
Размеры деталей и производительность форсунок МФПР (рис. 55)
Производительность форсунки (в г/сен) при рабочем давлении пара, Мн/м2				Размеры сон. га, .tut	Размены лиФФу-	
					зоря	.м.н
0,39	0,09	1,08	1,27	1.57	а | di	d	<11
31,9	48,7	66,7 76,5	102,8 108,4	148-7	83,3 130,6 187,5	101,4 155,5 228.0	11,5 14 17	11,5 14 17	13,5 16 19
352

пки с насадками на распиливающей головке (рис. 5. 56). Давле-
ние топлива при использовании форсунок с насадками должно
составлять 0,5—0,6 Мн!м2.
Рпс. 5. 55. Мазутная форсунка парового распиливания завода «Ильмарпне».
I — корпус; г — наружная трубка с наконечником; з — внутренняя трубка; 1 — диф-
фузор; S — сопло.
Форсунки малой и средней производительности, предусмотрен-
ные нормалями [80], мало отличаются от форсунок МФПР. Кон-
струкция паровых поворотных форсунок рассчитана на приме-
нение в горелочных устройствах с поворотными крапами.
Рпс. 5. 56. Распиливающая головка паровой фор-
сунки с насадком.
I — наконечник топливный; 2 — наконечник паровой; 3 —
гайка; 4 — сопло; 5 — диффувор; в — насадок.
В комбинированных паро- и воздушно-механических форсун-
ках используется сравнительно невысокий перепад давлений
(обычно до 1 Мн /.и2) и для улучшения распыливания привле-
23 3. И. Ге. лср.
353

кается дополнительно энергия потока пара или воздуха. Эти
форсунки имеют более сложное устройство, чем паровые и воздуш-
ные. Вместе с тем при удачном сочетании механических и пневма-
тических принципов распыливания они обеспечивают весьма
топкое диспергирование топлива, позволяют получить любой
угол разноса факела [126 ] и имеют превосходные регулировоч-
ные характеристики. Диапазон регулирования производитель-
ности при применении этих форсунок составляет 10—100%
Рис. 5. Гаэомазутная форсунка ГПМ-2.
от номинального расхода топлива. Удельный расход пара для
комбинированных форсунок не превышает 0,75—1 % от паро-
производительпости котла [101 ]. Вязкость топлива перед фор-
сунками следует поддерживать на уровне 6° ВУ Комбинирован-
ные паро-механические форсунки применяются за рубежом для
распыливания тяжелых мазутов. При этом имеются данные [127],
что производительность таких форсунок достигает 1 кг/сек.
На рис. 5. 57 приведен общий вид газо-мазутной форсунки
типа ГПМ-2 завода «Ильмарпне», в которой для увеличения диа-
пазона регулирования при производительности менее 50% от
номинальной распиливание производится паром. По данным [128],
эти форсунки имеют производительность (по мазуту) 42 г!сек,
при давлении мазута 1,2—1,6 Мн/м2. Избыточное давление пара
перед форсункой 0,10—0,15 Мн/м2. Диапазон регулирования
20-100%.
В низконапорных (вентиляторных) воздушных форсунках
в качестве распиливающего агента используется воздух с из-
354

быточныя давлением 2 8 кн/м\ При этом через форсунку по-
ступает от 2а до 100/о воздуха, необходимого для полного сго-
рания топлива. Этот воздух участвует в распыливании и способ-
ствует улучшению процесса смесеобразования. Относительная
скорость потоков распиливающего воздуха и топлива в низко-
иапорных форсунках составляет 70-120 м/сек. В форсунках
конструкции Оргэнергонефти и Гипронефтемаша топливо из
мазутного наконечпика попадает на распиливающий конус.
Предполагается, что в резудьтате эжектирующего действия по-
тока распиливающего воздуха мазут стекает с конуса в виде
пелены 11^9 J. Такое предположение не обосновано ни экспери-
ментально, ни теоретически и весьма сомнительно.
В последних конструкциях низконапорных форсунок Орг-
энергонефти и ЦКТИ [128 ] на выходе воздуха в амбразуру вместо
напорной шайбы установлен завихритель (рис. 5. 58),' обеспечи-
вающий закрутку потока. Через форсунку подводится от 40 до
/0/о общего расхода воздуха ПрИ давлении 3—4 кн/м?. Осталь-
ной воздух поступает в топку через регистры. В форсунке пред-
усмотрен подвод пара для распиливания на случай выхода из
строя вентилятора. Топливо к форсунке поступает из напорного
бака или подается насосом. Вязкость мазута перед форсункой
должна поддерживаться на ур0ВНе 5—7° ВУ В табл. 5. 18 при-
ведены основные характеристики форсунок Оргэнергонефти [130].
Таблица. 5.18
Характеристики низконапорных воздушных форсунок Оргэнергонефти
Номер форсунки	Расход топлива, zj сек	Диаметр входного отверстие воздушного патрубка, Л1.К	Диаметр выходного отверстия подпорной шайбы,	Расход воздуха, ка/сек	
				ООЩПЙ	первичный (через форсунку)
0	20,8	150	68	0,33	0,20
4	41,7	200	95	0,66	0,40
5	69,4	250	120	1,11	0,67
6	97,2	250	136	1,56	0,93
7	138,8	300	150	2,22	1,33
Удельный расход электроэнергии при распыливании мазута
низконапорными форсунками составляет 110—150 кдж/кг, что
(в пересчете на расход пара или сжатого воздуха) примерно
вдвое меньше, чем требуется для распыливания топлива паровыми
и воздушными форсунками Высокого и среднего давления. Низко-
напорные воздушные форсунки позволяют регулировать произво-
дительность в диапазоне 20—100% от поминального расхода
топлива [128, 129].
Экспериментальные данные по фракционному составу распыла
и средним размерам капель црИ применении промышленных низко-
23*
355

Рис. 5. 58. Низкоиаиорные воздушные форсунки Оргэпоргоиефти.
а — форсунка с подпорной шайбой; б — форсунка с завихрителем:
1 — парован рубашка; 2 — корпус форсунки; J — мазутная трубка; < — мазутный наконечник; 5 — распыливающпй конус; 6 — подпор-
ная шайба; z — фронтовая плита; 8 — патрубок для воздуха; 9 — завихритель.

напорных форсунок, насколько нам известно, отсутствуют. Од-
нако малые относительные скорости позволяют предполагать,
что такие форсунки обладают более грубым распиливанием, чем
паровые и воздушные форсунки высокого и среднего давления.
При подаче всего воздуха через форсунки их производитель-
ность не превышает 40 г!сек. При подводе части воздуха через
регистры их производительность может быть увеличена до 150 г /сек.
Максимальная температура воздуха составляет 250° С. Приме-
нение более высокого подогрева воздуха может привести к зако-
ксовыванию мазутоподводящей трубки и сопла.
Низкопапорные воздушные форсунки используются для рас-
пиливания мазута в котлах малой мощности (типа ДКВ, Шу-
хова — Берлина и др.) и в печах технологических установок.
5. 10. Сжигание распыленного мазута
Образование горючей смеси и горение распыленного топлива
определяются аэродинамическими характеристиками форсунки,
горелки и топки, а также тепломассообменпыми и химическими
процессами, протекающими на различных стадиях подготовки
топлива к горению и его выгорания. Эти вопросы в общем виде
освещены в известных работах Г. Ф. Кнорре T9, 1311, и, по-види-
мому, многие из них в одинаковой мере применимы к высоковяз-
кому и маловязкому топливам.
Сгорание факела распыленного топлива, в конечном счете,
сводится к испарению капель и выгоранию продуктов пиро-
генетического разложения паров. Однако для расчета горения
необходимо иметь данные по траекториям капель, их испарению
и распределению в факеле жидкой и паровой (газовой) фаз то-
плива. Обзор и анализ методов расчета испарения (выгорания)
факела распыленного легкого топлива и современное состояние
этого вопроса приведены в работе И. И. Палеева 160 ].
Вместе с тем процесс испарения высоковязкпх топлив, со-
стоящих из высококипящпх углеводородов и значительного
коксового остатка, по-видимому, имеет ряд особенностей и
нуждается в специальном изучении. Эти особенности могут быть
учтены при сопоставлении процессов испарения (горения) еди-
ничных капель легких дистиллятных топлив (бензин, керосин)
и испарения тяжелых остаточных топлив (мазут, крекинг-остатки).
Полное время жизни капли топлива может быть получено ври
суммировании времени, необходимого для прогрева капли до
равновесной температуры, и времени ее испарения (горения) при
достижении равновесной температуры. Как известно, время испа-
рения (для топлив, сгорающих без образования коксового остатка,
если не учитывать кинетическое сопротивление, оно равнозначно
времени выгорания) может быть определено по диффузионной
теории горения единичной капли, предложенной в 1945 г.
Г. А. Варшавским. Теория применима для горения (испарения)
357

капель в неподвижной среде пли потоке, когда относительная
скорость капли равна нулю, температурный режим ее стационар-
ный, температура и концентрации отдельных компонентов газо-
вой среды не изменяются, а тепло- и массообмен определяются
только теплопроводностью и молекулярной диффузией (рис. 5. 59).
По этой теории горение протекает при таких высоких температу-
рах, прп которых влияние кинетических факторов иа интенсив-
ность процесса исключается. Время полного испарения (выго-
Рис. 5. 59. Схема диф-
фузионного горения
капли.
рання), по Г. А. Варшавскому, пропор-
ционально квадрату начального диаметра
и плотности в первой степени, а темпера-
тура капли в процессе горения (равно-
весная температура) не достигает темпе-
ратуры кипения.
За рубежом работы по теории горе-
ния капель появились позднее [132—
136 ]. В этих работах повторяется схема,
положенная в основу расчета Г. А. Вар-
шавского, и принимается, что температура
капли равна температуре кипения. Это
предположение пе вносит ощутимой ошиб-
ки в расчет, но по существу является
неправильным. Кроме того, в некоторых
работах не учитываются зависимость коэф-
фициента теплопроводности от температуры, перенос пара сте-
фановским потоком и др.
Экспериментально диффузионная теория горенпя была впер-
вые проверена в лаборатории теплофизики Ленинградского поли-
технического института на крупных каплях тяжелого жидкого
топлива (соляровое масло, мазут) [137]. Капли размером 1,5—
2 мм подвешивались на термопаре в потоке воздуха. Температура
подогрева воздуха составляла 900—1100°С, скорость потока
0,5—1 .м/сек. Кроме того, были проведены опыты со свободно
падающими мелкими каплями. Исследования показали, что опыт-
ное время сгорания крупных капель солярового масла с учетом
подвода тепла конвекцией получается меньше расчетного по диф-
фузионной теории, если расчет выполнять даже по теоретической
температуре в зоне горения. Приближенными измерениями уста-
новлено, что действительная температура в зоне горения соста-
вляет лишь 50—60% от теоретической и для тяжелых топлив не
превышает 2000° К. При расчете времени горения с учетом факти-
ческих температур расчетные значения оказываются ^больше
опытных в 2—3 раза. Для свободно падающих мелких капель
солярового масла и мазута расхождение опытных и расчетных
данных времени сгорания меньше, что, по-видимому, обусловлено
отсутствием подвода тепла к каплям по подвесу, а также умень-
шением роли радиационного и конвективного теплообмена. Од-
нако и для мелких капель (150—200 мкм) опытное время оказа-
358

лось в среднем ниже расчетного на 40% для 77—1800° К и па
20% для Тг=Ттевр.
И. П. Палеев считает, что расхождение опытных данных с рас-
четными обусловлено тем, что в теории не учитывается кинетиче-
ское сопротивление, т. е. конечная скорость химических реакций
окисления паров топлива [138]. Кинетическое сопротивление
приводит к уменьшению количества паров, сгорающих вблизи
капли, при этом вынос паров может быть весьма значитель-
ным [138, 139]. Кинетическое сопротивление приближает зону
горения к капле [140] и обусловливает понижение температур
в зоне горения. Как в опытах, проведенных в ЛШ1, так и в ра-
боте [134] измеренные отношения радиусов зоны горения и
капли (п/гк) получились значительно меньшими, чем следует
из диффузионной теории. О возможном влиянии скорости хими-
ческой реакции на продолжительность сгорания сравнительно
крупных капель указывается также в более поздней работе
М. Гольдсмпта [133]. Вместе с тем в результате теоретического
исследования X. Эммонс [141 ] пришел к выводу, что для круп-
ных капель интенсивность сгорания регулируется лишь процес-
сом тепло- и массообмена, а учет химических превращений может
лишь отразить условия воспламенения и потухания капель.
С. И. Брысов, Л. А. Клячко и А. Б. Эзрохи в опытах па моде-
лях капель обнаружили, что при уменьшении давления среды
отношение гг/гк быстро увеличивается и приближается к расчет-
ному значению. Авторы считают, что уменьшение Гг/тц и увели-
чение скорости выгорания обусловлены свободной конвекцией.
При понижении давления критерий Gr уменьшается и процесс
тепло- и массообмена приближается к чисто кондуктивно-диф-
фузионному; в результате отношение гг/гк увеличивается *.
Значительный интерес представляет вторая часть эксперименталь-
ного исследования, проведенная с каплями размером 1,5—2 мм,
подвешенными на нити в камере спокойного воздуха. При срав-
нении теоретических и экспериментальных данных авторы учи-
тывали диссоциацию СО2 и Н2О и тепловой поток по подвеске
капли. Следует отметить большое влияние подвода тепла по под-
веске на время испарения капли. Так, для капель керосина раз-
мером 1,5—2 мм подвод тепла по подвесу диаметром 0,2 мм нз
константана (Z=26,8 вш/м град) уменьшает время испарения
на 26%. После введения указанных поправок быдо получено
удовлетворительное совпадение экспериментальных данных с рас-
четными по диффузионной теории. Время сгораний для капель
керосина и бензина по экспериментальным данным оказалось ниже,
чем по расчету, соответственно па 3 и 5%.
Удовлетворительное совпадение экспериментальных данных
по времени испарения (горения) капель с расчетным^ значениями,
полученными по диффузионной теории, подтверждено также
Аналогичные данные получены в работе [142].
369

в работах [132, 135 ] и др. Как указывается в работах ЛПИ [138],
последнее еще не является доказательством, что диффузионная
теория правильно описывает процесс горения капель жидкого
топлива, так как такой же результат может быть получен при
учете конечной скорости химической реакции.
Влияние скорости и температуры потока на процесс испаре-
ния и горения топлив наиболее подробно изучено в лаборатории
теплофизики ЛПИ [60]. Опыты по испарению проводились на
каплях бензина, бензола и керосина размером 0,9—2 мм при
скоростях потока 1—4 м!сек и температурах 290, 550 и 760° С.
Горение капель исследовалось при температуре 800—900° С.
В результате проведенных опытов установлено, что как время
испарения, так и время сгорания пропорциональны квадрату
начального диаметра, а скорость испарения и горения для дан-
ного режима практически не зависит от размера капель. Скорость
испарения при повышении температуры увеличивается. Так,
для бензола при скорости обдувания 1,0—1,7 м/сек и изменении
температуры от 300 до 600°С скорость испарения увеличивается
на 23%. Как показали проведенные опыты, горение ускоряет
процесс испарения, но не вызывает изменения характера зави-
симости диаметра капли от времени. Опыты также показали, что
для дайной скорости и температуры потока скорость горения бен-
зина, керосина и бензола почти одинакова.
Этот вывод согласуется с данными Д. П. Сполдинга [143, 144],
который также считает, что различие во времени жизни капель
углеводородных топлив главным образом определяется временем,
потребным для достижения равновесной температуры.
Однако само понятие равновесной температуры, вполне опре-
деленное для однородных жидкостей (вода, бензол, изооктан),
для многокомпонентных топлив нуждается в разъяснении. Опыты
С. И. Брысова, Л. А. Клячко, А. Б. Эзрохи, а также И. И. Па-
леева показали, что лишь для однородной жидкости (индиви-
дуальных веществ) температура в квазистационарном состоянии
остается постоянной и ее значение удовлетворительно согласуется
с теоретическим. Для многокомпонентных топлив температура
капли в период установившегося выгорания возрастает. Так,
по данным этих опытов температура капли бензина увеличивается
до 110° С, а керосина до 260° С *. Как указывают С. И. Брысов,
Л. А. Клячко п А. Б. Эзрохи, это не приводит к изменению ско-
рости выгорания, поскольку но мере повышения температуры
одновременно утяжеляется состав топлива. Для легких топлив
это согласуется с экспериментальными данными О. Б. Лео-
нова [145]. Температура, прп которой возможно устойчивое
горение капли топлива, ниже равновесной и составляет: для
керосина 0=75° С, а для бензина 0=35° С. Продолжительность
прогрева капли от температуры 0 до равновесной имеет суще-
* П качестве равновесной принимается температура в конце прогрева.
360

ственное значение для всего времени жизни капли, так как этот
период составляет для керосина 25—30% от времени его сгора-
ния, а для бензина 15—20%.
На величину этого периода для высоковязкпх топлив влияют
два противоположно действующих фактора. Так как высоковяз-
кие остатки нефтепереработки состоят из высококипящих угле-
водородов, то значения 9 и равновесной температуры увеличи-
ваются. Вместе с тем малая летучесть этих топлив обусловливает
их более быстрый прогрев. Экспери-
ментальное определение времени про-
грева для тяжелых топлив осложняется
высоким температурным коэффициен-
том объемного расширения нефтепро-
дуктов. Малая летучесть существенно
влияет на протекание всех стадий про-
цесса испарения и горения высоко-
вязких топлив. По Д. Н. Вырубову
[146], в этих условиях уменьшается
роль чисто диффузионного испарения
и увеличивается влияние теплообмена
па протекание процессов смесеобра-
зования.
В то время как исследованию про-
цессов испарения и горения капель
легких топлив посвящено значительное
количество работ, эти вопросы для
тяжелых топлив псследовапы недоста-
точно.
Б. В. Канторович, В. М. Иванов,
Л. А. Хотунцев, Л. С. Раниовец,
В. В. Ромадин [147] визуально ис-
следовали процессы испарения сильно
обводненных капель керосина и мазута
(керосиновой и мазутной эмульсии) при
Авторы обнаружили, что при температуре воздуха 600—700° С
капли обводненного керосина и мазута быстро вскипают, увели-
чивают в объеме в 5—6 раз и затем разрываются па части. Меха-
низм процесса испарения и горения капель мазута был весьма
подробно исследован в лаборатории кафедры теплофизики ЛПИ
[60, 137]. В этих опытах кинетика процесса фиксировалась при
помощи киносъемки с частотой 50—70 кадров в секунду и одно-
временно измерялась температура капли. Данные исследования,
проведенного в ЛПИ, показали, что процессы испарения п выго-
рания капель тяжелых топлив обладают специфическими особен-
ностями. Так, было установлено, что для тяжелых топлив нс наблю-
дается выравнивания состава капли топлива по объему и с поверх-
ности одновременно испаряются все фракции (рис. 5.60). Кроме
того, было обнаружено значительное «набухание» (увеличение
Ряс. 5. 60. Кривые разгон-
ки солярового масла и ма-
зута.
z — соляровое масло; 2 — ма-
зут; 3 — до горения; 4 — вы-
горание?^; б—выгорание 17 %.
температуре 600—700° С.
361

размеров) капли в процессе ее подогрева и испарения, и на-
конец, в этих опытах был замечен разрыв капель прп их горении.
Для выяснения особенностей испарения и горения капель
высоковязких крекинг-остатков [148] были проведены опыты на
экспериментальной установке ЛПИ (рис. 5. 61). Капли крекипг-
остатков, имеющие размеры 0,7—1,4 мм, подвешивались над
срезом трубчатой электропечи на хромель-алюмелевой термопаре,
изготовленной из термоэлектродов диаметром 0,1 мм, или на
кварцевой нити такого же диаметра. Через электропечь проду-
Рпс. 5. 61. Схема экспериментальной установ-
ки ЛПИ для исследования испарения и горе-
ния капель топлива.
2 — трубчатая электропечь; 2, 3 — термопара; 4 —
Узкопленочный аппарат; б — основание; 6 — освети-
тель.
вался воздух, расход которого определялся трубкой Вентури
с микроманометром. Температура подогретого воздуха измеря-
лась платпно-платинородпевой термопарой, размещенной вблизи
капли. Процесс испарения и горения фиксировался на пленку
узкопленочным аппаратом, установленным на поворотном осно-
вании. При введении капли в поток воздуха одновременно прп
помощи'синхронизационного устройства включались киноаппарат
и осциллограф МПО-2 для записи температуры капли. Характе-
ристика крекинг-остатков, использованных в опытах, приведена
в табл. 5. 19.
Опыты по испарению проводились при 530—580° С и скорости
воздуха 1,5—2,6 м/сек, а по горению при 830—860° С и скорости
2,05—2,90 м/сек.
Кроме того, была проведена серия экспериментов с крекппг-
остатком, имеющим Q*° = 1,012 и вязкость ВУй0=154° ВУ. В этих
опытах капли размером 1,3—1,8 мм сжигались при 870° С п
скорости воздуха 3,95 м/сек. Капли подвешивались на нити диа-
метром 0,2 лци.
На рис. 5. 62 приведены графики зависимости относительного
размера (6/60) капель крекинг-остатков различной вязкости от
времени испарения. Опыты проводились с каплями, подвешен-
362

Рис. 5. 62. Зависимость относительного
размера капель крекинг-остатков от вре-
мени испарения.
5


и
к
S
и
Н5
Э *
я
2
4
1.22
0,961
1,0
0,905
1,82
1,78
1,79
1,81
540
526
528
538
36,5
31,0
84,0
19,0
2
1,30
1,2
1,46
1,59
1,9
2,16
583
578
573
31,0
31,0
31,0
1
2
3
1,223
1,30
1,40
1,58
1,89
2,13
575
573
563
84,0
84,0
84,0

Таблица 19
Характеристика крекинг-остатков, использованных в опытах по испарению
и горению капель
Пок	пробы			
	1	2	3	
Плотность	1,009	1,010	1,023	1,044
Температура вспышки, °C	190	200	210	206
Выход фракций при 350е С, .6	30	30	—	25
Температура застывания, °C	+ 16	+18	+20	+20
Коксуемость, %	18,1	18,1	20,4	25,5
Содержание золы Ар, %	0,06	0,10	0,08	0,14
Содержание влаги Wp, %		Отсутствует		
Теплота сгорания ()р, Мдж, Вязкость:	40,10	40,05	39,60	39,50
ВУ60, =ВУ	145	450	315	1450
ВУМ, ‘ВУ	19,0	36,5	31,0	84,0
иыми па кварцевой нити и термопаре. Для наглядности сопоста-
вления результатов опытов на рис. 5. 62, а, д, в изображены также
графики, построенные по экспериментальным данным, приведен-
ным к одинаковому начальному размеру капель.
Графики рис. 5. 63 характеризуют горение капель высоко-
вязких крекинг-остатков, подвешенных на термопаре (рис. 5.
63, а, б и в) и кварцевой нити (рис. 5. 63, г).
Как следует из рассмотрения графиков (рис. 5.62), ход измене-
ния температуры капли при ее прогреве и испарении подчиняется
общим закономерностям, установленным для многокомпонентных
топлив. В течение ?«1,5 сек при данных условиях опытов темпе-
ратура быстро повышается до ^«300с С (период прогрева), а за-
тем медленно увеличивается до 480—500° С (период квазистацио-
нарного. состояния). По мере повышения температуры капли ее
размеры изменяются под действием двух факторов: испарения
фракций с поверхности и объемного расширения. При этом до
450е С размеры капель почти не изменяются. Прп дальнейшем
повышении температуры первостепенное влияние на размеры
капель оказывают химические реакции: превращение нейтраль-
ных смол в асфальтены, крекпнг-смол и асфальтенов с образова-
нием кокса (карбоидов) и газо- и паровыделением. Паро- и газо-
выделеиие и значительная пластичность смол обусловливают на-
бухание капель с образованием в результате крекинга пористого
коксового остатка. Чем выше содержание асфальто-смолистых
веществ в крекинг-остатках, тем (прп прочих равных условиях)
несколько больше время, потребное для полного ококсовывания
капли, и больше размеры коксового остатка. Это видно из графиков,
приведенных на рис. 5. 62. На протекание указанных процессов
большое влияние имеет подвод тепла к капле по термопаре, что
364

tX
800
100-
SOD'
SOO-
‘00-
300-
200-
>00
tX
800
W
600
500 
SOO -
300 
200 
Ю0
сен
0.2 OS 0.6 0.8 1.0 t.2 I.S
Pnc. 5. 63. Зависимость относительного размера капель крекинг-остатков
от времени при горении.
а					б				
Номер опыта	до, -ил»	Ml сек	'в- °C	ВУео	Номер опыта	до, мм	w, м1 сек	1ь, °C	ВУео
1	1,15	2,48	837	19	j	1,18	2,87	856	36,5
2	1,11	2,86	846	19	2	1,25	2,46	828	36,5
		—	—	—	3	1,16	2,06	828	36,5
в					г				
Номер опыта	Со, .w.it	W, Ai'iCCK	'в, °C	ВУео	Номер опыта	до, мм	w, м!сек	<в, °C	в У во
1	1,13	2,86	847	84,0	I	0,72	2,87	856	19,0
о	1,15	2,48	834	84,0	2	1,05	2,84	843	19,0
3	1,27	2,08	847	84,0	—	—	—	—	—


ELLLL
ггггг
Рис. 5. 65 Горение капель крекинг-остатков (частота съемки 10
кадров в 1 сек).
>6

подтверждается розу тьтатами экспериментов, проведенных с iaan-
.15 мп, подвешенными на кварцевой нити (см. рис. 5. 62, а) и термо-
паре (см. рис. 5. 62, б и в).
При горении капли подвод тепла к пей увеличивается и темп
прогрева капли возрастает в 5—6 раз (см. рис. 5. 63). Значитель-
ный подвод тепла к капле от зоны гореняя интенсифицирует пре-
вращение смол в асфальтены, разложение асфальтенов с образе
ванпем кокса и, наконец, при
достаточно высокой температуре
капли I рекинг-смол и асфальте-
нов. Вследствие этих процессов
происходит частичное или полное
ококсовывание капель. Ококсовы-
вание поверхности тормозит испа-
рение капли, но одновременно
увеличивает теми ее прогрева,
что способствует ускорению про-
цессов крекинга асфальто-смоли-
стых веществ в жидкой фазе
с иаро- и газовыделенпем. Обиль-
ное паро- и газовыделение при-
водит к набуханию капель в пре-
делах пластичности оболочки,
затем давление вил три капли по-
вышается, что вызывает выброс
паро- и газообразных, а возмож-
но, п жидких компонентов или
разрыв капли на части.
Рис. 5. 65. Выброс компонентов
из капли мазута при горении
[149].
Разрыв капель и извержение через их оболочку компонентов
подтверждены результатами опытов по горению капель (см.
рис. 5. 63) п фотографиями процесса выгорания капе ’ь высоко-
вязкпх крекпнг-остатков (рис. 5. 64) На рис. 5. 64 изображен
процесс выгорания капель крекинг-остатка с Q.,° = 1,012 й
By50=154J ВУ. Капли фотографировались через 0,1 сек. На
рис. 5. 65 приведен выброс ^компонентов капли мазута с Q.J° = 0,918
при 80U°C, сфотографированный Кпоси Кабаяси [149J.
Графики (см. рис. 5. 63) подтверждают, что при прочих неиз-
менных условиях время жизни капли до ее разрыва зависит о!
ее начального размера: с уменьшением размера капли уменьшается
и время ее жизни (см. рис. 5. 63, г). Температура капли, измерен-
ная термопарой в момент разрыва, и относительное увеличение
размеров капли повышаются, при увеличении содержания асфальто-
смолистых веществ в крекинг-остатках (см. рис. 5. 63, а, б и в).
Сравнение времени жизни капель высоковязких крекинг-
остатков и мазутов (рис. 5. 66) показывает, что время жизни капля
крекпнг-остатков (до ее разрыва) выше, чем для маловязких
мазутов.
367

Процессы ококсовывания капель топлива увеличивают их
время жизни, так как выгорание коксового остатка происходит
по обычным закономерностям гетерогенных процессов горения
твердого топлива [150], а дробление капель в результате разрыва
оболочек приводит к уменьшению времени выгорания. В настоя-
щее время еще не накоплены экспериментальные данные, позволя-
Рис. 5. 66. Время жизни капель мазута и крекинг-остатков (до разрыва их).
1 —мазут, во = 1,188 At.и; 2 —мазут, во = 1,147 aim (опыты .ПЛИ); 3 —крекинг-оста-
ток, во = 1,75 AtAt; 4—крекинг-остаток, во =1,38 .им; 5—крекинг-остаток, во =
= 1,38 .им; 6 —крекинг-остаток, во = 1,38 ami (данные автора).
ющие учитывать влияние этих факторов на процессы смесеобразо-
вания и сжигания тяжелых остатков нефтепереработки. Поэтому
тонкость распыливания приходится определять по интегральному
эффекту сжигания топлива. Распыливание считается удовлетво-
рительным, если обеспечивается полное сгорание топлива в то-
почной камере. Так как при прочих равных условиях тонкость
распыливания улучшается при уменьшении вязкости топлива,
то для получения удовлетворительного распыливания необходимо
поддерживать определенную вязкость топлива перед форсунками
(см. рис. 4. 28).
ЛИТЕРАТУРА
1.	Joyce J.R. The atomization of liguid fuels for combustion. J. of
the Institute of Fuel, v. XXII, No 24, 1949.
2.	Л и Д. У. и Спенсер Р. Исследование топливных струй по
микрофотографиям. Сборник монографий по иностранной литературе (под
ред. С. Н. Васильева) «Двигатели внутреннего сгорания», т. 1, Бсскомпрес-
сорные дизели, процессы впрыскивания и распыливаппя топлива, OHTII
НКТП СССР, 1936.
3.	Б л и н о в В. И. и Ф а й и б е р г Е. Л. О пульсациях струи
и разрыве ее на капли. ЖТФ, т. III, вып. 5, 1933.
4.	Giffen Е. and MuraszewA. The atomization of liquid
fuels. Chapman and Hall, LTD, London, 1953.
5.	Реллей Д:к. В. Теория звука, т. II, Гостехнздат, 1955.
368

6.	Г е п л е й п А. Распад струи жидкости. См. источник [2].
7'	Вебер К. Распад струп жидкости. См. источник [2].
g’	Merrington А. С. and Richardson Е. G. The break-up
of liguid jets. The Proceedings of the Physical Society, v. 59, pt. I, No 331,
1917-
9.	К и о p p e Г. Ф. Топочные процессы. Госэнергопздат, 1959.
10.	Ш е х т м а н Ю. М. К вопросу о влиянии окружающей среды па
устойчивость жидких струй. Изв. АЙ СССР, ОТН, №11, 1946.
11.	Л ы ш е в с к и й А. С. Закономерности дробления жидкостей ме-
ханическими форсунками давления. Новочеркасский политехнический ин-
ститут, Изд. НПИ, Новочеркасск, 1961.
12.	Л ы ш е в с к и й А. С. Процессы распыливапия топлива дизель-
ными форсунками. Машгиз, 1963.
13.	Бородин В. А., Д и т я к и н Ю. Ф. Неустойчивые капилляр-
ные волны на поверхности раздела двух вязких жидкостей. Прикладная ма-
тематика и механика, т. XIII, вып. 3, 1949.
14.	Т г i е b n i g g II. Der einblase—und einspritzvorgang bei dieselma-
schincn, Wien, Julius Springer, 1925.
15.	P а м 3 и н Л. К., К о з л и и с к и й Г. IO., II о в и 10. О. При-
менение парафинистого мазута в котельных установках. Изв. ВТИ, № 2 (25),
1927.
16.	Волынский М. С. О дроблении капель в потоке воздуха.
ДАН СССР, т. XII, № 3, 1948.
17.	Волынский М. С. Изучение дробления капель в газовом по-
токе, ДАН СССР, т. XVIII, № 2, 1949.
18.	LittayeG. Sur une theorie de—la pulverisation des jets liquides.
Acad. Sci (Paris), Comptes Rendus, v. 217, Nu 4, 1943.
19.	MiesseC. C. Correlation of experimental data on the disinteg-
ration of liguid jets. Industrial a. Engineering Chemistry, v. 147, No 9, 1955.
20.	ЛышевскийА. С. О границах перехода между отдельными
видами распада жидкой струи. Изв. МВО СССР, сер. Энергетика, № 1, 1961.
21.	Н а т а н з о н В. Я. Распиливание топлива в двигателях Дизеля.
Дпзелестроение, № 3, 4 и 5, 1938.
22.	Ульянов И. Е.О внутриканальном распаде при распиливании
топлива. Изв. АН СССР, ОТН, № 8, 1954.
23.	Новиков И. И. Закономерности дробления жидкостей в центро-
бежных форсунках. ЖТФ, т. XVIII, вып. 3, 1948.
24.	II a s s е г F., S t г о b 1 G. М. Die messung der tropfengrosse
hei zerstiiuben flussigkeiten. Ztschrift fur technische Physik. Bd. 5, Nr 4,
1924.
25.	Л и Д. У. Влияние конструкции сопла и условий работы на рас-
пиливание и распределение топливных струй. См. источник [2].
26.	I о г k I. L. and Stubbs Н. Е. Photographic analuses of spraus
Transactions of the ASME, Oct, No 7, 1952.
27.	У и л e p Л. и T p и к e т т E. Измерение распределения частиц
в струе по размерам. Вопросы ракетной техники, № 4 (22), 1954.
28.	С а л а м а н д р а Г. Д. и Н а б о к о И. М- Улавливание па
пластинку, покрытую слоем сажи, как метод определепия крупности распы-
ливания топлива. ЖТФ, т. XXVII, вып. 3, 1957.
29.	A d 1 е г С. R. and Marshall W. R. Per formance of spinning
dick atomizers. Chemical Engineering Progress, V. 47, No 10a. 12, 1951.
30.	Tate R. W. and M a г s h a 11 W. R. Atomization by centri-
fugal pressvre nozzles. Chemical Engineering Progress, pt. I. v. 49, No 4, 1953;
pt II, v. 49, No 5, 1953.
31.	KleinE. Messung und darstellung der tropfengrofJenverteilung
on einem zerstaubungsstrahl. Brennstoff — Warme — Kraft, Bd. 10, Nr. 6,
1958.
32.	Gebhardt H. Die tropfengroflen bei drallzerstaubung, Brenn-
sloff — Wiirme — Kraft, Bd. 10, Nr 8, 1958.
24 3. и. Геллер.
.19

33.	Kling R. Mikrofotografische untcrsuchungen von brennstoff де_
beln in brennkammem. См. источник [31 J.
34.	И и г e б о P. Д. Распиливание, относительное движение и испа-
рение жидких топлив. Перевод П-1548, ЦКТИ, 1959.
35.	I о г k I. L., S tubs Н. Е. and Тек М. R. Transactions of
the ASME, V. 75, No 7, 1953.
36.	3 а м а з и й И. О., С ы рнпп С. H. Регулируемая форсунка
для распиливания жидкостей. Советское котлотурбостроенпе, № 9, 1936.
37.	LongwellJ. Р. Combustion of liguid fuels, High speed aerody-
namick and jets propulsion, v. II, Combustion processes, editors Lewis B.,
Pease R. N. Taylor II. S. New Jersey, Princeton, University Press,
1956.
38.	Taylor E. H. and Harmon D. B. Measuring drop sizes in
sprays. Industrial a. Eng. Chemistry, V. 46, No 7, 1954.
39.	J о у c e J. R. Droplet size measurement of varions stell furnase
oil beners. J. of the Institute of Fuel, V. 26, No 153, 1953.
40.	Turner G. M. and Moulton R. W. Drop-size distribution
from spray nozzles. Chemical Engineering Progress, V. 49, No 4, 1953.
41.	Г e л л e p 3. И. Высоковязкие мазуты как котельное и печное
топливо. Гостоитехпздат, 1959.
42.	Д в о р е ц к и й А. И. Характеристика высоковязких крекинг-
остатков. Сб. «Применение вязких крекинг-остатков в качестве топочного
мазута», ГОНТИ, 1939.
43.	М о р о ш к и и М. Я., Г е л л е р 3. И. К вопросу о выборе ве-
щества для моделирования процесса распыливания высоковязких остатков.
Изв. ИВО СССР, сер. Нефть и газ, № 5, 1960.
44.	Геллер 3. И., М о р о ш к и н М. Я. Дисперсионные характе-
ристики центробежных форсунок. Труды Грозненского нефтяного института,
№ 25, т. 3, Грозный, 1961.
45.	Sauter J. L. Untersuchung der von spritsvergasern geliferten
zerstiiubung, Forscliungsarbeiten Gebicte Ingenieurwesens, Nr 312, 1928.
46.	M e л и г Г. Физические основы образования топливных струй
в дизелях. См. источник [2].
47.	Блинов В. И. О дисперсности механически распыленной
воды. Изд. ВТИ, 1931.
48.	Б а с е в п ч В. Я. Фотометрическая методика определения числа
и размеров капель распыленного топлива в потоке. Приборы и техника
эксперимента, № 6, 1957.
49.	Sauter J.L. Die grossenbestimmung der in gemischnebel von ver-
brennungskraflmaschinen vorhandenen brennestoffteilchen. Forschungsarbeiten
Gebicte Ingenierwesens, Nr 279, 1926.
50.	Ж и т к о в с к и й Ю. Ю. Электронное устройство для исследова-
ния дисперсности распыленных жидкостей. Инж.-физ. журн., № 6, 1958.
51.	Heubner. Uber die messung der tropfengrosse bei zerstaubten
flussigkeiten, Ztschrift fiir technische Physik, Bd 5, Nr 4, 1925.
52.	К 1 a f t e n B. Analytische und experimentelle untersuchungen
uber die verdampfung zerstauber flussigkeiten. Der Motorwagen, Bd. 24, Nr 11,
12, 14, 1921.
53.	R i e h m W. Untersuchungen uber den einspritsvorgang bei diesei-
maschinen, Ztschrift V. D. I., Bd,. 68, Nr 25, 1925.
54.	D о u m a s M. and Laster R. Liguid-film properties for cent-
rifugal sprey nozzles. Chemical Engineering Progress, V. 49, No 10, 1953.
55.	Белоконь H. И. Испытание форсунок на пароходе «Гражданин»,
Сб. ЦНИУ ИКЛС, вып. 116, Транспечать НКПС, 1930.
56.	К а ц н е л ь с о н Б. Д. и Ш в а б В. А. Исследование распы-
лпваиия мазута. Сб. «Исследование процессов горения натурального то-
плива», под ред. Г. Ф. Кнорре. Госэнергоиздат, 1948.
57.	Б л о х А. Г., К и ч к и и а Е. С. Средний диаметр капель при
распыливании жидкого топлива центробежными форсунками. Теплоэнерге-
тика, А» 9, 1955.
370

58.	Дптякин 10. Ф. и Брптнова Л. Н. Обобщение с по-
мощью безразмерных критериев результатов измерений размеров капель
* , пяспыливании жидкостей центробежными форсунками. Теплоэнерге-
тика, № 11, 1959.
59.	В и т м а н Л. А., Кацнельсон Б. Д., Эфрос М. М. Рас-
пиливание жидкого топлива пневматическими форсунками. Сб. «Вопросы
аэродинамики и теплопередачи в котельно-топочных процессах», под ред.
р/ф. Кнорре, Госэнергоиздат, 1958.
60.	В птма н Л. А., Кацнельсон В. Д., Палеев И. И.
Распиливание жидкости форсунками. Госэнергоиздат, 1962.
61.	К у т а т е л а д з е С. С. и Стырнкович М. А. Гидравлика
газо-жидкостных систем. Госэнергопздат, 1958.
62.	Абрамович Г. Н. Теория центробежной форсунки. Сб. «Про-
мышленная аэродинамика», пзд. ЦАГИ, 1944.
63.	Берман Л. Д. К исследованию работы центробежных сопел.
Теплоэнергетика, № 3, 1955.
64.	Б о р о д и н В. А., Д и т я к и н Ю. Ф. О форме жидкой пленки,
создаваемой центробежной форсункой. Изв. АН СССР, ОТН, сер. Механика
и машиностроение, № 2, 1960.
65.	В а л ь д е и а ц ц и. О форме жидкой пелены центробежной фор-
сунки. Вопросы ракетной техники, № 3 (39), 1957.
66.	MapshallW. Atomization and spray drying. Chemical Engi-
neering Progress. Monograph Ser., V. 5, No 2, 1954.
67.	А б p а м о в и ч Г. H. Прикладная газовая динамика. Гостехиздат,
1958.
68. Taylor G. I. The mechanick of swirl atomizers. Proceedings of
the Seventh (international) Congress for Applied Mechanics, V. 2, pt. I, London,
1948.
69.	Зингер E. Смесеобразование в камерах сгорания. Вопросы ра-
кетной техники, № 15/17, 1953.
70.	Binni А. М., Hookings G. A. Laboratory experiments of
whirpools. Proceedings of the Royal Society, Ser. A. Mathematic Physical
Sciences, V 194, No 1038, 1948.
71.	T а л а к в а д з e В. В. Теория и расчет центробежной форсунки,
Теплоэнергетика, № 2, 1961.
72.	Т и х о н о в Б. К расчету центробежной форсунки. Изв. МВО
СССР, сер. Авиационная техника, А» 3, 1958.
73.	Watson Е. A. Fuel system for the aerogas turbines. The Institu-
tion of Mechanical Engineering Proceeding, V. 158, No 2, 1948.
74.	К л я ч к о Л. А. К теории центробежной форсунки. Теплоэнер-
гетика, № 3, 1962.
75.	D о b 1 е S. М- and Halton Е. М. The application of cyclone
theories to centrifugal spray nozzles. Proceedings of the Institution of Mechani-
cal Engineers, V. 157, No 27, 1947.
76.	О 1 s о n E. 0. Nozzles the key to combustion, their action and
function in high pressure atomizing oilberners. Fueloil a. Oil Heat, V. 9, No 9,
77.	Б л о x А. Г. и К и ч к и н а Е. С. О коэффициентах расхода
и углах конусности факела. Теплоэнергетика, А» 10, 1957.
78.	R а <1 с 1 i f f е A. The performance of a type swirl atomizer. Pro-
ceedings of the Institution of Mechanical Engineers, V. 169, No 3,
1955.
79.	D о b 1 e S. M. Design of centrifugal spray nozzles for autputs up
to 1800 gallons per hour. Proceedings of the Institution of Mechanical Engi-
neers, V. 157, No 27, 1947.
80.	Форсунки стационарных паровых котлов. Отраслевые нормали
котлотурбостроеппя, ЦКТИ, 1960.
81.	Геллер 3. И., М о р о ш к и и М. Я. Гидравлические характе-
ристики центробежных форсунок. Изв. МВО СССР. сер. Энергетика, А» 3,
371

82.	Морошки п М- Я. Влияние потерь папора на работу центро-
бежных форсунок. Изв. МВО СССР, сер. Энергетика, № 12, 1960.
83.	Геллер 3. И-, Морошкин М. Я. Методика расчета и кон-
струкция центробежных форсунок для распыливания топочпых мазутов.
Теплоэнергетика, № 4, 1963.
84.	Tate R. W. Spray patternation. Industrial a. Engineering Chemi-
stry. V. 52, No 10, 1960.
85.	В о л т Д., Бойл T. и A p б о p А. Сгорание жидкого распы-
ленного топлива. Вопросы ракетной техники, А» 5 (41), 1957.
86.	Nukiyama S., Tanasawa Y. Experiments on the atomi-
zation of liguids in an air stream. Society of Mechanical Engineers lapan,
Transactions, V. 4, No 14 a. 15, 1938, V5; N18, 1939, V 6, No 22 a. 23, 1940.
87.	L e w i s H. С., E dwar ds D. G., Goglia M. L., R i g e R. I.
and Smith L. W. Alomitation of liguids in high velosity gas streams,
Industrial a. Engineering Chemistry, V. 40, No 1, 1948.
88.	T г о e s c h H. A. Die zerstaubung von fliissigkeitcn. Chemie Inge-
nieur-Technik, Nr 26, 1954.
89.	T p ё щ Г. и Грассман П. К закону распределения разме-
ров капель при распиливании. Вопросы ракетной техники, № 4 (22), 1954.
90.	Pigford R. L., Pyle С. Performance characteristics of spray-
type absorption cguipment. Industrial a. Engineering Chemistry, V. 43, No 7,
1951.
91.	Popov M. Incercaripepe modele cu pulverizarea fluidelor, Studu
si cercetari de Mecanica, t. VII, N 1, 1956.
92.	D e Corso. Effect of ambient and fuel pressure on spray drop
size. J. of Engineers for Power, Transactions of the ASME, V. 82, N 1, 1960.
93.	К о p с о С. Д., К e м e и и Дж. Влияние давления окружающего
воздуха и давления топлива на угол распыливания. Перевод П-892, ЦКТИ,
1956:
94.	Грейвз, Бар. Распиливание и испарение жидких топлив, Сб.
«Основы горения углеводородных топлив» под ред. Л. Н. Хитрина и
В. А. Попова, ИЛ, 1960.
95.	КарабинС. С. Сжигание жидкого топлива в промышленных
устаневках. Металлурглздат, 1957.
96.	Дворецкий А. И. Проект инструкции по чистке, сборке и про-
верке механических форсунок. ЦККБ, ВТИ, 1955.
97.	Лац-ин Н. Д. Автоматизация процесса горения на котлах с ма-
зутным отоплением. Наладочные и экспериментальные работы ОРГРЭС,
вып. XII, Госэнергоиздат, 1956.
98.	Геллер 3. И. К вопросу о мазутном хозяйстве тепловых электро-
станций. Теплоэнергетика, № 6, 1963.
99.	Г у р в и ч А. М. и Кузнецов Н. В. Тепловой расчет ко-
тельных агрегатов (нормативный метод). Госэнергоиздат, 1957.
100.	Дворецкий А. И. Номограмма для определения темпера-
туры подогрева мазута. Электрические станции, № 9, 1957.
101.	В о о к е у J. Т. В. The economic use of industrial fuel oils. The
Steam Engineering, Pt. Ill, V. 25, N 294, 1956; pt. IV. V. 25, No 295, 1956.
102.	E n s i nk P. Erfahrungen an olgefeuerten kesseln mit ecken und
frontalfeuerung, Mitteilungen Verein Grosskesselbesitzer, Bd. 73, 1961.
103.	Nelson W. L. Questions on technology. Oil a. Gas J., N 5, 1951.
104.	Martinson С. C. Successful mechanical atomization of fuel
oil heavier than bunker C. Oil a. Gas. J., No 9, 1940.
105.	T e i 1 L., Weber G. Oldruckerstauber fur dampfkesselfeuer-
ungen. Mitteilungen Verein Grosskesselbesitzer, Bd. 66, 1960.
106.	И в а и о в К. И., 3 e г e p К. E. О качестве и составе шдкпх
котельных топлив. Изд. БТИ ОРГРЭС, 1961.
107.	Г е л л е р 3. И., Р а с т о р г у е в 10. Л. Исследование тем-
пературного режима механической форсунки при распиливании топочных
мазутов. Энергетический бюллетень, № 7, 1955.

108.	Wilson A. The development of packaged steam generates in
tjje USA. The steam Engineering, V. 25, No 295, 1955.
109-	Дворецкий А. И. Проектное .задание на автоматизирован-
ное (вдвигаемые и выдвигаемые) форсунки для котлов большой производи-
тельности. Отчет ВТИ, № 1402, 1959.
ПО. Милей конский В. И. Газовый электрозапальпик для роз-
т-нга газомазутных горелок и мазутных форсунок. Энергомашиностроение,
дь 11. 1962.
111.	Сапдлер В. А. Опыт сжигания мазута на электростанциях,
ц.чд. ВТИ ОРГРЭС, 1962.
112.	К у л и к о в П. А. Опыт наладки газомазутиых горелок кон-
струкции ТКЗ для котлов типов ТГМ-84 и ТГМ-94. Сб. «Опыт эксплуатации
теплосилового оборудования в системе Азэнерго», ОРГРЭС, Госэнергоиздат,
1961-
ИЗ. Георгадзе Г. И. Самовыдвижные форсунки. Информацион-
ное сообщение № Т-28/61, Изд. ВТИ ОРГРЭС, 1962.
114.	Карей. Совершенствование форсунки с пгрепуском и системы
управления газотурбинных двигателей. Вопросы ракетной техники, № 4 (28)
1955.
115.	L е n z е. Olfeuerungen fur dampfkessel. Hamburg, 1955.
116.	G о 11 i n G. J. Oil Firing for large boilers. Electrica Power Engi-
neering, V. 39, N 2, 1957, V 40, No 1, 1958.
117.	Макаров 10. И. Исследование производительности рабочего
э.телгента механического абсорбера с вращающимися конусами. Труды Мо-
сковского института химического машиностроения, т. XIX, 1959.
118.	Ластовцев А. М. Уравнение дробления жидкости враща-
ющимися распылителями. Труды Московского института химического маши-
ностроения, т. XIII, 1957.
119.	FriedmanS. J.,Gluckert F. A. and Marshall W. R.
Cenri fugal dick atomization. Chemical Engineering Progress. V 48, No 4,
1952.
120.	II i n z e J. O. and Milborn H. Atomization of liguids by
means of a rotating cup. J. of Applied Mechanics. V. 17, No 12, 1950.
121.	ФричВ. Ротационные мазутные форсунки фирмы «Вагнер».
Перевод П-1463, ВТИ ЦКТИ, 1959.
122.	Либеров Б. И., Б а х ш п я н Ц. А. и Ш в е ц Е. М. Ро-
тационные (вращающиеся) форсунки для сжигания жидкого топлива. Про-
мышленная энергетика, № 1, 1962.
123.	М u g е 1 е R. A. and Evans Н. I). Droplet size distribution
in sprays. Industrial a. Engineering Chemistry, V. 43, No 6, 1951.
124.	Weiss M. A. and Worsham С. H. Atomization in high
velosity airstreams. J. of the American Rocket Society, V. 29, No 4, 1959.
125.	Miesse С. C. Effect of high altitude conditions on atomization
phenomena. Jet Propulsion, Vol. 28, No 5, 1958.
126.	F r a s e r R. P. Liguid fuel firing. Joint conference on combustion,
11, The Steam Engineering, V. 25, No 292, 1956.
127.	Д м и т p и e в A. A., P о д д а т и с К- Ф. Котельные установки
ФРГ, Госэнергоиздат, 1961.
128.	О короткопламенных форсунках для мазута и присадке ВНИИ
НП-102 для уменьшения отложений. Промышленная энергетика, 7,
1962.
129.	Либеров Б., Жарнепков П. Воздушные форсунки Орг-
эпергонефти для сжигания жидкого топлива. Бюллетень технико-экономи-
ческой информации. ИТЭИН АН СССР, № 8, 1955.
130.	С т о ц к и й Л. Р. Теплосиловое хозяйство предприятий нефтя-
ной и газовой промышленности. Гостоитехпздат, 1959.
131.	Кнорре Г. Ф. Курс топочпых процессов, ч. 1. Госэнергоиздат,
1933.
132.	Болт Д., Б о й л Т. и А р б о р А. Сгорание жидкого рас-
пыленного топлива. Вопросы ракетной техники, Д’: 5, (41), 1957.
373

133.	Го ль д Смит М. Опыты по горению отдельных капель топлива.
Вопросы ракетной техники, № 2 (38), 1957.
134.	Goldsmith. М., Penner S. S. On the burning of single
drops of fuel in an oxidizing atmosphere. Jet Propulsion., v. 24, 1954.
135.	Godsave G. The burning of single drops of fuel. Fourth Sympo-
sium (International) on Combustion, Combustion and Detonation Waves,
Baltimore, Williams and Wilkins C°, 1953.
136.	Сполдинг Д. Экспериментальное исследование горения и за-
тухания жидкого топлива на сферической поверхности. Вопросы ракетной
техники, № 3, 1954.
137.	Палеев И. И., Агафонова Ф. А. Исследование горения
капель жидкого топлива. См. источник [60].
138.	Агафонова Ф. А., Гуревич М. Л., Палеев И. И.
К теории горения капли жидкого топлива. ЖТФ, т. XXVII, № 8, 1957.
139.	Н о 11 е 1 Н. С., W i 11 i a m s G. C., Simpsoh H.C. Com-
bustion of droplets of heavy liguid fuel. Fifth Symposium (International)
on Combustion, New York, 1955.
140-	Франк-Каменецкий Д. А. Диффузия и теплопередача
в химической кипетике. Изд. All СССР, 1947.
141.	Эммонс X. Пленочное сгорание жидких топлив. Вопросы ракет-
ной техники, № 6 (36), 1956.
142.	Wise Н., L о г е 11 J. and Wood В. J. The effects of chemi-
cal and physical parameters on the burning rate of a liguid, droplet, Fifth
Symposium (international) on Combustion, Combustion in Engihes and Combu-
stion Kinetics, Chapman & Hall, London, 1955.
143.	Spalding D. P. Combustion of liguid fuel in gases stream.
Fuel, v. 29, No 1, 2, 1950.
144.	Spalding D. P. Combustion of fuel particles. Fuel. v. 30,
No 6, 1951.
145.	Леонов О. Б. Исследование испаряемости дизельного топлива,
Сб. «Двигатели внутреннего сгорания», Труды МВТУ, вып. 25, 1954.
146.	Вырубов Д. Н. Смесеобразование в двигателях Дизеля. Сб.
«Рабочие процессы двигателей внутреннего сгорания». Машгиз, 1946.
147.	Канторович Б. В., Иванов В. М., X о т у ц ц е в Л. А.,
Р а п и о в е ц Л. С., Р о м а д и н В. В. Вопрос об эффективном исполь-
зовании высоковязких обводненных мазутов. Химия и технология топлив п
масел, № 1, 1957.
148.	Геллер 3. И., Милова Н. А., Ковальский Е. В.
Некоторые особенности испарения и горения капель высоковязких крекинг-
остатков, Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, № 6, 1959.
149.	Kiyosi Kobayasi. An experimenlal study on the combu-
stion of'a fuel droplet. См. источник [142].
150.	X и т p и u Л. II. Физика горения и взрыва. Изд. МГУ, 1957.

ГЛАВА ШЕСТАЯ
НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЛУЧИСТОГО ТЕПЛООБМЕНА
В ТОПКАХ ПАРОВЫХ КОТЛОВ И ТРУБЧАТЫХ ПЕЧЕЙ
ПРИ СЖИГАНИИ МАЗУТА
6. 1. Краткая характеристика методов расчета
Передача тепла от пламени и продуктов сгорания к поверх-
ностям нагрева, размещенным в топке, осуществляется в основ-
ном посредством излучения. Количество передаваемого тепла
радиацией зависит от условий воспламенения, горения и дожига-
ния топлива, т. е. смесеобразования и аэродинамических особен-
ностей топки. Эти процессы в реальных условиях лучистого об-
мена пламени с окружающей средой, в объеме среды, пламени и
среды с ограждающими поверхностями топки определяют поля
температур и степеней черноты (состав и концентрацию излуча-
ющих газов, концентрацию сажистых, золовых и пылевых частиц)
в топочной камере [1—3]. Взаимозависимость лучистого тепло-
обмена и горения осложняет расчет теплоотдачи в топках.
Система уравнений, описывающих процесс в топочной камере,
впервые была получена А. М. Гурвичем [4, 5]. Вследствие невоз-
можности определения общего иптеграла этой системы А. М. Гур-
вич использовал ее для установления связи между критериями
подобия лучистого теплообмена. Это позволило представить без-
размерную температуру на выходе из топки в виде функции кри-
териев и симплексов, определяющих рабочий процесс в топке.
Анализ физической сущности явлений лучистого теплообмена
позволил исключить из рассмотрения критерии и симплексы,
пе имеющие в настоящее время существенного значения. Получен-
ные критериальные уравнения, будучи сопоставлены с много-
численными и тщательно поставленными экспериментальными
определениями суммарной теплоотдачи в топках различных
конструкций при сжигании разных сортов топлив и широком из-
менении режимных параметров работы, позволили установить
коэффициенты, увязывающие рассматриваемый метод расчета
с реальными результатами, наблюдаемыми на практике [1, 6, 7].
375

Роль таких коэффициентов выполняет условный коэффициент
загрязнения а в некоторых случаях, видимо, также и коэф-
фициент р, который учитывает влияние степени заполнения топки
светящимся факелом и характера температурного поля на эффек-
тивную степень черноты факела.
Критериальное уравнение А. М. Гурвича, как и любое иное
критериальное уравнение, для которого связь между параметрами
установлена в результате обобщения экспериментальных данных,
справедливо в определенном интервале значений определяющих
критериев. По мере накопления экспериментальных данных [8]
коэффициенты и показатели степеней при критериях могут пре-
терпеть изменения, точно так же может возникнуть необходимость
введения дополнительных критериев или симплексов для описа-
ния теплообмена в новых условиях.
Как известно, исследования А. М. Гурвича и его сотрудников
явились основой принятого в СССР нормативного метода расчета
теплопередачи в топках паровых котлов [9].
А. С. Невский [10] также применяет критерии подобия для
анализа лучистого теплообмена в топках паровых котлов, марте-
новских и нагревательных печей. В отличие от метода [1] автор
разделяет весь комплекс явлений в топке на отдельные группы и
рассматривает их самостоятельно с соответствующими краевыми
условиями. Такой прием, по мнению [10], облегчает решение
задачи и позволяет более точно учесть основные параметры, опре-
деляющие теплообмен.
Так как в настоящее время не представляется возможным
решение системы уравнений, описывающих всю совокупность
процессов в топочной камере, несмотря иа серьезные успехи ана-
литических методов расчета, последние [11—18], по-видимому,
могут привести к удовлетворительным результатам при осред-
нении температур на основе экспериментальных данных по тепло-
обмену излучением.
6. 2. Собственное излучение экранных поверхностей нагрева
и теплофизические свойства золовых отложений
В нормативном методе расчета теплообмена в топках паровых
котлов [9] применяются формулы, при выводе которых принято,
что температура лучевоспринимающей поверхности мало отли-
чается от температуры, движущейся в трубах воды или пароводя-
ной смеси, а экранные трубы являются абсолютно черными.
В этих условиях собствеипое излучение экранов ничтожно
мало по сравнению с излучением факела, и его можно пе учиты-
вать при решении вопроса о суммарной теплопередаче в топке.
Лабораторией радиационного теплообмена ЦКТИ [19—21]
и кафедрой теплотехники и гидравлики Грозненского нефтяного
института [22—24] проведены измерения собственного излучения
экранированных топочных стен паровых котлов при сжигании
376

разнообразных топлив и трубчатых печен нефтеперерабатыва-
ющих заводов при сжигании мазута и газа.
Измерения показали, что загрязнения поверхности труб легким
налетом лучей золы (вследствие низкой теплопроводности ее)
приводят к такому повышению температур поверхности отложе-
ний, прп которых наблюдаются мощные лучистые потоки, напра-
вленные к топочному факелу, соизмеримые по величине с излуче-
нием факела. По дапным [3, 19—24], эти потоки составляют 40—
75% от падающего на экран излучения, что обусловливает малую
тепловую эффективность экранной поверхности нагрева. Услов-
ный коэффициент загрязнения для топок, оказывается, значи-
тельно меньше, чем предусмотрено нормативным методом расчета,
причем его значение зависит от относительного шага экранных
труб [20, 25] и продолжительности работы котла без обдувки
экранов [26]. Кроме того, пзхмеияются и расчетные формулы для
степени черноты топки [27].
Таким образом, основные положения, на которых базируется
нормативный метод расчета теплопередачи в топке, требуют пере-
смотра.
В аналитических методах расчета [13, 15] вводится в рас-
смотрение собственное излучение тепловосприпимающей поверх-
ности. Однако методы учета этого излучения не указываются,
что не позволяет уточнить расчет теплообмена в топочных устрой-
ствах.
Для внесения изменений в существующие методы и раз-
работки новых физически более обоснованных методов расчета
теплообмена в топках необходимы данные по механизму образо-
вания отложений на экранных поверхностях пагрева, теплофизи-
ческим свойствам отложений, величинам коэффициентов тепловой
эффективности экранов, условным коэффициентам загрязнения и
зависимости их от времени работы, равномерности распределения
падающих и обратных лучистых потоков по ширине и высоте
экранированных топочных стен п др. при сжигании различных
видов топлива.
Опыт показывает, что при сжигании современных высоковяз-
ких мазутов на экранных трубах образуются прочно сцепленные
с трубами отложения золы толщиной до 5—7 мм. При этом тол-
щина отложений увеличивается к выходному окну топки. В из-
ломе отложений видно, что они состоят из плотно сросшихся
слоев с различной структурой и окраской, от светлой на внутрен-
ней поверхности экранных труб до бурой или черной на внешней
поверхности, обращенной в топку. Механизм образования и
состав отложений подробно рассмотрены в разделе 7. 2.
Необходимо отметить, что теплофизические свойства отложе-
ний золы па экранных трубах прп сжигании мазутов почти не
исследованы. Однако соизмеримость собственного излучения экра-
нов при сжигании мазута [22, 23], угольной пыли [19] и других
топлив [26], а также идентичность структуры отложений па экран-
377

Рис. 6. 1. Зависимость коэффициента
теплопроводности отложений от сред-
ней температуры отложений.
1 — толстый слой (отложения с экранных
труб), средний размер частиц 1,4 .икм, о3 =
= 290 4- 340 ке/мЗ, б3 = 1,1 -Г 1,6 .им; 2 —
промежуточный слой (отложения _с пробо-
отборника), 03 — 170—250 кг/м3, 63=0,17 —
—0,49 мм; 3 — тонкий внутренний слой (от-
ложения с пробоотборника), оз = 60
:-200 га/.н3, 63 = 0,06 4- 0,16 мм; 4 —воздух.
пых трубах позволяют, в первом приближении, оперировать дан-
ными по теплофизическим свойствам отложений, приведенными
в работах [28—30].
А. М. Гурвич и Р. С. Прасолов [28] для отбора проб отложе-
ний золы использовали специальные калориметры-пробоотбор-
ники, устанавливаемые между экранными трубами. Опыты по-
казали, что при сжигании воркутинского угля в шахтномельничной
топке первичный (внутрен-
ний) слой отложений тол-
щиной 0,1—0,15 мм состоит
из сконденсировавшихся на
трубах щелочносиликатных
соединений золы со средним
размером частиц0,7—1,1 мкм,
при этом большинство ча-
стиц имело размер 0,1 —
0,5 мкм. При таких части-
цах размеры пор первичного
слоя отложений оказываются
соизмеримыми со средней
длиной свободного пробега
молекул газа, и перенос
тепла в порах аналогичен
кондуктивпоп передаче в ва-
кууме, что обусловливает
сверхнизкую теплопровод-
ность отложений (2,3=0,017—
—0,030 вт/м град), ниже
чем теплопроводность запол-
няющей поры среды,
экранных трубах толщиной
0,1 мм понизил тепловосприятие экранных труб на 15—20%,
а толщцной 0,4 мм— примерно на 40% [28].
По мере увеличения толщины и термического сопротивления
отложений золы повышается температура слоя, что приводит
к выгоранию углерода, спеканию и оплавлению частиц золы.
Этот процесс сопровождается увеличением плотности и теплопро-
водности, в результате тепловое сопротивление отложений растет
медленнее, чем их толщина.
На рис. 6. 1 приведены графики зависимости коэффициента
теплопроводности отложений от температуры. Данные подтвер-
ждают, что по мере увеличения толщины слоя коэффициент тепло-
проводности повышается. Аналогичные результаты получены
в работе [30].
Интенсивность роста отложений золы на экранах зависит от
продолжительности непрерывной работы топни, рода топлива и
условий сжигания. В опытах [28] в течение первого часа наблю-
дались отложения, обусловливающие понижение эффективности
й слой отложений на
378

тепловосприятия до 60% по сравнению с чистой поверхностью
экранных труб. Через 9—10 ч тепловая эффективность экранов
упала до 0,5, а в течение 50—60 ч до 0,35—0,40. В дальнейшем
теплоотдача почти не изменялась, т. е. загрязнения стабилизиро-
вались. По данным [31 ], при сжигании пыли АШ на котле ТП-90
период стабилизации загрязнений составил около 2 ч. При этом
тепловоспрпятие экранов уменьшилось па 30—50%. В опытах
ВТИ при сжигании мазута резкое понижение тепловосприятия
(примерно на 30%) наблюдалось в течение первых 5,5 ч, а затем
оно почти не изменялось.
Для вычисления осредненной температуры слоя золы и сте-
пени черноты топки надо знать степень черноты отложений а3.
По данным [30], в области температур t3 = 20—400°С степень
черноты сыпучих отложений а3 = 0,95. В интервале от 400° С до
температуры жидкоплавкого состояния tH{
а3 = 0,95 - (0’13,?70,14Q1001-3Z:k)	- W (0-1)
Для жидкоплавкого состояния золы ее степень черноты может
быть определена по формуле С. Г. Агабабова [32 ]
а3 = 0,82 — 0,1 • 1СГ3 t3.	(6. 2)
Заметим, что для исследования теплофизических свойств от-
ложений золы при сжигании мазута, помимо пробоотборников,
приведенных в работах [28, 31 ], могут с успехом применяться
зонды для сбора отложений, описанные в работе [33 ].
6. 3. Тепловая эффективность экранных поверхностей нагрева
паровых котлов прп сжигании высоковязких крекинг-остатков
и мазутов М-100
Исследование тепловой эффективности экранов с учетом их
загрязнения золой прп сжигании жидких топлив впервые выпол-
нено автором и его сотрудниками в топочной камере реконструи-
рованного котельного агрегата типа СМ 16/22 [22].
Экспериментальная установка и мето-
дика проведения работы*. Котельный агрегат имеет
камерную топку для сжигания крекипг-остатков. Объем топки
96 м3. стены экранированы гладкими трубами. Шаг экранных
труб 183 мм. Задний и потолочный экраны изготовлены из труб
диаметром 102/96 мм, боковые и фронтовой — из труб диаметром
83/76 мм. Боковые экраны состоят из больших и малых панелей.
Большие панели включены в соленые отсеки, а малые — в чистым.
Общая лучевоспрпнимающая поверхность экранов 74 м2.
* В выборе объекта исследования, разработке методики и некоторых
опытах первой серии принимал участие капд. техн, наук П. В. Мнтор
(ЦКТИ).
379

Рис. 6. 2. Радиометр-термозонд.
1 — водоохлаждаемая головка; 2 —
приемник лучистой энергии; з — сталь-
ное кольцо; 4 — прокладка; 5 — под-
вод и отвод воды.
Топка снабжена тремя центробежными форсунками для меха-
нического распыливания топлива. Весь воздух, необходимый для
сгорания топлива, подводится к корню факела при помощи реги-
стров с направляющими для закрутки потока.
Поверхность нагрева котельного пучка труб 130 .и2, паропере-
гревателя 212 л/2, змеевикового водяного экономайзера 175 .и2,
трубчатого воздухоподогревателя
1035 .и2. Паропронзводительность
котла 7,8 кг/сек при давлении
2,2 Мн/м2 и температуре перегре-
того пара 330—350° С.
Лучистые потоки, падающие на
экранированную поверхность, и
обратные измерялись двухсторон-
ними радиометрами — термозон-
дами ВИИИТ [34 ], изображен-
ными на рис. 6. 2. Принцип дей-
ствия прибора основан на опреде-
лении теплового потока в плоской
стенке при одномерном темпера-
турном поле по разности темпе-
ратур Д£, если известны коэф-
фициент теплопроводности Хт при-
емника лучистой энергии и
расстояние 6 между точками, в
которых измеряется температура.
Измерительные элементы (прием-
ники лучистой энергии) изгото-
влены из жароупорной стали
1Х18Н9Т в виде цилиндров с за-
плечиком у одного из оснований.
Диаметр цилиндра 14,5 льм, высота
6 мм, толщина заплечика 1 л/л.
Разность температур по оси ци-
линдра измеряется дифференциаль-
ной термопарой с хромель-алю-
мелевыми электродами диаметром
0,15 мм. Ввод электродов в измерительный элемент осуществлен
двухканальными фарфоровыми трубками диаметром 1,2 л/л. При-
емники лучистой энергии с дифференциальной термопарой укре-
пляются в водоохлаждаемой головке термозонда при помощи
нарезных стальных колец. Для уплотнения между заплечиками
и головкой термозонда установлены прокладки. Воздушный за-
зор между кольцом и приемником служит тепловой изоляцией.
К головке термозоида по стальным цельнотянутым трубкам под-
водится и отводится охлаждающая вода. В водоподводящей трубке
расположена! компенсационные провода в хлорвиниловой изоля-
ции, при помощи которых электроды дифференциальной термо-
380

пары подключались к переносным потенциометрам ПП. Длила
соединительных трубок определяет возможную глубину погруже-
ния термозонда в топку. В опытах применяли термозонды дли-
ной 4,5—5,0 м, причем измерения выполняли одновременно двумя-
тремя термозондами.
Падающие и обратные лучистые потоки измерялись в точках,
указанных на рис. 6. 3. По заднему экрану тепловые потоки
измерялись в 15 точках (по пяти точек па каждом уровне), распо-
ложенных па расстоянии 1800, 3945 и 5660 мм от пода; по боковым
экранам — в 15—19 точках на уровнях 1590, 3415 и 6515 мм от
пода; на фронтовом экране — в 10 точках на уровнях 3930, 4610
и 5810 лл от пода. Таким образом, измерения проводились на
9 уровнях в 44 точках.
Кроме того, не мепсе двух раз в течение опыта измеряли темпе-
ратуру топочных газов оптическим пирометром ОППИР-09. Рас-
положение отверстий для измерения температур показано па
рис. 6. 4.
Одновременно с измерениями лучистых потоков определяли
величины, необходимые для составления теплового баланса топки
и котельного агрегата. Расход топлива определяли предвари-
тельно протарированной по объемному методу сдвоенной диафраг-
мой. Температуру газов на выходе из топки измеряли отсасыва-
ющим пирометром с платино-платинородиевой термопарой. Анализ
газов на выходе из топки выполняли при помощи прибора BTII.
Остальные величины измеряли обычными методами, прпмепяемымп
при тепловых балансовых испытаниях по I классу точности.
Схема расположения контрольно-измерительных приборов при
испытаниях изображена на рис. 6. 5.
Всего было проведено три серии опытов. В первой серии, со-
стоящей из девяти опытов, применяли высоковязкпй крекинг-
остаток с ВУ60=242° ВУ Во второй серии (шестьопытов) исполь-
зовали стандартное котельное топливо мазут М-100. Третья серия
состояла из трех контрольных опытов, проведенных через 1350 ч
непрерывной работы котельного агрегата с момента окончания
второй серии опытов. Эти опыты были проведены с целью определе-
ния зависимости загрязнения экранов от продолжительности
работы без обдувки.
Перед испытаниями экранные трубы были промыты и очищены
стальными щетками до металлического блеска.
Осреднение тепловых потоков по каждому уровню и по экра-
нам проводилось в соответствии с действительным их распределе-
нием путем планиметрирования эпюр падающих и обратных лу-
чистых потоков.
Средние значения по котлу определялись как средневзвешен-
ные величины по уравнению
.. _ (1?.Fз 2(76. б-Рб- б ~т~ 29м- pFм- б -г ?фр^*Фр ~1~ Чп? гг	/л
^’з+ 2 (/’б. б — Fм- б) “Г ^фр + ^п
381

1800*+*- 2145 —Н* /775
По А А
по б б
» _ Точки измерении потоков по высоте ?краноб
а —То Mejia ширине экранов
и—Дополнительные точна /// серии опытов
Рис. 6. 3. Размещение точек измерений тепловых потоков по экранам.

где 7а> 7б. б, 7м. б 7Фр» 7п— средние значения лучистых потоков
по заднему, большому боковому, малому боковому, фронтовому
и потолочному экранам; F3, Fo 0, FM. g, /фр, Fn — соответству-
ющие площади экраниро-
ванных стен.
Средние значения под-
считывали с учетом следу-
ющих поправок к показа-
ниям термозондов.
1.	Поправка па кон-
вективный подвод тепла к
измерительному элементу.
Вследствие сложности
определения скорости га-
зов в зонах расположе-
ния термозонда в расчете
принято, что подвод теп-
ла к лучевоспринимающей
поверхности теплоприем-
пика осуществляется пу-
тем свободной конвекции.
При этом для температу-
ры газов в точках изме-
рений 1Г = 850 ч-1000 ° С
произведение Gr Рг =
= (44-6) 104 и тепловой
поток, обусловленный сво-
бодной конвекцией, равен
9,3—12,2 квт!м2.*
2.	Поправка вследствие
излучения газового объема, заклю-
ченного между экранированной топочной стенкой и плоскостью
измерительного элемента, излучения приемника и поглощения
обратных потоков в газовом объеме.
Для определения этой поправки к величинам обратных по-
токов запишем следующее равенство:
А?Обр — (?обр)изм (<7обр)экр
7 г. т “Ь 7экр. Т 7т (7обр)гм,-р ------------
/Т \4	\4
= 5,7araT^j - [1 - (1 - щ.) ат]^Ср- 5,7	(6.4)
где (7обр)изм П (7обр)акр — измеренный и действительный лу-
чистый потоки от экранированной стенки; q?, т — излучение га-
зового слоя, поглощенное термозондом; 7?1;р. т — величина обрат-
ного потока, поглощенного термозондом; q? — собственное излу-
* Аналогичные результаты были получены в ЦКТИ прп продувке зонда
в аэродинамической трубе [3].
383

Рис. 6. 5. Схема расположения контрольно-измерительных приборов при испытаниях котельного агрегата.
1 —термопара; 2 —ртутный термометр; з —термопара о аащитпым колпачком; —отсасывающий пирометр; S —штуцер для
отбора проб газа; 6 —точки для измерения давления и разряжения; 7 —диафрагма; а —манометр; s —трубка Пито; 10 —
ваттметр.

чение теплоприемппка; ас и ат — степени черноты газового слоя
и лучевоспринимающей поверхности измерительного элемента;
Тг и — температура газов и поверхности измерительного
элемента.
Проведенные расчеты показали, что при толщине газового
слоя в 100—150 мм, степени черноты лучевоспринимающей по-
верхности приемника, покрытого сажей, ат — 0,95, температуре
газов t = 850 4-1000 ° С, для наблюдаемых в опытах значе-
ний <?обр -80 4-105 квт/м2, величина поправки составляет
Дг/'о'бр л# — 2,3 н-3,5 кеш 1м2.
3.	Поправка к величине падающих лучистых потоков вслед-
ствие отличия лучевоспринимающей поверхности приемника от
абсолютно черной.
Для наблюдаемых в опытах значений падающих потоков
?пад 230 квт!м2 при ат 0,95 величина этой поправки соста-
вляет A(/na;t = —12 квт/м1.
Таким образом, проведенные расчеты показали, что к изме-
ренным величинам падающих потоков не требуется вводить по-
правку, а для средних значений обратных потоков поправка со-
ставляет около —8 квт/м2.
Необходимо отметить, что на показания термозоида могут
оказать существенное влияние колебания величин падающих по-
токов вследствие нестабильности факела, обусловленной работой
системы регулирования, флуктуациями состава топлива, степени
черноты факела и др. На показания термозоида влияет также
коэффициент теплоотдачи а от датчика к охлаждающей воде.
Кроме того, во избежание систематических ошибок необхо-
димо иметь достоверные данные по теплопроводности материала
датчика термозоида и расстоянию между спаями дифференциаль-
ной термопары.
На рис. 6. 6, а приведены графики вероятной мак-
симальной погрешности показаний термозоида (б =4,5 мм,
Хт —14,7 вт!м град и а = 11000 вт'м2 град) в зависимости
от периода колебаний тепловых потоков. При измерении тепло-
вых потоков, период колебаний которых меньше 30 сек, термозопд
показывает мепыпие колебания, чем происходят в действитель-
ности. При Т 30 сек показания термозонда соответствуют дей-
ствительным колебаниям падающего теплового потока, а при
Т >• 30 сек термозонд показывает большие колебания. Весьма
значительное влияние на показания термозоида оказывают усло-
вия отвода тепла от датчика к охлаждающей воде (рис. 6. 6, б).
Графики построены для изменения q в пределах ±20?6.
Таким образом, термозонд не может быть применен для из-
мерений пульсирующих лучистых потоков с большим периодом
колебаний, в особенности при малых а.
В качестве материала для приемника лучистой энергии обычно
используют нержавеющую сталь марки 1Х18Н9Т (ЭЯ1Т). Коэф-
25 3. И. Геллер.
385

фициепт теплопроводности этой стали достаточно хорошо изучен
при температурах выше 100° С [35,36]. Датчик термозонда
обычно работает при температурах до 100° С. В литературе [37]
имеется указание, что для стали 1Х18Н9Т в зависимости от хи-
мического состава и термообработки коэффициент теплопровод-
Рис. 6. 6. Зависимость максимальной вероятной погреш-
ности термозонда от амплитуды и периода колебаний лучи-
стых потоков и а.
а—г): б~—^=^(0; т) при-у- = ±о,2.
пости может иметь отклонение ±20% от средних значений %.
Последнее не позволяет экстраполировать литературные данные Л
в область низких температур.
Для определения теплопроводности стали был использован
регулярный режим третьего рода (метод температурных волн
Ангстрема) для полуограниченного стержня. Состав исследуемой
стали следующий: С 0,9%; Мп 1,15%; Si 0,53%; Сг 16,9%;
Ni 10,9%; Ti 0,05%.
386

Схема экспериментальной установки изображена'на рис. 6.7, а,
а закладка термопар и расположение подогревателя показаны
ла рис 6.7, б.
Опыты проведены на образце 1 диаметром 28 мм, длиной 500 мм.
Термопары 7\ и Т2, изготовленные из медь-константановых термо-
электродов толщиной 0,1 мм, расположены в радиальных отвер-
стиях диаметром 1,25 мм, глубиной 14,3 мм. Для получения ббль-
6
Рис. 6. 7. Схема экспериментальной установки
для определения теплопроводности стали.
шей т. э. д. с. термопара Т2 выполнена трехспайпой, а термо-
пара Т2 — четырехспайной. Расстояние между спаями термопар,
измеренное инструментальным микроскопом, составляло 38,77 мм.
На торцовой части стержня в выточке глубиной 1 мм размещен
плоский электрический нагреватель 2 из константановой про-
волоки диаметром 0,1 мм. Стержень установлен на изолирован-
ных подставках и закреплен. Конец стержня, где расположены
термопары и нагреватель, для уменьшения теплоотдачи в окружа-
ющую среду и выравнивания температурных волн тщательно изо-
лирован. Напряжение к нагревателю подавалось от лаборатор-
ного автотрансформатора 3, который был включен через стабили-
затор. Величину напряжения изменяли путем перемещения под-
вижного контакта 4 автотрансформатора при помощи привода,
состоящего пз реверсивного электродвигателя 8 типа РД-09 и
25*
387

редуктора 6. При этом изменение направления вращения РД-09
осуществ, 1ялось реле 7 через концевые контакты 5, установленные
на автотрансформаторе. Для записи температур были использо-
ваны электронные потенциометры .9 со шкалой 1,25 мв (с переклю-
чателем смещения нуля прибора). При принятом методе переме-
щения подвижного контакта автотрансформатора напряжение
па зажимах нагревателя изменялось линейно во времени, а исполь-
зование в приводе редуктора с несколькими передаточными чис-
лами позволило работать па разных частотах.
Полагая, что температурные волны в стержне, в лоне установки
термопар, плоские, находим коэффициент теплопроводности [38]
(6.5)
где Q — плотность материала в кг jh3; с — теплоемкость
в дж/кг • град', I — расстояние между спаями термопар в лг;
Дф — величина разности фаз температурных волн в точках уста-
новки термопар и Tz в рад', Т — период колебаний в сек.
Таким образом, но уравнению (6. 5), ес и известны значения
q и с, а величины Дф, Т и I получены из опыта, можно опреде-
лить X. Плотность стали 1Х18Н9Т Q- 7884 кг 'м3, теплоемкость
с=С 5 кдж'кг • град. Z — 0,3877 ж, а период колебаний легко из-
мерить. Разность фаз определялась по фазам тепловом волны
в точках Г. и Т2 на основе гармонического анализа.
Перед проведением опытов по определению теплопроводности
стали 1Х18Н9Т установка была проверена путем определения
X меди. Для t~ 23 С были получены значения л, = 382 em/м  град
и Х2 -394 вт м  град по сравнению с ; 390 вт/м • град при
I 20° С ио [37]. Из приведенных данных следует, что теплопро-
водность меди определена с сшибкой не более ±1%. Однако
анализ возможных погрешностей метода показал, что максималь-
ная погрешность при определении X методом температурных волн
может достигать ±'5%. Это значение определяет и ошибку при
измерении лучистых потоков.
По результатам опытов коэффициент теплопроводности изме-
рительного элемента термозонда, изготовленного из стали
1X181I9T. указанного состава в интервале t =20ч-110°С равен
X,.	14,4 [ 4.7 • 10~3 (/— 20).	(6.6)
Измеренные значения падающих лучистых потоков (<?Пад) и
лучистых потоков, посылаемых в топочный объем экранирован
ними поверхностями (9<>6Р), использовались для вычисления
коэффициентов тепловой эффективности
<?пад— 'ZoGp _
'I —	-
Ч пая	<7пад
где дрез — радиационный поток, воспринятым экранными тру-
бами.
(6-7)
J88

Эквивалентная температура [19, 39 ] ограничивающих топку
поверхностей определялась по уравнению
у,экв __ -|4уА У>бр —('1 Д ;т)9пад	/g g,
I 5,7 • 1(Г 11 «ст
где а<- — эффективная степень черноты экранированных топоч-
ных стен.
Значение а(.т находили в зависимости от относительного шага
п степени черноты экранных труб и кладки по методике. изложен-
ие л в работе [20 ]. Для рассматриваемого случая при = 2,2 и 1,8
. Qq Hjui 0,9, еРТ ~ 0,95.
Температуру наружного слоя Зотовых отложений и тсмпера-
т> >у кладки подсчитывали по формулам
?	4/<?пад(1-фэ -V)	(g.9)
j, 5,7-W llaofM
I4 7^ди •	(6.10)
Параметры /V, М, j и R вычисли ш по уравнениям, приведен-
ным в работе [21 ].
Условный коэффициент загрязнения определяли по формуле
r=-f,	(6.11)
Vo
ifle Ч’о— коэффициент эффективности абсолютно чистых экранов.
Значения ф0 с учетом степени черноты трх б (а7Р — 0,9) находили
но уравнению, приведенному в работе [20 ].
Для характеристики неравномерности распре де тения тепло-
В1 (х потоков вычисляли коэффициенты неравномерности
/Cj =	,	(6.12)
9ср
*2 =	,	(6. 13)
У Ср
Прп этом как gmin, так Qmax для устранения случайностей
определялись как средние значения по 10—15% эксперименталь-
ных точек, в которых тепловые потоки имеют минимальные и
макс>1мальные величины. В качестве дСр принималось средне-
арифметическое значение потоков.
!89

Анализ влияния загрязнения экранов на их тепловук эффек-
тивность проведен по уравнению теплопередачи
Фэ ?паду _	То — Т в____Тр— Г„	,,
-trf ~ ±1_Ьо_ . ftp га-Гго^Гт ’	’’
(X /vQ
S	бт	1
где -s- — относительный шаг тру о; ?’о 1	, /, = - и га — - — удсль-
"	Ло »*т ц
пне тепловые сопротивления слоя отложений, трубы и при перс-
ходе тепла от стенки к жидкости (пароводяной смеси); То - тем-
пература отложений, определяемая по уравнению (6. 9); 7\ — тем-
пература /кпдкости (пароводяной смеси).
Уравнение (6. 15) справедливо прп большом расстоянии шага
к диаметру ( -S- 5^2), когда труба облучается со всех сторон при-
мерно с одинаковой интенсивностью, и потому темпер ат j ра зо-
ловых отложений по окружности трубы мало изменяется.
В паровых котлах га и /т по сравнению с 70 можно пренебречь *.
В этом случае
Фэ <?падЗ _ Тр —Тп	,
я d	г0	'	'
По уравнению (6. 16) коэффициент тепловой эффективности
фэ = /'’J <7пад> 7'0,	, Тн, dp-,	6.1/)
Для малых значений ~ температура золовых отложений по
окружности трубы различна и зависит от теплообмена трубы
экрана с факелом, обмуровкой, соседними трубами и от условий
отвода тента к нагреваемой среде (пароводяной смеси).
При этом
фэ = Л (?пад, r0, sd , Тв, v, а0, акл),	(6.18)
где v —'коэффициент, учитывающий долю поверхности экранных
труб, по которой происходит теплоотдача к нагреваемой жид-
кости [25 ]. Используя работу [25 ], путем несложных преобра-
зований получаем
4/ 9пад I»_____Фэ \ ____ Фэ го9падЗ	'Л д\
I/ По Г “прфэф/ ndv ’
где сПр — приведенная степень черноты экранном стенки t25 ];
Фэф = <р Н- (1 — qO q^;
Ф =1 - 1 - ( г)2 + 4arcts ]/(i)2 -1 *
* Дтя трубчатых печей нефтезаводов вследствие отложения солей, кар-
боидов и др. гт может быть соизмеримо, а в некоторых случаях более го.
ЗОЭ

Значение v зависит от распределения температур по окруж-
ности трубы.
Если пренебречь растечкон тепла, т. е. принять, что тепловые
потоки в стенке трубы п слое золы радиальные, то температура
золовых отложений па наружной поверхности трубы
, 5пад! r0, -/n j;
(6. 20)
где Ь — угол, характеризующий положение точки на окружности
rpy'.i (рис. 6. 8); 0 с 0 < л.
Рис. 6. 8. Расчетная схема угловых отноше-
ний (к выводу формулы 6. 21).
Функция для уравнения (6. 20) имеет вид
—" [1 -L COS (6 + -ф)] 4- 7пад (1 — <р) -Т-
j 7*(i_sinp2)d6
ej
[1 4- cos (180 — 0 4- у)] 4-
+ ^o J 7’*cos<x*.(-ao0^ = ^^.	(6.21)
V' *
1 ДС Cl — Cq — (7КЛ:
0 - are cos i t — ~ simp i — ip, (0 < ip < 0X);
. d
th = arc «ir - -:
s
02 == л;
Pa -7- 4" Y —
391

у- О J8U- arocosjl
-|-sinY), (0<у<0,);
. cog 0' -qpsO
') — arc 1л —--------------------
2-<>
— sinO sinO'
d
Определять To по уравнению (6. 21) следует при помощи элек-
тронных вычислительных машин.
Резу л ь т а т ы и с с i е д о в а и и я и и х о б с у ;; д е-
п и е.
1.	Проведенные тепловые балансовые испытания позволили
сопоставить ву нмарпое тппловоспрпятие в топке по тепловому
ба таксу и показаниям радиометров (табл. 6. 1) п установить
точность определения тепловых потоков радиометром.
Таблица 6. 1
Сопоставление суммарного тспловосприятпя в топке по тепловому балансу
и показаниям радиометров
Тспловоенрнятие е топке	0 и ыты						
	I серия			II серия			
		5	6	7	8		1П
По тепловому балансу Ср. б, АТвт		12,71	12,77	12,23	12,19	11,75	11.83	11,62
life осредпенпым показа-							
11 иям р ад иометр ов Q , М вт		12,14	12,19	11,93	11,97	12,51	12.56	12,37
Невязка балавса							
°рсз —<2р. б	0.	4 5	-5,1	4 6,2	-1,9	4~6,5	-4-6,2	- -6,1
п	ll.'Oj ,о ...							
Как следует из таб$. 6. 1, невязка теплового баланса топки нс
превышает 6,5%. Сопоставление невязки теплового баланса
котла (т]пр — т],-,бР) и топки показало, что во всех опытах погреш-
ность в определении тепдовосприятия в топке радиометром но
своему знаку совпадает со знаком невязки баланса котла.
Проведенные расчеты с учетом невязки теплового баланса
котла показали, что в наших условиях погрешность в определе-
нии тепловых потоков радиометром-термозондом пе превышает
±8%.
2.	Среднее значение падающих тепловых потоков (отнесенное
ко всей экранированной поверхности топки) при нагрузке котла
6,95 кг! сек составляет около 230 кет!м2, величина обратных
потоков 85 кет м2 и результирующий поток 145 квт-'м2. Значе-
ния средних величин потоков по экранам приведены в табл. 6. 2.
Как следует пз табл. 6. 2, средние значения падающих тепло-
вых потоков изменяются от 291 квп/м2 для заднего экрана до
152 квпим* для фронтоввГо, и и£ вел*чмна опрэдкайвдаЛ взаим-
392

Таблица 6.2
Средние величины потоков
Экран	4 над, кет, .м2	’ оо р> :ет l	У рез. кет! м2
				
Большой боковой	236	85	151
Малый боковой	273	85	188
Задний • Фронтовой	291 152	120 56	171 96
ным расположением экранов и факела. Сравнительно низкие 7пад
для фронтового экрана обусловлены тем, что он расположен
в зоне пониженных температур газов вблизи выходного сечения
топки. Результирующие тепловые потоки в среднем для зад-
него и боковых экранов примерно равпы дрез = 175 квт/м?. в то
время как для фронтового экрана они составляют всего лишь
около 95 квт/м2.
Величина обратных потоков составляет 30—50% от <?Пад,
т. е. существенно меньше, чем это обнаружено для пылеугольпых
топок [19].
3.	Средние величины тепловых потоков по в полной мере ха-
рактеризуют работу экранных поверхностей, размещенных
в топке, так как наблюдаются значительная неравномерность
распределения тепловых потоков по ширине экранов и большая
неравномерность по высоте топки. Так, для бокового экрана сред-
ние значения потоков на уровнях 1590, 3415 и 6515 мм от пода
топки в первой серии опытов составляли: qnaa 324, 203 и
153 квт/м2, 90бр — 98, 78 и 89 квт/м2; qpe3 = 226, 125 и 64 квт/м2.
Аналогичные результаты получены во второй и третьей сериях
опытов. Для фронтового экрана неравномерность но высоте
меньшая, что объясняется малой высотой экрана.
Значительная неравномерность обнаруживается и по ширине
экранов. Средние значения коэффициентов неравномерности по
ширине заднего, боковых и фронтового экранов приведены
в табл. 6. 3.
Таблица 6- 3
Средние значения коэффициентов неравномерности распределения тепловых
потоков по ширине экранов
Эи	9пад			9обр			hpea		
	*1	ha	ha	hl	Ьг	hg	'н	h2	
Задний	0,794	1,115	0,713	0,784	1,205	0,650	0,762	1,200	0,635
Боковые	0,747	1,238	0,641	0,616	1,276	0,478	0,732	1,292	0,576
Фронтовой	0,836	1,170	0,715	0,770	1,232	0,630	0,825	1,228	0,771
Для иллюстрации неравномерности распределения потоков па
рис. 6. 9 приведены эпюры падающих, обратных и результирующих
393

Со	f*,	С\)	-ч.
Н ‘пмиох DDOU10 оюэяд
потоков по ширине эк*
ранов и средняя величина
потоков по высоте экранов
для первой серии опытов.
Анализ эксперимен-
тального материала пока-
зал, что наибольшая не-
равномерность распреде-
ления тепловых потоков
наблюдается на боковых
экранах. Такой харак-
тер распределения тепло-
вых потоков обусловлен
аэродинамикой топки
(формой и условиями раз-
вития факела).
Необходимо отметить,
что при большом изме-
нении <?пад по высоте
экранов величина gor>p
изменяется сравнительно
мало, поэтому коэффици-
ент тепловой эффектив-
ности и условный коэф-
фициент загрязнения по
высоте топки круто па-
дают (рис. 6. 10).
Для внесения коррек-
тивов в существующие ме-
тоды расчета суммарного
тепловосприятия в топке
представляет интерес ана-
лиз литературных данных
по неравномерности рас-
пределения лучистых по-
токов в зависимости от
режима работы и кон-
струкции топочного уст-
ройства.
Экспериментальные ис-
следования распределения
тепловых потоков в охла-
ждаемых топочных ка-
мерах проводились в по-
следние годы как на про-
мышленных паровых кот-
лах, так и на огневых
моделях.
394

На основании опытов, проведенных на цилиндрической огне-
вой модели, А. В. Кавадеров [40 ] пришел к выводу, что с увели-
чением нагрузки и коэффициента избытка воздуха теплоотдача
по длине мазутного факела становится более равномерной. Обра-
ботка данных [40 ] приведена в табл. 6. 4.



$
* §
а .
§
§
& £
> 5S
5 о
высота топни от пода, м
Рис. 6. 10. Изменение ^э, g, г0,	и по высоте экранов.
J — боковой экранКпервая'серия опытов); 2 — то же (вторая серия опытов); 3 —то же
(третья серия опытов); 4 —’задний экран (первая серия опытов); 5 — то же (вторая серия
опытов); 7 — то же (вторая серия опытов); 8 — температура факела (первая серия опытов);
то же (вторая серия о • ытов); 10 — эквивалентная температура стенки; 11 — темпе-
ратура кладки.
При проведении опытов с генераторным газом на той же
топке А. В. Кавадеров обнаружил, что изменение коэффициента
избытка воздуха и нагрузки в достаточно широких пределах
практически не влияет на распределение теплоотдачи по длине
факела.
В опытах С. Н. Шорина и К. Н. Правоверова [41 ], также про-
веденных при сжигании газа в огневой цилиндрической модели,
данные о неравномерности теплопоглощений по длине камеры
могут быть охарактеризованы величинами /с8, приведенными
в табл. 6. 5.
395

Таблица G.g
Влияние нагрузки и коэффициента избытка воздуха на неравномерность
распределения тепловых потоков по длине мазутного факела (обработка
опытных данных А. В. Кавадерова)
Коэффициент избытка воэдуха	а=1,40,- 1,92			а = 1,08		
Тепловыделение в топке,	163	233	2G8	233	291	
к.	0 38	0,76	0,82	0,36	0,57	0,63
А'2	2,5	1,8	1,6	2,6	2,3	2,3
	0,15	0,42	0,51	0,14	0,25	0,27
Таблица 6.
Влияние нагрузки на неравномерность распределения тепловых потоков
при сжигании газа (обработка данных С. Н. Шорина и К. Н. Правоверова)
цоказатс.’	Серпа опытов					
	I	II	III	IV		
Тепловыделе- ние в топке» кет	6,22-10,18	6,32	9,94	9,16 21,90	65,00	12,05	11,05
Коэффициент неравномерно- сти 43	0,58-0,50	0,35 0,58	0,40	0,50	0,33	0,28	0,48
В последних трех сериях опытов (с беспламенной горелкой,
с керамическим стабилизатором горения и с керамическим ста-
билизатором и излучающей стенкой) неравномерность теплопогло-
щений зависит от тепловой нагрузки и в основном уменьшается
с увеличением нагрузки (исключение имеется только в одном
случае — в серии IV).
Отклонения тепловых напряжений от средних значений в сто-
рону увеличения в этих опытах больше, чем в сторону уменьше-
ния. Это объясняется местным значительным повышением тепло-
поглощений на сравнительно небольшом участке в зоне действия
излучающей беспламенной горелки и дополнительных косвенных
излучателей, т. е. в начале камеры горения.
При диффузионном (факельном) сжигании газа (серия I) тепло-
поглощение оказалось более равномерным по высоте камеры.
Интересно отметить, что в этой серии наибольшее тепловосприя-
тие оказалось в конце камеры сгорания. Данные о коэффициентах
избытка воздуха в этих опытах (за исключением одного опыта)
отсутствуют.
396

Анализ экспериментального материала, полученного при ис-
следовании распределения тепловых потоков в промышленных
топках, приводит к другим выводам.
В опытах М. М. Пржиялковского и Э. U. Дика 142] определя-
лось теплопоглощение по высоте пяти калориметрических труб
(три па боковом и две на фронтовом экране). Каждая труба была
разбита на 4—5 участков по длине, и теплопоглощение каждого
участка определялось раздельно. Опыты проводились при из-
менении нагрузки котла ТГМ-200 по паропроизводительностп
от 34,7 до 55 кг!сек. Котел работал на мазуте. Форсунки уста-
новлены на фронтовой стене.
В этих опытах обнаружена неравномерность тепловых напря-
жений как по высоте экрана, так и по ширине.
В табл. 6. 6 приведены значения коэффициентов неравномер-
ности /ср и к3 по высоте калориметрических труб котла ТГМ-200.
Таблица 6. 6
Неравномерность распределения тепловых потоков для труб фронтового и
бокового экранов котла ТГМ-200 в зависимости от нагрузки (обработка
данных М. М. Пржиялковского н Э. П. Дика)
Нагрузка котла, KZjCCK	Коэффициенты неравномерности	Трубы фронтового экрана		Труби бонового экрана		
		№ 47	№ 3	№ 2!	№ 38	№ 4.4
34,7	/<•1	0,67	0,77	0,75	0,60	0,72
	4а	1,35	1,15	2,20	1,70	1,52
	к3	0,50	0,67	0,34	0,35	0,47
55,0	К	0,65	0,53	0,47	0,57	0,61
	'А	1,25	1,18	2,90	5,90	1,45
		0,52	0,45	0.16	'30	0,42
Наибольшая неравномерность обнаруживается для труб № 21
и 38 (в середине бокового экрана), нижняя часть которых рас-
положена в зоне ядра факела. Трубы фронтового экрана нагру-
жены более равномерно. С увеличением нагрузки котла неравно-
мерность тепловых напряжений возрастает для всех труб, за исклю-
чении трубы № 47, расположенной в середине фронтового экрана,
для которой неравномерность почти не изменялась (даже не-
сколько уменьшалась). Интересно отмстить, что для этой трубы
средние тепловые напряжения оказались наибольшими и состав-
ляют 200—260 квт1м~ при D = 34,7 кг.'сек и 321—337 квт/м2
при D = 55 кг!сек. Для трубы № 21 бокового экрана, нагружен-
ной наиболее неравномерно вследствие более близкого расположе-
ния к зоне ядра факела, увеличение нагрузки привело к наиболь-
шему увеличению неравномерности. Средние тепловые напряже-
ния для этой трубы составляют соответственно 138—143 и
193 квт!м2.
397

Следует отметить, что зависимость коэффициентов неравно-
мерности и средних тепловых напряжений от нагрузки не яв-
ляется однозначной.
В табл. 6. 6 приведены средние значения Alt кг, к3 для трех
опытов. В действительности неравномерность тепловых напряже-
ний зависит еще (при пониженных нагрузках) от расположения
включенных форсунок и их нагрузки *. Например, при выклю-
чении крайних левых форсунок и включении средних было по-
лучено уменьшение максимальных тепловых нагрузок трубы
№ 21 левого бокового экрана с 442 до 384 квт/м2 (при
Д=41,7 кг!сек). В связи с этим при пониженных нагрузках на-
блюдается значительный разброс опытных точек, показывающих
зависимость средних и максимальных тепловых напряжений
отдельных труб от режима работы.
В работе [42] отмечается, что попытки снижения максималь-
ных нагрузок эксплуатационными мероприятиями (изменением
давления мазута и воздуха) не привели к существенным резуль-
татам.
В опытах А. М. Гурвича и В. В. Митора [19], проведенных
в топке с жидким шлакоудалением котла ТП-230-3, работавшем
на пыли промпродукта обогащения донецких газовых углей,
падающие и обратные лучистые потоки измеряли при
нагрузках котла 44,5 кг!сек и 63,9 кг/сек. Для зоны го-
лых экранов коэффициент неравномерности к3 составляет 0,29—
0,33.
Проведенные ЦКТИ [3 ] исследования радиационного тепло-
обмена в мощных промышленных топках паровых котлов на раз-
ных топливах (сланцы, природный газ, пыль АШ и тощего до-
нецкого угля) показывают, что коэффициенты неравномерности
для падающих лучистых потоков по ходу продуктов сгорания (от
горелок до выходного сечения топки) находятся в пределах
/г3=0,25-^0,5, что связано со значительной высотой экранов. Мак-
симальные значения падающих потоков в этих топках составляют
примерно 350 кет 1м1 при сжигании сланцев, 465—550 кет!я?
при сжигании природного газа и достигают 650—810 квт/м*
в топках с жидким шлакоудалением. При сжигании газа в связи
с высокой прозрачностью пламени и продуктов сгорания коэф-
фициенты неравномерности имеют в среднем меньшие значения,
чем при сжигании других топлив.
Анализ приведенных данных показывает, что в топках паро-
вых котлов повышение нагрузки приводит к увеличению неравно-
мерности тепловых потоков. В то же время в опытах на огневых
моделях получен противоположный эффект, что свидетельствует
о сложности моделирования топочного процесса на огневых мо-
делях малых размеров.
* Зависимость между условиями теплообмена и углом поворота горелок
при сжигании угольной пыли приведена в работе [7].
398

Кроме того, из сопоставления распределения лучистых пото-
ков в котлах различной мощности следует, что при увеличении
размеров топочной камеры неравномерность потоков, как правило,
иозрастает.
4.	Анализ влияния загрязнения экранов на их тепловую эф-
фективность выполнен по уравнению (6. 16). На рис. 6. 11 по-
строены графики ф8 = /’(дПад, го) применительно к рассматриваемым
экранам = 2,2^ и условиям работы котельного агрегата
СМ-16/22:
Рис. 6- И- Зависимость фо = F (даад, Го) при ~ = 2,2, а0 = 0,9,
Та = 490° К.
Из рассмотрения графиков рис. 6. 11 следует, что по мере
увеличения теплового сопротивления слоя отложений золы коэф-
фициент тепловой эффективности экранов уменьшается. Как
впервые показал автор [43 1, при неизменном тепловом сопроти-
влении г0 коэффициент тепловой эффективности Тэ при увеличе-
нии qnaR вначале растет, а затем падает. При этом по мере роста
тепловой нагрузки дпад интенсивность падения Va снижается.
Максимальные значения Vs в топках паровых котлов лежат
в практически мало интересной области низких падающих лу-
чистых потоков дпад < 50—175 квт/м2*.
Следовательно, графики рис. 6. 11 показывают, что форси-
ровка топочных устройств и увеличение дПад при неизменном
тепловом сопротивлении слоя отложений сопровождается мед-
ленным уменьшением коэффициентов тепловой эффективности
экранов.
Анализ уравнения (6. 16) показывает, что при увеличении
температуры тепловоспринимающей среды в трубах коэффициент
тепловой эффективности при неизменном г0 уменьшается, и макси-
мальные значения фв смещаются в сторону больших тепловых
* Аналогичный анализ произвели позднее А. М. Гурвнч и В. В. Митор
399

потоков. Кроме того, коэффициент тепловой эффективности воз-
S
растает прп уменьшении и увеличении а0.
Увеличение фэ при уменьшении Тв подтверждается опытными
данными ЦКТЙ. Калориметрические испытания на котле
67СП-230/100 показали, что при понижении температуры пита-
тельной воды на 100° С тепловосприятие возрастает на 14—18%.
Рпс. 6. 12. Изменение г0 по высоте бокового экрана.
I — 1590 мм от пода топки (первая серия опытов); г —то же (вторая серия опытов);
з — то же (третья серия опытов); 4 — 3415 мм от пода топни (первая серин опытов);
6 — то же (вторая серин опытов); в — то же (третья серин опытов); ' — 6515 мм от пода
топки (первая серин опытов); з — то же (вторая серия опытов); 9 — то же (третья серия
опытов).
5.	При сжигании высоковязких крекинг-остат'ков (ВУИ =
_242° ВУ) имеется слабо выраженная тенденция к некоторому
росту отложений (г0) на уровнях экрана, расположенных вблизи
форсунок, по сравнению с отложениями при сжигании мазута марки
100. Однако на больших расстояниях от пода различия в тепло-
вом сопротивлении отложений не наблюдается (рис. 6. 12). Осред-
ненные опытные точки по коэффициентам тепловой эффективности
при сжигании высоковязких крекинг-остатков и мазута М-100
весьма плотно укладываются на общие графики (см. рис. 6. 10).
Из расслютрения графиков, приведенных на рис. 6.10 и 6. 12,
можно сделать вывод, что при использовании высоковязких кре-
кинг-остатков в качестве котельного или печного топлива, по-
видимому, нельзя ожидать больших загрязнений конвективных
поверхностей нагрева, чем при сжигании мазута М-100. Это со-
гласуется с результатами ранее проведенных работ [44, 45J.
/00

Представляет интерес сравнение коэффициентов тепловой
эффективности различных экранов, размещенных в топке. В усло-
виях опыта максимальное загрязнение происходило на заднем
экране и минимальное на фронтовом.
6.	Тепловое сопротивление слоя отложений увеличивается
по высоте топки, что приводит к повышению температур тепло-
воспринимающей поверхности и в конечном итоге обусловливает
выравнивание обратных лучистых потоков.
Средняя температура поверхности отложений па уровнях
1590 , 3415 и 6515 мм от пода для боковых экранов составляет 470,
575 и 775° С, на уровнях 1800 и 3945 мм для заднего экрана —
750 и 850° С, иа уровнях 4610 и 5810 мм для фронтового экрана —
462 и 595° С.
Заметим, что авторы работы (27 ] объясняют увеличение га по
высоте топки уменьшением Zo. Опыт показывает, что при сжига-
нии мазута толщина золовых отложений на экранах увеличи-
вается к выходному окну топки, что и обусловливает увеличение
теплового сопротивления.
7.	Опыты по определению зависимости условного коэффици-
ента загрязнения экранов от продолжительности непрерывной
работы без обдувки показали, что в процессе растопки и в первый
период работы (>=« 4 ч) рассматриваемого котла экранные трубы,
предварительно очищенные от отложений до металлического
блеска, получили стабильное загрязнение, которое оставалось
практически постоянным в течение 1400 ч работы котла (рис. 6. 13).
Значительное загрязнение экранов в период растопки, по-
видимому, связано с осаждением на холодных трубах смолисто-
сажистых отложений, в результате неполного сгорания мазута
при низких температурах в топочной камере. С этой точки зре-
ния желательно при растопке котла применять паровые или ком-
бинированные форсунки, обеспечивающие более топкое распили-
вание топлива и лучшие условия для его полного сгора-
ния.
Среднее значение условного коэффициента загрязнения экран-
ных поверхностей, размещенных в топке при сжигании стандарт-
ных крекинг-остатков, составляет 0,81, а при сжигании высоко-
вязких крекинг-остатков 0,78.
Приведенные данные по отложениям золы на экранах показы-
вают, что применение обдувки, как это обнаружено при сжигании
других топлив [7, 26 ], видимо, может привести к заметному уве-
личению тепловой эффективности экранов. В первую очередь
следует очищать экранные поверхности, расположенные вблизи
выходного окна топки. Периодичность обдувки должна быть
установлена опытным путем.
8.	Для определения роли конвективного теплообмена в общем
тепловосприятии экранов на рис. 6. 10 (в верхнем поле диаграммы)
нанесены температуры факела и отложений золы на трубах для
всех экранов. Кроме того, там же приведены графики эквивалепт-
26 з. И. Геллер.
401

ной температуры стенки и температуры кладки для боковых
экранов.
Температурный напор вдоль поверхности боковых экранов
изменяется от 375° С на уровне форсунок до 120° С в выходном
сечении топки. Температурный напор для заднего экрана значи-
тельно меньше и составляет на уровнях 1800 и 3945 мм от пода
240 и 70° С. Разность температур при движении газов вдоль фрон-
тового экрана составляет 210—290° С. Приведенные данные под-
Рис. 6. 13. Зависимость условного коэффициента загрязнения от продолжи-
тельности непрерывной работы котельного агрегата.
1 — боковой экран (первая серия опытов); г — то же (вторая серия опытов); 3 — то же
(третья серия опытов); 4 — задний экран (первая серия опытов); з — то же (вторая серия
опытов); в — фронтовой экран (первая серия опытов); 7 — то же (вторая серия опытов);
з —осредненные значения (первая серия опытов); 9 —то же (вторая серия опытов);
1 и II- при «	= 0,95.
тверждают, что роль конвективного теплообмена в общем тепло-
восприятии экранов весьма мала.
Вместе с тем в результате мощного излучения экранов влияние
степени экранирования на приведенную степень черноты топоч-
ного излучения меньше, чем по нормативному методу расчета [9 ].
Из температурных графиков (см. рис. 6. 10) также следует,
что эквивалентная температура экранированной поверхности при
рассматриваемом значении относительного шага значительно
выше температуры отложений золы. Разность температур
(<стВ — ^о) Для боковых экранов изменяется от 335° С на уровне
форсунок до 50° С в выходном сечении топки. Такой характер
изменения (t®™ —10) обусловлен повышением t0 по высоте экрана
вследствие увеличения толщины отложений золы.
9.	Во всех опытах измеренная температура газов на выходе
из топки оказалась существенно ниже значений температур,
402

определенных расчетным путем по нормативному методу. Это
подтверждается данными, приведенными в табл. 6. 7. По-видимому,
это обусловлено заниженным значением коэффициента 0 в нор-
мативном методе для котлов малой и средней производитель-
ности.
Таблица 6- 7
Сопоставление измеренных температур газов па выходе из топки
с расчетными значениями, подученными по нормативному методу
Опыты
I серия
Температура
II серин
1 |	3	4	|	5	|	6	7	8	9 | 10
Измеренная отса-
сывающим пиромет-
ром /изм> °C
Определенная ра-
счетом по норматив-
ному методу 1расч> °C
А/ = 4расч—<изм,°С
933	928
1023	998
+90 +70
945
1016
+71
950
1004
+54
940
999
+59
927 908
991 988
+64 -т-80
938
986
+48
921
999
+78
Рис. 6. 14. Осредненные значения ?„яд, ?о0р, ?рев,
Фэ> 'ср1 'кл’ 'ст и
На рис. 6. 14 изображены осредненные значения 7пад, ?обр,
9реа, фэ, £Ср, t0, 1КП и £ по высоте топки.
26*	403

6. 4. Методика расчета теплообмена в топках паровых котлов
и трубчатых печей при сжигании мазута
В результате обобщения данных экспериментальных исследо-
ваний по тепловой эффективности экранов, влиянию собствен-
ного излучения экранированных топочных степ па степень чер-
ноты топки и условий сгорания топлива на интенсивность лучи-
стого теплообмена А. М. Гурвич н В. В. Митор [8] предлагают
теплопередачу в топках при сжигании мазута рассчитывать по
формулам
_	10»Др(>л з / 1 Га ~
|/ мЦ г;
или
'5,7
108<р ЯрГсср /
(6.22)
(6. 23)
где Нп — величина лучевоспринимающей поверхности нагрева
в м; Тт, — температура продуктов сгорания на выходе и.
топки в °К, °C; Вр — расчетный расход топлива в кг!сек; Qn — ко-
личество тепла, передаваемое в топке на 1 кг топлива в дж 'кг;
Тя — теоретическая (адиабатная) температура сгорания в °К;
V’Ccp — средняя (в интервале 0т — 0а) суммарная теплоемкость
продуктов сгорания 1 кг топлива в дж!кг град; <р — коэффициент
сохранения тепла; 5,7 10-8 ет!м град* — коэффициент из-
лучения абсолютно черного тела; £ — коэффициент загрязнения
экранов; а^ — степень черноты топки; М — коэффициент, вели-
чина которого зависит от условий воспламенения и сгорания
топлива.
Значения Нл, Qn, I'ctp и ср рассчитывают по нормативному
методу [9].
Анализ многократных отражений лучистых потоков от огра-
ничивающих топку поверхностей, приведенный в работе [27 J,
показал, что степень черноты топки следует определять по фор-
муле:
аф+(1—°ф)	’
(G. 24)
где Оф — степень черноты факела; фэ — коэффициент тепловой
эффективности экрана.
Степень черноты факела
Оф = - тасв (1 — иг) аГ.
(6.25)
Здесь а,.и = 0,9 (1—е~hs) — степень черноты светящейся части
пламени; лг — степень черноты несветящейся (газовой) части
пламени, которую определяют по данным [91 в зависимости от
404

излучения трехатомных газов; т — доля топочного объема, за-
полненная светящейся частью пламени; к — коэффициент ослаб-
ления лучей топочной средой в 1Ли; « — эффективная толщина
излучающего слоя в л.
Светимость пламени при сжигании мазута обусловлена обра-
зованием множества мельчайших частиц сажи. Размеры сажи
и зависимости от условий сгорания и вида жидкого топлива могут
изменяться от 1 до 100 нм (10-9 л) [2 ]. Механизм образования
сажи мало изучен. По-видимому, сажеобразовапие является
результатом высокотемпературного крекинга углеводородов в окис-
лительной среде, который сопровождается непосредственным обра-
зованием твердого углерода пли полимеризацией радикалов С.,.
На образование сажи влияют химический состав топлива (отно-
си \	,
шоние -ур , условия смесеобразования и Коэффициент изоытка воз-
духа, температура в ядре факела и давление среды.
Как показали работы Международного кошттета по исследо-
ванию пламени в Эймейдено [46], сажеобразовапие определяется
главным образом физико-химическими свойствами топлива и
условиями смешения его с окислителем (воздухом). Сажеобразо-
вание зависит также от температуры пламени и давления среды.
При повышении температуры и давления концентрация сажи
возрастает.
Для исследования влияния свойств топлива па концентрацию
сажи в пламени Д. К. Холидей и М. В. Тринг [47] сжигали то-
пливо различного состава в топочной камере размером
300 X 300 Х4560 мм. Распиливание топлива осуществлялось воз-
душной форсункой с соплом dc=0,5 мм. Опыты показали, что
при неизменных условиях горения (а = 1,2, 5(7-2,03 кет) саже-
образование и эмиссионные свойства пламени зависят главным
образом от отношения и изменяются по длине факела. При
С
увеличении -yj- существенно возрастают концентрация сажи и
светимость факела. Прп этом (в условиях опытов) максимальная
концентрация сажи наблюдалась на расстоянии 600 мм от устья
горелки и уменьшалась в 5—6 раз на расстоянии 1150 мм. Со-
ответственно изменялась и степень черноты факела. Опыты
также показали, что концентрация сажи и степень черноты
факела пропорциональны температуре кипения жидкого то-
плива.
Аналогичные результаты по влиянию отношения в топливо
на концентрацию сажи и степень черноты светящегося пламени
получены в опытах Е. X. Хаббарда [48].
Эти данные подтверждают, что при сжигании высоковязких
крекинг-остатков и мазутов с повышенным (по сравнению с мало-
-405.

вязкими топливами) отношением -ту- степень черноты факела воз-
н
растает.
Опыты Международного комитета по исследованию пла-
мени [49 ] показали, что интенсивность сажеобразования тем выше,
чем хуже смешение топлива с воздухом и больше продолжитель-
ность смесеобразования.
Если к корню факела поступает однородная горючая смесь
с достаточным количеством воздуха для полного сгорания топлива,
образование высокомолекулярных углеводородов и сажи при
крекинге маловероятно. Напротив, при неудовлетворительной
организации подвода воздуха и затяжном смесеобразовании (на-
пример, при подаче воздуха по длине факела иа < 1) концентра-
ция окислителя в пламени уменьшается, а температура возрастает,
и крекинг углеводородов будет протекать со значительным саже-
образованием.
Зависимость степени черноты светящегося сажистого пламени
от концентрации сажи и толщины излучающего слоя имеет экспо-
ненциальный характер, а коэффициент ослабления лучей пропор-
ционален концентрации сажи и зависит от размера частиц сажи
и температуры.
При сжигании мазута в топках паровых котлов и трубчатых
печей размеры частиц и распределение концентраций сажи в то-
почном объеме в первом приближении мало изменяются. Это
позволяет интегральный коэффициент ослабления к определять
приближенно по температуре пламени.
По данным А. М. Гурвича, В. В. Митора и В. Д. Терентьева
[50], для пламени малых размеров интегральный коэффициент
ослабления лучей в топке можно представить в виде
к = 1,G • 10~3 Г — 0,5,	(6.26)
где Т — температура пламени в °К.
Для больших топок при эффективной толщине излучающего
слоя s 2,5 м e~h8 —> 0 и Дсо = 0,9.
Анализ опытных данных [46 ] по размерам светящейся и не-
светящейся зон пламени показывает, что соотношение этих зон
зависит от теплового напряжения топочного объема. При малых
форсировках топочного объема -< 25 квт/м?, характерных
для топок трубчатых печей, зона светящегося пламени настолько
мала, что излучение топок можно рассчитывать по степени чер-
ноты несветящегося пламени (трехатомных газов), т. е. ш = 0.
При @/Ут=175—230 квт/м? тп = 0,6 и для сильно форсированных
топок (Q/Ут > 1000 квт/м?) ш = 1,0 [8].
При определении по формуле (6. 24) в качестве фэ вводят
осредненное значение коэффициента тепловой эффективности
с учетом неоднородности распределения падающего излучения по
топочным стенам. В связи с тем, что в настоящее время опытные
4QG

данные по распределению лучистых потоков при сжигании мазута
Не позволяют учитывать неоднородности падающего излучения
для различных конструкций топок и условий сжигания топлива,
степень черноты топки рассчитывают по формуле
а	аФ
т	аф + (1—“ф)Ф£’
(6.27)
где ф = у5---степень экранирования топки; FCT — полная по-
верхность стен топки в м2; £ = 0,6 — среднее значение коэффи-
циента загрязнения при сжигании мазута.
Рис. 6. 15. Сопоставление расчетных значений О-’ с опытными данными.
1—печь№ 1; г—почьР-1;3 — печьМ 8; 3—котел СМ 16/22; s—11 —данные ЦКТИ.
Из формул (6. 24) и (6. 27) следует, что для полностью экрани-
рованных топочных камер (ф=1) коэффициент загрязнения чис-
ленно равен коэффициенту тепловой эффективности экранов.
Влияние условий воспламенения и горения мазута на интен-
сивность теплопередачи в топке учитывается коэффициентом М,
который зависит от относительного местоположения максимума
температур ядра факела по высоте камеры
М = 0,52 -0,3 X,	(6.28)
где X — относительное местоположение максимума температур.
Величина X определяется как отношение расстояния от пода
топки до плоскости максимальных температур к высоте топки
(до середины выходного окна). При отсутствии эксперименталь-
ных данных принимают, что плоскость максимальных температур
расположена на уровне форсунок. Необходимо, однако, отметить,
что при сжигании мазута в топках с неэкранированным подом
в котлах малой и средней мощности, как это следует из графика,
407

представленного на рис. 6. 10, плоскость максимальных темпе-
ратур практически совпадает с уровнем пода, т. е. Х=»0.
т’
На рис. 0. 15 изображены графики функции -=£- по уравнению
* а
(6. 23) при Л' =0.3 и X = 0и показаны опытные значения безраз-
мерных температур па выходе из топки, полученные при испыта-
нии котла СМ-16/22 (см. табл. G. 7) и трубчатых печей (см. табл. 6. 8).
Кроме того, приведены значения	по данным [31.
\ 1 а /нам
Из рассмотрения рис. G. 15 и табл. G. 8, в которой сопоста-
влены опытные и расчетные значения температур на выходе из
топки, следует, что новая методика расчета теплообмена в топках
при сжигании мазута [8] обусловливает меньшую погрешность,
чем расчет по нормативному методу [9].
Таблица 6. 8
Сопоставление измеренных температур газов на выходе из топки
с расчетными значениями по [8]
Температура	Опыты								
	I серил					II серия			
	1	3	4	5	в	7	8	9	10
Измеренная отсасыва- ющим пирометром /пзм, °C .	933	928	945	950	940	927	908	938	921
Определенная расче- том по [8[ /раст сС .	1004	985	987	986	978	971	980	968	978
= <расч Gk	1-71	-1-57	-1-42	+36	+38	т-44	+72	+30	-OI
ЛИТЕРАТУРА
1.	Гу р в и ч А. М. Теплообмен в топках паровых котлов. Госэнерго-
издат, 1950.
2.	Б л о х А. Г. Основы теплообмена излучением. Госэнергоиздат,
1962.
3.	Мито р В. В. Теплообмен в топках паровых котлов. Машгиэ, 1963.
4.	Г у р в и ч А. М. Подобие топочных процессов и моделирование
топочных устройств. Изв. АН СССР, ОТН, № 1—2, 1942.
5.	ГурвичА. М. Подобие явлений теплообмена в топочных устрой-
ствах. Изв. АН СССР, ОТН, № 1-2, 1943.
6.	К е н д ы с ь И. Н. и БлохА. Г. Сопоставление расчетных п
опытных данных по теплообмену в топках паровых котлов. Теплоэнерге-
тика, № 4, 1957.
7.	Г у р в и ч А. М. и Б л о х А. Г. Обобщение новых американ-
ских исследований теплообмена в котельных топках. Теплоэнергетика.
.V» 5, 1957.
8.	ГурвичА. М. и Мито р В. В. Расчет теплообмена в газо-
мазутных и пылеугольных топках. Энергомашиностроение, № 2, 1963.
9.	Телловэй расчет котельных агрегатов (нормативный метод). Ред.
А. М. Гурвич и Н. В. Кузнецов. Госэнергоиздат, 1957.
403

10.	Невский А. С. Теплообмен излучением в металлургических
печах и топках паровых котлов. Металлургиздат, Свердловск, 1958.
11.	Тимофеев В. Н. Теплообмен излучением в топочной камере.
цзв. ВТИ, № 2, 1941.
12.	П о л я к Г. Л. Лучистый теплообмен прп наличии лучепоглоща-
нлдей и рассеивающей среды. ДАН СССР, нов. сер., № 1, 1940.
13.	П о л я к Г. Л., Шо рин С. Н. О теории теплообмена в топках.
Цзв. АН СССР, ОТН, № 12, 1949.
14.	Б е л о к о н ь Н. И. Топочпый процесс парового котла. Транс-
портное машиностроение, № 1, 1936.
15.	Белоконь Н. И. Аналитические основы теплового расчета
трубчатых печей. Нефтяная промышленность СССР, № 2, 3, 1941.
16.	ГурвичА. М. и СторожукЯ. П. Об автомодельности
характеристик топочного процесса. Теплоэнергетика, № 2, 1954.
17.	КопаковП. К. К вопросу об автомодельности определяющих
величин топочного процесса. Теплоэнергетика, № 8, 1954.
18.	П о л я к Г. Л. О методах расчета теплообмена в топках, предло-
женных ЦКТИ и ЭНИН АН СССР. Теплоэнергетика, № 11, 1954.
19-	Г у р в и ч А. М. и М и т о р В. В. Тепловая эффективность
радиационных поверхностей пагрева. Энергомашиностроение, № 2, 1957.
20.	М и т о р В. В. Эоловое загрязнение экранных поверхностей па-
грева. Энергомашиностроение, № 7, 1957.
21.	Ми тор В. В. Температуры поверхности загрязнений гладко-
трубных экранов и кладки пылеугольных топок. Энергомашиностроение,
Л» 10, 1957.
22.	Г е л л е р 3. И. Тепловая эффективность экранных поверхностей
нагрева при сжигании жидких топлив. Энергомашиностроение, № 6, 1959.
23.	В о л к о в Н. Ф., Г е л л е р 3. И. Некоторые особенности тепло-
обмена в топках трубчатых печей и распределение лучистых потоков по экра-
нам. Химия и технология топлив и масел, № 7, 1959.
24.	Волков Н. Ф.’, Геллер 3. И. О распределении тепловых
потоков по экрапам топочных камер трубчатых печей и паровых котлов.
Труды Грозненского нефтяного института, т. III, № 25, Грозный,
1961.
25.	Н ев скин А. С. О влиянии загрязнения экранных поверхно-
стей па эффективность работы экранов. Теплоэнергетика, № 4, 1959.
26.	Г у р в и ч А. М., О ж и г о в Г. Е. Тепловой эффект обдувки
экранов при сжигании пылевидного топлива. Теплоэнергетика, № 12, 1957.
27.	ГурвичА. М., М и т о р В. В. Излучательная способность то-
почпых устройств. Теплоэнергетика, № И, 1960.
28.	ГурвичА. М., Прасолов Р. С. Некоторые свойства золо-
вых отложений на экранных трубах топок паровых котлов. Теплоэнергетика,
-V 7, 1960.
29.	Прасолов Р. С. и ВанншенкерИ. А. Теплопровод-
ность и фракционный состав натрубных золовых отложений и лабораторной
золы некоторых топлив. Теплоэнергетика, № 3, 1960.
30.	Прасолов Р. С. О методах определения температуры поверх-
ности, степени черноты и теплопроводпости непрочных и тонкослойных по-
крытий. Изв. МВО СССР, сер. Приборостроение, т. V, № 3, 1962.
31.	Головин В. Н. Исследование загрязнения экранов котла ТП-90,
Теплоэнергетика, № 3, 1964.
32.	Агабабов С. Г. Степень черноты шлаков. Теплоэнергетика,
№ 8, 1958.
33.	JacksonP. J. A probe for studying the deposition of solid material
from flue gas at high temperatures. J. of the Institute of Fuel, v. 24, No 246,
34.	Кавадеров А. А. Результаты экспериментального исследова-
ния внешнего теплообмена на огневых стендах и промышленных печах.
Сб. «Промышленные печи». Металлургиздат, 1953.
409

35.	Кржижановский Р. Е. Теплопроводность сталей аусте-
нитного класса. Энергомашиностроение, № 11, 1958.
36.	Иванчихин Г. Е. Экспериментальное исследование тепло-
проводности и электропроводности стали Х18Н9Т (ЭЯ1Т). Инж.-физ. жур-
нал, № 6, 1961.
37.	Справочник машиностроения, т. 2. Машгиз, 1955.
38.	Швидковский Е. Г. Измерение температуропроводности ме-
таллов по методу Ангстрема. ЖТФ, т. VIII, вып. 10, 1958.
39.	М и т о р В. В. Теплообмен между факелом и полуутопленными
экранами. Теплоэнергетика, № 9, 1960.
40.	Кавадеров А. В. Влияние режимных факторов на теплоот-
дачу от газового и мазутного факела. Изв. ВТИ, № 7, 1948.
41.	Шорин С. Н. и ПравоверовК. Н. Теплообмен в охла-
ждаемых камерах горения при сжигании газов. Изв. АН СССР, ОТН, № 8,
1953.
42.	Пржиялковский М. М. и ДикЭ. И. Распределение теп-
ловых нагрузок в котле с мазутным факелом. Теплоэнергетика, № 6, 1956.
43.	Г е л л е р 3. И. Высоковязкие крекинг-остатки как топливо.
Докторская диссертация, МЭИ, 1959.
44.	Геллер 3. И. Сжигание высоковязких крекинг-остатков в топ-
ках паровых котлов. Энергетический бюллетень, № 8, 1956.
45.	Геллер 3. И. Сжигание высоковязких экстрактов. Энергетиче-
ский бюллетень, № 2, 1956.
46.	Sherman R. A. Heat transfer by radiation from flames. Trans-
actions of the ASME, N 8, 1957.
47.	Holiday D. K. a n d ThringM. N. The radiation from
flames in a smallscale oil-fired furnace. J. of the Institute of Fuel, v. 30, N 194,
1957.
48.	H u b b a r d E. H. J. of the Institute of Fuel, N 22, 1959.
49.	Thurlow G. G. J. of the Institute of Fuel. N 235, 1960.
50.	Г у p в и ч A. M., Митор В. В., Терентьев В. Д. Излу-
чение светящегося пламени. Теплоэнергетика, № 7, 1956.

ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ЗАГРЯЗНЕНИЕ И КОРРОЗИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
ПРИ СЖИГАНИИ ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ МАЗУТОВ
7. 1. Общая характеристика загрязнений и коррозии
поверхностей нагрева паровых котлов
при сжигании высокосернистых мазутов
В качестве котельных жидких топлив в СССР используют глав-
ным образом высокосернистые мазуты с содержанием серы до
2,5—3,5% и более.
Несмотря на весьма малое по сравнению с твердым топливом
содержание золы в мазутах (Апр = 0,1—0,3%), свойства ее и вы-
сокое содержание серы приводят к серьезным затруднениям
в эксплуатации, понижают надежность и к. п. д. котельных
установок.
В отличие от твердых топлив, при сжигании которых на кон-
вективных поверхностях нагрева образуются обычно сыпучие
отложения, специфические особенности минеральной части высоко-
сернистых мазутов проявляются в образовании тяжелых форм
отложений золы — прочных и плотно прилипающих к трубам
при высокой температуре и влажных, слипшихся, а иногда сце-
ментировавшихся при низкой температуре (ниже точки росы).
Характерной особенностью этих отложений является непрерыв-
ное увеличение их слоя на конвективных поверхностях нагрева,
что ограничивает продолжительность работы котельного агрегата.
Зола высокосернистых мазутов содержит вападий, вызыва-
ющий коррозию (ванадиевую) высокотемпературных поверхностей
пагрева, а высокая точка росы продуктов сгорания сернистых
мазутов приводит к конденсации H2SO4 на хвостовых поверхно-
стях нагрева и интенсивной низкотемпературной (сернокислот-
ной) коррозии. При этом отложения золы увлажняются и загряз-
нения возрастают.
Таким образом, обе проблемы — образование отложений золы
и коррозия взаимосвязаны.
При сжигании высокосернистых мазутов отложения золы на
поверхностях пагрева обычно имеют следующий вид. Экраны и
411

Рис. 7. 1 Отложения золы на тропе
регреиатеJe котла ТКЗ 120 J50 по. йе
26 суток работы при с кпганни мазута с
ж лержашнм серы 2% (ппжияч часть
'груб очищена).
первый котельный пучок покрыты прочно сцен енпой с трубами
коркой толщиной 3—7 мм. а иногда до 15—20 .ил, цвет отложепщ
от бурого (о Черного. Пароперегреватель наиболее подверя.гн
заносу золой. Толщина слоя отложений достигает иногда 50—
60 .ил. образуя почти сплош-
ную степу с малыми сече-
ния пн д in прохода дымовых
газов (рис. 7. 1). В первых
3 —5 рядах парогтОрегрева-
теля по ходу газон слой
отложений золы, примыка-
ющий к трубкам. стекловид-
ный, прочло сплавленный.
почти не поддакици .ся меха-
нической очистке. Отложепи
имеют светлый, серый, серо-
юлеиый цвет. Часть парой*
регрсвателя. pacnojгоженпая
в юне пониженных темпера-
тур, заносится ..еиьпщ, чем
другие части. Толщина сл< i
отложений в этой чътп па-
рси орсгревателя и в конвек-
тивных котеппых пучках,
установленных за пар >пере-
гревате icm, составляет 3—
7 мм, отложения рыхлые,
сеч иго цвета. Водяные эко-
номайзеры та, ря няются лип-
кими и рыхлыми отложе-
ниями значительной толщи-
ны. трудно поддающимися
обдувке. В верхней (горячем}
ступени возду хопггдогрева-
телясюй от К1жений обычно
невелик ((о 1 мм), и отло/ке-
пия слабо сц‘П tent* с метал-
лом. Колее значите тъпып и
плоте uii сдой от.и жеп.чй
наблюдается па нижней (хо-
лодной) ступени воздухоподо-
1ревателя. При температуре поверхностей о стороны входа хо-
лодного воздуха пью точки росы серной кислоты .анос воздухо-
подогревателя часто имеет катастрофический характер; осажде-
ние золы в 1то# зоне в 20—30 раз превышает отложения <  г. верх-
ней ступени. Гак, в работе 11J отмечено, что при с кнгании иазута
с S 4,5% низкотемпературный секции воздухоподогревателя за-
биваются зото)) через 500—800 ч с момента растопки кот ia.
4)2

Интенсивный занос золой конвективных, а иногда и радиа-
ционных поверхностей нагрева уменьшает их тепловоспрнятие,
^следствие чего увеличивается температура уходящих газов, по-
нижаются к. п. д. котельного агрегата и температура перегретого
пара- Отложения золы уменьшают живое сечение газоходов,
увеличивают аэродинамическое сопротивление агрегата и расход
электроэнергии на привод дымососов, что обусловливает прогрес-
сирующее уменьшение паропроиз-
иодительности котла вследствие
потерн тяги.
На рис. 7. 2 приведены гра-
фики сопротивлений по газовому
тракту котла ТП-230 [2], из ко-
торых следует, что в результате
отложений золы разрежение перед
дымососом через 1000 ч достигало
величины 4,5 кн/м2 (по сравне-
нию с первоначальным значением
2.5 кн/м2). В этих условиях ко-
тельный агрегат необходимо бы-
ло остановить для очистки, так
как производительность дымососов
не обеспечивала его дальнейшую
эксплуатацию, несмотря на значи-
тельный запас давления при нор-
мальных условиях эксплуатации,
т. е. чистом состоянии поверх-
ностей нагрева. Удельные расхо-
ды электроэнергии на тягу и дутье
при загрязненном котле составля-
ли около 35 кдж/кг пара. На мно-
гих отечественных и зарубежных
электростанциях из-за заносов зо-
лой кампания котлов сокращалась
до 350—450 ч.
Рис. 7. 2. Изменение сопротивле-
ний по газоходам котельного агре-
гата ТП-230 в результате отложе-
ний золы.
ва—разряжение перед дымососом;
я э j —то же, перед первой ступенью
водяного экономайзера; sB п jj— тоже
перед второй ступенью воздухоподогре-
вателя; sB я ц —тоже, перед второй
ступенью водяного экономайзера; snc—
то же, перед пароперегревателем;
то же, в топке.
Ванадиевая коррозия широко распространена в газотурбин-
ных установках при сжигании тяжелых топлив [3 ]. При этом
коррозийным разрушениям подвержены не только газовая тур-
бина, но и вспомогательное оборудование. В работе [4 ] приве-
дены данные, показывающие, что сильная коррозия наблюдалась
на трубах воздухоподогревателя ГТУ, изготовленного из аусте-
нитной стали при температуре 700—800° С. В камере сгорания
сжигался высокосернистый мазут (v38=8,9 см2/сек, S 2,9%,
Л 0,125%), зола которого содержала 76% V2O5.
До последнего времени ванадиевая коррозия в котельных
установках встречалась редко. Однако после ввода в эксплуата-
цию котлов высокого и сверхвысокого давления п повышения
температуры перегретого пара коррозийные повреждения под
413

действием ванадиевых соединений все чаще появляются и в котель-
ных установках. Если температура металла превышает 600—650° С
то при сжигании мазута, содержащего ванадий, за короткое вромя
разрушаются как ферритные, так и аустенитные стали [5 ]. По-
этому ванадиевая коррозия в первую очередь обнаруживается на
неохлаждаемых подвесках [6, 7 ] и дистанционных гребенках [6]
пароперегревателя и его змеевиках [8, 9 ], а также на каркасе
котла при избыточном давлении в топке [8 ].
Значительная ванадиевая коррозия обнаружена па поверх-
ностях нагрева ртутного котла станции Кирни [10 1 при темпера-
туре стенки 680° С и сжигании высокосернистого мазута (S 3,0—
4,3%) с содержанием ванадия в золе до 70%. На электростанции
Линден (США) в котлах производительностью 126 и 240 кг!сек
при давлении 13,9 и 16,3 Мн!м2, температуре перегрева 566 ц
593° С обнаружена ванадиевая коррозия змеевиков пароперегре-
вателя [11]. Содержание ванадия в мазуте 0,035—0,04%.
Ванадиевые соединения понижают температуру плавления
огнеупорной обмуровки и обусловливают ее разрушение [8, 12 ].
Низкотемпературная коррозия конвективных поверхностен
нагрева (воздухоподогревателей, а иногда и водяных экономай-
зеров), металлических газоходов, роторов дымососов [13] и метал-
лических дымовых труб [14 ] при сжигании высокосернистых ма-
зутов встречается повсеместно. Коррозионные повреждения воз-
духоподогревателей обусловливают переток воздуха в дымовые
газы и перегрузку тягодутьевых устройств, что приводит к огра-
ничению мощности котельных агрегатов и увеличению расхода
электроэнергии па собственные нужды. В работе [1 ] приведены
данные, показывающие, что при сжигапип мазута с содержанием
серы 4,5% через 3500 ч с начала эксплуатации в воздухоподогре-
вателе появились свищи и была обнаружена сильная коррозия
в газоходах и кислотные отложения в дымовой трубе.
На многих электростанциях в результате коррозии приходи-
лось заменять нижние (холодные) секции воздухоподогревателя
через год после их установки.
Повреждения водяных экономайзеров приводят к частым оста-
новкам котельных агрегатов для ремонта. Замена поврежденных
поверхностей нагрева воздухоподогревателя и водяного экономай-
зера сопряжена со значительными затратами средств и существенно
увеличивает продолжительность ремонтных работ.
7. 2. Состав золы мало- и высокосернистых мазутов. Механизм
образования отложений золы и их состав на поверхностях пагрева
Состав золы и ее содержание в мазутах зависят от содержания
и состава золы нефти, эффективности деэмульсации и обессолива-
ния ее перед переработкой, технологического процесса получения
топлива, методов транспортирования и хранения мазута.
414

Основные компоненты внутренней золы нефтей — ванадий, ни-
кель, натрий, кальций, алюминий, железо. Общее количество
внутренней золы в нефтях невелико, обычно ниже 0,05%; однако
следует иметь в виду, что ванадий, пикель, в некоторых случаях
и натрий почти всегда представляют основные элементы золы сер-
нистых нефтей. Ванадий находится в нефти главным образом
в виде сложных металлоорганических соединений, концентри-
рующихся в высокомолекулярной части сырья и переходящих
при перегонке почти полностью в остаток [7, 15—17 ]. Исследо-
вания Л. А. Гуляевой [18] показали, что зола сернистых нефтей
Урало-Волжских месторождений характеризуется высоким со-
держанием ванадия и никеля. Содержание окислов этих металлов
в золе нередко составляет более 50%. В табл. 7. 1 приведено со-
держание ванадия в золе нефтей некоторых месторождений
[15, 18, 19].
Таблица 7. 1
Содержание ванадия в золе нефтей
Месторождение нефтей
V2OS> % (на золу)
Баку .
Грозный
Краснокамск
Ишимбай
Туймазы
Бугуруслан
0,08-0,64
1,4
7,0-17.0
17,0—25,0
20,0-35,0
36,6
Из рассмотрения данных табл. 7. 1 следует, что в малосерни-
стых нефтях содержание ванадия мало, а в высокосернистых ве-
лико. Высокому содержанию ванадия сопутствует большое коли-
чество асфальтенов [12 ].
Значительное содержание натрия обнаружено во внутренней
золе чусовской нефти [15 ], а в ставропольской, сызранской [15 ],
туймазинской [18] нефтях натрий обычно не обнаруживается.
Помимо внутренней золы, нефти содержат внешнюю золу,
которая представляет собой случайные загрязнения (соли буро-
вых вод, продукты коррозии резервуаров и нефтепроводов и пр.).
Применение электро- и термохимических методов обессолива-
ния и деэмульсации нефтей уменьшает их зольность, однако одно-
временно вследствие углубления процессов переработки и вовле-
чения в производство высокосернистых нефтей содержание мине-
ральных веществ, в том числе ванадия, в остатках нефтепере-
работки увеличивается. Так, при переработке нефти с содержанием
ванадия 0,006% мазут и крекинг-остаток содержат ванадий
в количестве 0,012 и 0,0195%. Поданным [20], в остаточных сер-
нистых нефтепродуктах, получаемых на нефтеперерабатыва-
ющих заводах СССР, содержание ванадия составляет 0,003—
415

0,007% в мазуте марки 20, 0,08—0,012% в мазутах марок 40, (,(j
и 80 и до 0,02% d крекинг-остатках.
Кроме комплексных соединений металлов, зола мазутов со-
держит соли буровых вод, продукты коррозии [21 ] технологи-
ческой аппаратуры, резервуаров и трубопроводов, остатки ве-
ществ, используемых в качестве технологических присадок (на-
пример, для нейтрализации кислых компонентов нефти и др.).
При доставке мазутов водным транспортом возникает опасность
дополнительного загрязнения топлива солями забортных вод.
В золе товарных высокосернистых топлив, помимо ванадия,
обычно обнаруживается и значительное количество натрия.
Определение точного состава золы мазутов сопряжено со
значительными трудностями. Последнее обусловлено тем, что
для исследования состава золы согласно существующим методи-
кам необходим химический анализ негорючего остатка. Однако
при сжигании пробы минеральные вещества мазутов могут зна-
чительно изменить свой первоначальный состав. В частности,
легколетучие соли щелочных металлов [22 ] и пятиокись вана-
дия [231 могут быть частично потеряны при недостаточно тща-
тельном проведении анализа. В последние годы для определения
состава золы применяют спектральный и рентгеноструктуриый
анализы [24—26 ], которые расширяют возможности исследо-
вания.
Для определения состава зольных отложений Ю. М. Костри-
кин и В. А. Румянцева [27 ] предложили использовать фазовый
анализ. Аналогичный метод для анализа золы сернистых и мало-
сернистых мазутов применил А. Д. Фатьянов [19].
Т. А. Благова и Р. А. Липштейн [281 отмечают, что приме-
нение комплекснометрии и пламенной фотометрии позволяет
сравнительно быстро получить надежные данные по составу золы
и наружных отложений.
В табл. 7. 2 приведен состав золы мало- и высокосернистых
мазутов по данным Б. И. Клячко [29]. Зола высокосернистых
мазутов, в отличие от малосернистых, содержит значительное
количество натрия, ванадия и S03.
Состав золы определяет и характер отложений (табл. 7. 3).
При сжигании малосернистых мазутов, зола которых содержит
небольшое количество Na, V и SO3, отложения золы на поверх-
ностях пагрева малы. Напротив, при сжигании высокосернистых
мазутов, состав золы которых характеризуется большим содер-
жанием Na, V и SO3, занос поверхностей нагрева велик.
Данные, приведенные в табл. 7. 2 и 7. 3, а также анализ лите-
ратурного материала по составу золы, отложениям и коррозии
при сжигании высокосернистых мазутов [10, 13, 14, 30—33 и др. I
подтверждают, что основными агрессивными и золообразующими
компонентами золы являются ванадий, натрий и SO3.
Формирование золообразующих составляющих и их свойства
зависят от состава топлива, процесса сгорания и воздействия
416

Таблица 7. 2
Состав золы малосернистых и высокосернистых мазутов
Показатели	Малосернястый мазут		Высокосернпстый мазут		
	СССР [30]	США [10]	СССР [31]	США [10. 32]	Англия [13]
Содержание золы, % . Состав золы, -иг/кг топлива:	0,106	0,06	0,09—0,3	0,06-0,2	0,06
SiO2	135	132	10-50	36-84	6
	181	36	—	3-60	12
Fe2O3	308	282	10-60	51-84	12
CaO	215	24	120-230	12-120	12
MgO	138	42	10-90	24-36	12
NiO	81	30	——	32-42	30
V2O8	Следы	Следы	120-350	150-260	156
Na,0	—	12	260-800	264-800	144
so.,	—	18	—	380-914	204
Таблица 7. 3
Зависимость отложений золы на поверхности
нагрева от ее состава [10]
Показатели	Характер отложений золы	
	малые отложения	большие отложения
Содержание золы, %	0,06	0,12
Состав золы, %:		
SiO2	22	7
AI2O3	6	2
	47	7
CaO	4	5
MgO	7	3
NiO	5	3
v2o6	Следы	18
Na2O	2	25
SO3	3	32
топочной среды. Как было показано выше (см. раздел 5. 10),
при горении капелек тяжелых топлив протекают процессы поли-
меризации и коксования с образованием коксового остатка.
Частицы кокса увлекаются потоком топочных газов, окисляясь
па своем пути в зависимости от температурных условий, скорости
и состава среды. Поскольку золообразующие компоненты кон-
центрируются в наиболее тяжелых фракциях топлива, они удер-
живаются в частицах кокса. В зависимости от выгорания кокса
27 з. И. Геллер.
417

неорганические соединения, представляющие золу, либо остаются
в несгоревшей части кокса (механическом недожоге) или прц
полном сгорании коксового остатка образуют свободную золу.
Высокая температура в топочной камере обусловливает возгонку
подавляющей части минерального остатка высокосернистых ма-
зутов [12, 29, 34]. Физическое состояние и химический состав
свободной золы в каждой точке газового тракта котельного агре-
Рлс. 7. 3. Характеристики плавления золы мазута.
J — начало размягчения; г — критическая точка для аагрявнений; 3 — точна качала пла-
вления; 4 — точка плавления; б — точка растекания; f — начало спекания; 7 — точка
размягчения; 3 — точна жидкоплавкого состояния; S — окислительная атмосфера;
ю—восстановительная атмосфера;
А, В, С, В, Е, F, G — сорта мазутов.
гата определяются как предыдущим температурным уровнем п
воздействием топочной среды, так и температурой продуктов
сгорания и их составом по газоходам котла. При этом зола
(рис.’7.3) может быть в парообразном, расплавленном, размяг-
ченном или твердом состоянии.
В процессе горения капелек мазута и охлаждения топочпых
газов возможны следующие превращения золообразующпх эле-
ментов. В зоне горения образуются окислы металлов: Na2O,
CaO, Fe2O3, MgO, А1,О3, NiO, ZnO и др. В результате взаимо-
действия окислов серы при сжигании мазута с металлами и их
окислами могут образоваться сульфатные соединения типа: Na2SO4,
CaSO4, MgS04, A12(SO4)3, FeSO4, Fe2(SO4)3. Если топливо содер-
жит большое количество эмульгированных щелочных хлоридов,
то они, по-видимому, испаряются при горении вследствие весьма
высокой упругости их паров в газовом потоке п в дальнейшем при
более низких температурах (в присутствии SOa и SO3) также об-
разуют сульфаты. Содержащийся в мазуте ванадий прп горении
топлива превращается в трехокись V2Og или четырехокись V2O4
с температурой плавления около 1970° С. Прп догорании коксо-
418

иого остатка капель топлива в окислительной среде эти соеди-
нения прп температуре ниже 1200° С переходят в V2O5, име-
ющую температуру плавления 675° С. Пятиокись ванадия является
более устойчивым соеди-
нением. Сульфат натрия
и пятиокись ванадия имеют
сравнительно высокую уп-
ругость пара (по данным
(12 ], при 1000° С соответ-
ственно 25 и 1,3 н/ж2), и
и топочной камере ча-
стично возгоняются, а
затем конденсируются и
кристаллизуются на от-
ЬппЛ
Рис. 7. 4. Диаграмма состояния системы
V2OS - NatO.
носительно холодных по-
верхностях (пароперегре-
вателе, экранах и др.).
В процессе взаимодействия между компонентами золы и фор-
мирования отложений на поверхностях нагрева образуются
комплексные соединения и смеси, которые имеют весьма низкую
температуру плавления (£пл)- Сульфаты образуют смеси, которые
могут иметь температуру плавле-
ния 500-550° С [35, 36]. Пяти-
окись ванадия с Na2O при опреде-
ленных соотношениях (рис. 7. 4)
образует легкоплавкие эвтетики с
температурой плавления 550—
580° С [37], а с СаО эвтетику,
для которой прп содержании
8% СаО (рис. 7.5) <Пл = 620°С
[34]. Комплексные соединения
ванадия и натрия также имеют
низкую температуру плавления.
Например, для соединения NaaO х
xV2O4 5V2O6 (ванадил-ванадат
[24, 38, 39 ], ванадаты металлов
могут иметь температуру плавле-
ния 510—860 ° С. Например, тем-
пература плавления соединения,
содержащего 75% V2Ot и 25%
Na,SO4(V/Na=83/17), составляет
510° С [39].
Низкая температура плавления сульфатов, пятиокиси вана-
дия и ванадатов металла обусловливает их конденсацию на высо-
котемпературных поверхностях нагрева (пароперегревателе, то-
почных экранах). Вследствие большой липкости образовавшегося
слоя золы на нем осаждаются другие минеральные вещества,
о ю го зо чо so
— СаО %
Рис. 7. 5. Диаграмма состояния
системы УзОб — СаО
натрия) tna =625° С. По данным
27*
41»

содержащиеся в топливе, и продукты механического недожога,
что приводит к быстрому увеличению слоя отложении золы,
в особенности па пароперегревателе. При температуре стопки
выше 600—650 ° С основным источником загрязнений являются
соединения ванадия [24, 40 ], а при более низкой — сульфаты [41].
Окпслы щелочных металлов, содержащиеся в продуктах сгора-
ния, конденсируются па поверхностях нагрева с температурой
ниже 370° С [38]. При взаимодействии с S02 и SO3 продуктов
сгорания и окисными пленками металла они образуют сульфаты
железа, натрия и калия.
Специфические особенности загрязнения поверхностей нагрева
при сжигании мазута определяются также поведением частиц
летучей тугоплавкой золы. На этих частицах могут конденсиро-
ваться V2O5 и другие легкоплавкие компоненты, в результате
частицы становятся липкими и увеличивают отложения. Кроме
того, эти частицы имеют крайне малый размер, исключающий
эффект «самоочистки» [2, 29 ]. При осаждении мелкой летучей
твердой золы на трубах экрана, пароперегревателя и водяного
экономайзера (по мере нарастания слоя отложений вследствие
низкой теплопроводности его) температура наружной поверх-
ности повышается, отдельные компоненты золы оплавляются,
просачиваются через этот слой, пока не затвердеют при сопри-
косновении с относительно холодной поверхностью трубы [42 ].
Такой механизм образования отложений золы вполне вероятен,
если учесть, что температура наружного слоя отложений золы
на трубах экрана, пароперегревателя и, по-видпмому, на неко-
торых трубах водяного экономайзера при эксплуатации котла
может быть выше, чем температура плавления пятиокиси ванадия,
ванадатов металла и сульфатов *.
Осаждение летучей золы на увлажненных поверхностях на-
грева с температурой ниже точки росы обусловливает быстрое
загрязнение их и резкое увеличение аэродинамического сопро-
тивления котельного агрегата.
Для описания механизма образования отложений золы ла
поверхностях нагрева необходимо также учитывать изменения,
которые происходят в самих отложениях под влиянием градиен-
тов температур, обусловленных тепловыми потоками, и корро-
зии металла золой во время работы котельного агрегата и омы-
вания слоя отложений продуктами сгорания, содержащими SO2,
SO3 и окислитель (кислород).
Кроме того, кинетика отложений золы существенно зависит
от аэродинамических условий, т. е. скоростей и характера дви-
жения дымовых газов по газоходам.
Описанная картина образования отложений золы на поверх-
ностях нагрева определяет соответствующий состав и распреде-
* Значения температур наружного слоя отложений золы па экранных
трубах приведены в разделе 6. 3.
420

ление компонентов золы вдоль движения продуктов сгорания
(рис. 7. 6). Как следует из графиков рис. 7. 6, максимальное
содержание ванадия и никеля обнаружено в отложениях золы
на трубах пароперегревателя; содержание SO8 и окислов железа
увеличивается, начиная с входа в конвективный пучок вплоть
до воздухоподогревателя [6 ].
По данным Э. С. Карасиной, при сжигании высокосерппстого
мазута (Sp 2,8%, Ар 0,2%) в котлах ТП-170-1 в отложениях на
экранных трубах обнаружено: Na2O
38,7%; V2O5 — 11,8%; SiO2 —
2,3 %; MgO — 1,1 %; CaO — 0,7 %;
FeaOs — 0,4%; SO3 — 45,0%. Раство-
римость отложений в воде
соста-
вляла 82,4%. Реакция водной вытяж-
ки нейтральная. Ф. Кларк [401 на
основании послойного анализа отложе-
ний золы на экранных трубах судово-
го котла с принудительной циркуля-
цией (D=7,7 кг/сек, р=8,3 Мн/м2,
tne =537° С) при сжигании тяжелых
мазутов, в золе которых среднее со-
держание V2O6 составляло 37—66% и
Na2O около 8%, обнаружил, что со-
держание Na2O возрастает в наруж-
ных слоях отложений, а ванадия —
во внутренних слоях, примыкающих
к стенкам трубы.
Па рис. 7. 7 приведена микро-
структура отложений золы верхней
части топочного экрана, по Ф. Клар-
ку, при сжигании мазута, зола кото-
рого содержала 55 % V2O6. Слой отло-
жений имел толщину 6 мм. На фотографии видны наружный
(светлый) сульфатный слой и кристаллические (нитеобразные)
отложения ванадиевых соединений.
В табл. 7. 4 приведен состав отложений золы по ходу газов
котла Бенсона [8 J, а в табл. 7. 5 — результаты послойного
анализа отложений, снятых с поверхности трубы пароперегре-
вателя, поврежденной в результате ванадиевой коррозии.
Из рассмотрения данных, приведенных в табл. 7. 4, следует,
что характер распределения отложений по ходу газов примерно
соответствует рис. 7. 6. Максимальное содержание V2O5 обнару-
жено в отложениях золы па пароперегревателе, кислотность же
отложений возрастает по ходу газов *.
* Сравнительно низкое содержание SOg в отложениях золы ва первой
ступени пароперегревателя, по мнению Б. И. Клячко, объясняется распла-
влением вападиево-патриевых соединений, которое сопровождается выде-
лением свободного SOg.
Рис. 7. 6. Содержание ком-
понентов золы в отложе-
ниях на поверхностях на-
грева.
А — экраны; В — пароперегре-
ватель; С — конвективный пу-
чок котла (эа пароперегревате-
лем); D — водяной экономай-
зер; Е — воздухоподогреватель.
421

Состав отложений золы по ходу газов
7 afl.it, t|ti 7.4
Пиказатс.1 т	Место отбора upon				
	потолок ПОТОЧНОЙ памеры	пароперегреватель		испари- тельичя аопи	пластин- чатый волдухи- подогпе- В.1ТС 1Ь
		псряая ступень	вторая ступень		
Рисч< । пая ivsincpaTj ра					
cn-iiKH, С		400	5(.О	•560	До 400	180-225
Гемперагура тазов, С Сослав отложений.	1150	750	610	—	—
ЯО3	24,В	12.1	27.6	21,4	5i;.o
Ее»Ы	.	.	7,9	10,1	7,0	10,6	
	К..:,	17,0	15.0	16 Я	1,0
Na<.U		12,8	10..'	1,6	1.8	0-2
Ca<i		3.9		6,7	3,6	0
МеО 	2,9	2-!	5.7	1.6	о.:;
SP> . .	. . . .	8,8	12.8	9,9	0.7	0.2
1’Ы» 			—	0.2	4.:;		—
Послойный анализ золы ua пароперегревателе (см. табл. 7. 5)
показывает увеличение содержания пятнокпсп ванадия и железа
во внутренних слоях и уменьшение сульфатов. При этом у по-
верхности трубы отношение V2O. 'Na2SO4 равно 78'22, т. е. весьма
Рис. 7. 1. Микроструктура от.тоа.-ci.ri к золы па экранной трубе су iiuiort
котта. То нцппа отложений 6 т.и.
близко к отношению, соответствующему наиболее агрессивному
действию вас л тагов [20 j.
Анализы отложений золы па поверхностях пагрева показы-
вают, что основным отличием отложений, образующихся прм

Таблица 7.
Содержание химических элементов и соединений в отложениях
на пароперегревателе (в %)
Химические элементы и оедмнения. %	Слов					
	наружный (первый)	второй	третий	четвертый	пятый	шестой
vao6	3,6	6,4	13,0	21,0	18,0	22.3
Fe	3,0	3,4	.5,5	9,5	29,5	51.0
Na3SO4	68,0	68,0	411,4	35,5	17,6	6,0
CaO	4,9	4,9	3,5	7,1	5.2	8,0
SiOa	2,4	1,1	2,6	2,7	2,0	1,4
Ni	0,8	0,9	1„-	2,1	1,5	1,0
сжигании высокосерпистых топлив по сравнению с малосерни-
стыми, является повышенное содержание в них вана-
дия [6, 8, 10, 19, 21, 40, 43]. В отложениях золы на паропере-
гревателе, который подвержен особо сильному заносу прп сжи-
гании высокосернистых топлив, обычно обнаруживается также
большое содержание натрия [10, 13 ]. Из анализов отложений
золы следует, что с увеличением количества серы в мазуте повы-
шается кислотность золы, которая, как правило, увеличивается
по ходу газов [8, 40, 41, 44].
Опыт эксплуатации котлов при сжигании высокосернистых
топлив также подтверждает, что интенсивность заноса поверх-
ностей нагрева золой зависит от ее содержания в топливах. Так,
при сжигании мазута с зольностью 0,1—0,15% продолжитель-
ность непрерывной работы котлов Т11-230-2 Омской ТЭЦ между
очистками составляла 700—1000 ч. При повышении зольности
мазута до 0,5—0,6% кампания котла уменьшилась до одной
педели, причем к концу этого периода котлы могли работать
с производительностью лишь 27—39 кг!сек вместо 64 кг!сек,
а разрежение за воздухоподогревателем увеличилось от 0,8
до 2,9 кн!мг. Проведенные осмотры котлов показали, что трубы
пароперегревателя заносятся золой по всему периметру, при
этом толщина слоя отложений на лобовой стороне составляет
30—45 мм, а на боковых и кормовых частях 10—15 мм. Толщина
слоя отложений лобовых частей труб водяного экономайзера
10—30 мм. В верхней (горячей) ступени воздухоподогревателя
заносу золой подвержены входные концы труб, причем многие
трубы полностью забиты. В нижней (холодной) ступени воздухо-
подогревателя наблюдались влажные отложения на выходных
коццах трубок. При этом часть трубок, в особенности располо-
женных со стороны входа холодного воздуха, оказалась полностью
занесенной золой. Характер отложений показывает, что' опп
связаны с образованием сернокислотной росы, при которой
?апос протекает особенно быстро.
423

Обобщение опыта эксплуатации, проведенное ВТИ, показало,
что уменьшение зольности мазута с 0,3 до 0,1% увеличивает
продолжительность непрерывной работы котельных агрегатов
в 3—4 раза.
Мазуты, используемые за рубежом, имеют значительно мень-
шую зольность [45 ], чем в СССР. Средняя зольность котельного
топлива, используемого за рубежом, составляет 0,04—0,08%
и лишь изредка увеличивается до 0,1—0,12%. В настоящее время
в связи с широким внедрением электро- и термохимических
методов обессоливания и деэмульсации сернистых нефтей в СССР
появилась возможность уменьшить содержание золы в котельных
и печпых топливах до 0,1%.
7. 3. Механизм высоко- и низкотемпературной коррозии
Высокотемпературная (ванадиевая) коррозия приводит
к ускоренному окислению металла или межкристаллитным раз-
рушениям. Скорость коррозии зависит от состава золы, ее коли-
чества и содержания серы в мазуте, температур стопки металла
и газового потока, состава металла, концентрации кислорода
в продуктах сгораипя п продолжительности воздействия агрес-
сивных составляющих на металл.
Несмотря на многочисленные псследовапия, механизм высоко-
температурной коррозии недостаточно ясен.
Наиболее распространено представление, что ускоренное окис-
ление металла при температуре выше 600° С обусловлено рас-
творением защитной окисной пленки (a-Fe2O3 и др.) окислами
ванадия и его соединениями [13, 29, 46 ], а прп более низкой
температуре сульфатами и кислыми сульфатамп [13,38], прп
котором обнажается поверхность металла. Пятиокись ванадия
играет роль катализатора — переносчика кислорода, т. е. от-
дает оголенному металлу кислород и восстанавливается до V2O4,
a V2O4; являясь неустойчивым соединением со свободным кисло-
родом, образует V2O5. Р. А. Липштейн [21 ] считает, что перенос
кислорода к металлу осуществляется путем образования пере-
киси ванадия, которая при этом восстанавливается до V2O5.
Корродирующее действие серы в топливе проявляется в соеди-
нении ее с компонентами золы с последующим локальным восста-
новлением сульфатов на поверхности нагрева, что приводит
к межкристаллитным образованиям сульфида никеля и коррозии
легированных сталей с большим содержанием никеля [47 ]. Кроме
того, коррозия, по-видпмому, возрастает за счет воздействия
на оголенный металл свободного S03 [38 ]. Образование SO3,
по мнению [8 ], происходит в результате окисления SO2, которому
способствует ванадий как катализатор. Вместе с тем авторы [48, 49,
не обнаружили каталитического действия вападия на окисле-
ние SO, до SO3 в потоке продуктов сгорания. Некоторое коли-
чество SO3 может выделиться в результате разложения сульфатов
424

под влиянием высоких температур, а также при расплавлении
ванадиево-натриевых соединении.
Экспериментальные данные по влиянию состава золы (топлива)
на скорость коррозии приведены в работах 13, 20, 21, 29, 46, 48,
50—52]. В опытах ВТИ [52] образцы стали 1Х18Н9Т диаметром
6 лл и высотой 30 мм устанавливали вертикально в фарфоровом
тигле, который на 1/а своей высоты засыпали золой, состоящей
из двух компонентов: V2O5 и Na2SO4. Тигли нагревали в муфель-
ной печи с постоянным подсосом воздуха. Продолжительность
Рис. 7. 8. Зависимость коррозии стали 1Х18Н9Т от
соотношения компонентов VzOs н Na»SOP
опытов составляла 600 ч. Зависимость скорости коррозии от со-
става золы приведена на рис. 7. 8. Из графиков рис. 7. 8 следует,
что пятиокись ванадия в чистом виде прп температуре менее
750° С дает ничтожную коррозию стали 1Х18Н9Т; точно также
чистый Na2SO4 является коррозийно безопасным. Максимальная
скорость коррозии в исследованном диапазоне температур (625—
800° С) наблюдается при отношении V2Os/Na2O4=87/13 или
V/N=12, которое характерно для вападил-ванадата натрия
(Na2O V204 5V2O6).
По данным [53 ], максимальная коррозия наблюдается при
V2Ofi/Na2SO4=96/10 или V/Na=15,5. Влияние отношения со-
держания панадпя к натрию в топливе на величину коррозпи
при 700— 750° С изучалось и авторами работы [46]. При этом
было обнаружено, что это отношение мало сказывается на кор-
розии никелевых сплавов. Для сплава на железной основе наи-
более интенсивная коррозия наблюдалась при отношении вана-
дия к натрию, равном 13, почти соответствующем отношению компо-
нентов в соединении Na2O V2O4 5V2Or,. При отношении их,
равном единице, коррозия уменьшалась в 12—14 раз.
425

Влияние концентрации ванадия на коррозию сталей ЭИ-607,
ЭИ-417 и ЭИ-481 при температуре 800° С и продолжительности
опыта 10 ч исследовано в работе [20 ]. При увеличении содер-
жания ванадия в золе от 5 до 30% коррозия возрастает в 3—-
3,5 раза. Аналогичные данные получены [54 ] при изучении
коррозии сплавов ЭИ-437Б, ЭИ-602, ЭИ-435 и продолжитель-
ности опыта 5 ч.
Влияние серы на коррозию изучалось при 790° С [46]. Опыты
показали, что содержание серы в топливе не оказывает существен-
ного влияния на коррозию никелевых сплавов, а для сплава
на железной основе при увеличении количества серы от 0,03
до 2% коррозия возрастает в 3 раза. Дальнейшее увеличение
содержания серы уменьшает коррозию.
Для изучения ванадиевой коррозии на поверхностях нагрева
котельных установок бблыпий интерес представляют исследо-
вания [50, 51 ], проведенные на огневых моделях топочных ка-
мер. Опыты Л. К. Рендли и др. [50 ] показали, что при сжига-
нии мазута с содержанием ванадия в золе 287 мг!кг и натрия
41 мг!кг коррозия хромоникелевой (Сг 17,5%, Ni 12%) и слабо-
легированной стали (Сг 1—2,25%, Мо 0,5—1%) при температуре
стенки 550—650° С на 30—100% выше, чем при сжигании
мазута с малым содержанием ванадия и натрия (соответ-
ственно 48 и 35 мг/кг).
В опытах Н. Д. Филлипса и Ц. Л. Вейгонера [51 ] сжигались
газ и дизельное топливо. Эоловые компоненты вводились в ди-
зельное топливо. Содержание S, V и Na в топливе приведено
в табл. 7. 6.
Таблица 7. 6
Содержание эоловых компонентов в топливе в опытах (в %) [51]
Наименование топлива	8	V	Na	V/Na	VsO(/NasSOa
Основное топливо	2,5	0,014	0,006	70/30	57/43
Топливо J'S 2	3,0	0,016	0,006	73/27	61/39
л № 3	•	2,5	0,016	0,018	47/53	34/66
» Л» 4	2,5	0,050	0,007	87/13	79/21
»	№ 7.	0,0	0,001	0,006	14/86	9/91
»	№ 1.	3,5	Отсутствует	0,060	—	—
» № 1	2,3		0,060	—	—
Характеристика образцов стали, которые подвергались кор-
розии, дана в табл. 7. 7.
Скорость коррозии образцов стали 304, 316 и 321 при про-
должительности опытов 100 ч и температуре продуктов сгорания
до 850° С для различных соотношений ванадия и натрия в топливе
качественно соответствует результатам, полученным в опытах
ВТИ [29, 52 ]. Однако при более высокой температуре влияние
426

Таблица 7. 7
Состав стали в опытах [51]
Марка стали	Содержание элементов, %								
	С	Мп	S	Р	S1	Сг	N1	Мо	TI
304	0,040	0,81	0,014	0.034	0,31	18,60	9,15				
310	0,044	1,61	0,005	0,022	0,29	24,71	21,20	—	——
316	0,050	1,69	0,010	0,024	0,24	16,99	13,21	1,98	—
321	0,066	1,76	0,007	0,015	0,66	17,94	10,98	—	0,37
отношения V/Na на скорость коррозии оказалось иным. Так,
при сжигании топлива № 3 в интервале температур газов 1000—
1315° С скорость коррозии осталась неизменной, а для топлива №4
при повышении температуры с 1000 до 1260° С коррозия умень-
шилась. Незначительная коррозия наблюдалась при сжигании
топлив № 5, 6 и 7, что объясняется отсутствием ванадия в топли-
вах № 6 и 7, отсутствием серы и малым содержанием ванадия
в топливе № 5.
В табл. 7. 8 приведены результаты спектрографического ана-
лиза отложений и продуктов коррозии образцов стали при тем-
пературе стенки tCT =650° С, из которых следует, что при повы-
шении отношения Na/V в золе топлива увеличивается содержание
SO3 в отложениях.
Сопоставление VaO5/NaaSO4 в золе топлива и отложениях
показало, что в большинстве случаев эти отношения мало отли-
чаются друт от друга [29].
Влияние температуры и состава металла на величину высоко-
температурной коррозии было предметом многочисленных ис-
следований. В опытах ВТИ [52 ] интенсивность коррозии в зави-
симости от температуры определялась на образцах стали 1Х18Н9Т.
Эти опыты показали, что стали аустенитного класса подвержены
значительной коррозии даже при сравнительно низкой темпера-
туре. Так, потеря массы образцов при наибольшем агрессивности
золы (VaOe/Na2SO4=87/13) и температурах 625, 650, 670, 750
и 800° С составляла соответственно 3% при т=120 ч и 1,3; 12,1;
66,4 и 83,7% при т=60 ч.
Состав сталей, исследованных на коррозию во ВТИ, приведен
в табл. 7. 9.
Из опытов ВТИ следует, что при £ет = 650°С стали 1Х18Н9Т
и ЭИ612 имеют сравнительно одинаковую скорость коррозии.
При tCT =750° С наименьшую скорость коррозии имеет сталь
ЭИ612 с содержанием никеля 38,5%. При уменьшении содержа-
ния никеля коррозия возрастает.
Результаты экспериментального исследования коррозии хро-
моникелевых сплавов и высоколегированных аустенитовых
427

сталей при более высокой тем-
пературе (850° С) показали
[55 ], что хромоникелевые
сплавы более стойки против
ванадиевой коррозии, чем вы-
соколегированные стали ау-
стенитного класса. По дан-
ным [54, 55 J, скорость кор-
розии никелевых сплавов
примерно в 10 раз меньше,
чем у аустенитных ста-
лей.
Л. К. Рендли и др. [50 ]
отмечают, что для труб паро-
перегревателя, работающего
в области температур 480—
700° С, коррозия умень-
шается при повышении со-
держания в стали кремния.
Вместе с тем содержание
молибдена приводит к рез-
кому увеличению коррозии
[52,‘53, 55, 56].
Влияние температур
(стенки и газового потока)
и состава стали на интен-
сивность коррозии иссле-
довано также в работе [51 J.
§ Опыты показали, что в
| диапазоне температур 570—
сё 720° С скорость коррозии
сталей 304, 316 и 321 (см.
табл. 7. 7) примерно одна и
оё та же. Сталь 310 с повы-
| = шенпым содержанием никеля
обладает несколько большей
з« сопротивляемостью корро-
Sg зии. Равная скорость кор-
розни стали 316, содержа-
go щей Мо, и сталей 304 и 321,
не имеющих в своем составе
з fc Мо, по-видимому, объясняет-
S | ся сравнительно низкими тем-
gпературами (<ст < 720° С).
□ § Влияние Мо на скорость
коррозии проявляется при
* более высоких темпера-
турах (ZCT 800—850° С).
428

Состав стали в опытах [52]
Таблица !/
Марки стали	Содгржппие элементов, %										
	С	Si	Мп	Сг	N1	Ti	Nb	Mo		s	
1Х18Н9Т	0,10	0,51	0,90	17,8	9,3	0,5						0,022	0,016
ЭИ405	0,11	0,46	0,72	14,1	13,2	—	1,36	2,5	—-	0,017	0,020
ЭИ 602	0,11	0,40	0,70	13,5	38,5	1,0	—	—	3,13	0,018	0,019
Цпмопик	0,06	0,48	0,40	18,7	—	1,4			—	—	—
На рис. 7. 9 изображена зависимость интенсивности коррозии
сталей 304, 310, 316 и 321 от температуры стенки при различной
температуре продуктов сгорания и т=100 ч. Из графиков рис. 7. 9
540	535	650	705
Температура металла, °C
в
Рис. 7. 9. Интенсивность вана-
диевой коррозии в зависимости
от температуры стали.
о — температура продуктов сгорания
1180—13200 С; б—то же, 960—1100° С;
в — то же, 740—900° С; • — сталь
304, 310, 321 (табл. 7. 7); О — сталь
310 (табл. 7. 7).
Рис. 7. 10. Влияние температуры про-
дуктов сгорания и вида топлива на
интенсивность ванадиевой коррозии ста-
ли 304, 316 и 321 (т = 100 ч).
1 —температура стенки 705° С (жпдкое топ-
ливо); £ — то же, 650° С; з — то же, 595° С;
4 — температура стенки 850° С (жидкое топли-
во с присадками); .5—температура стенки
650° С (газ).
следует, что при повышении температуры с 575 до 700° С ско-
рость коррозии возрастает^ несколько раз. Кроме того, на ско-
рость коррозии оказывает большое влияние температура газов
(рис. 7. 10). Увеличение коррозии при неизменной tCT и повы-
шении температуры газов, по-видимому, обусловлено переме-
щением агрессивных составляющих золы в направлении к стенке
429

металла под влиянием градиента температур. Такой процесс
описан в работе [57 J и подтверждается послойным анализом от-
ложений (см. например, табл. 7. 5).
Влияние концентрации кислорода в продуктах сгорания на
скорость коррозии исследовано во ВТИ на образцах стали ЭИ4О5
при температуре 800° С [21]. Результаты опытов приведены
в табл. 7. 10.
Таблица 7.10
Влияние концентрации кислорода на интенсивность ванадиевом коррозии
стали ЭИ405 при температуре 800° С
Показателя	Продолжительность опыта, ч	
	20,5	4,8
Концентрация кислорода, %	90,1	20,8	4,0	95,4 20,8 3,36
Потеря массы образцом, %	84,7 84,3 35,4	21,6 19,6 10,70
При уменьшении концентрации кислорода интенсивность кор-
розии снижается. Однако при содержании кислорода 3,4—4,0%
скорость коррозии при iCT =800 ° С еще весьма значительна.
Вместе с тем в атмосфере, лишенной кислорода, по данным [21],
коррозия стали не наблюдается.
Как будет показано ниже, полное сжигание высокосернистых
мазутов с очень малым избытком воздуха — один из наиболее
перспективных методов защиты поверхностей нагрева котельных
агрегатов от коррозии и отложений золы. Напротив, при непол-
ном сжигании топлива и образовании СО в некоторых случаях
наблюдается интенсивная коррозия экранных труб в восстано-
вительной атмосфере. Так, на станции Мидлендс (Англия) в ре-
зультате такой коррозии потребовалась полная смена всех экран-
ных труб через 12 000 ч с момента пуска котла в эксплуата-
цию [38].
С течением времени скорость коррозии несколько умень-
шается [51 ]. По мнению Б. И. Клячко [29 ], образующийся па
поверхности металла слой продуктов коррозии обладает в ка-
кой-то мере защитными свойствами.
Рассмотрим основные закономерности низкотемпературной
(сернокислотной) коррозии.
Как известно, при сжигании сернистых и высокосернистых
мазутов температура точки росы значительно выше температуры
конденсации чистых водяных паров.
Повышение температуры точки росы дымовых газов обуслов-
лено содержанием SO3, образующего с водяными парами серную
кислоту. При этом даже незначительное содержание HaSO4 в па-
ровой фазе резко повышает температуру точки росы по сравне-
нию с температурой точки росы водяных паров [58].
430

Рис. 7. 11. Зависимость содержания ЗОз
сухих продуктах сгорания от количества
серы в мазуте.
О— пробы газа из топочной камеры при
1000° С; ф — то же, на охлаждающей ка-
меры при 325° С.
a=1,25.
в продуктах
для высоко-
мазутов про-
содержанию
серы.
При сжигании мазута сера сгорает в SO2, однако в продуктах
горения обнаруживается также небольшое (по отношению к со-
держанию серы в топливе) количество S03.
На рис. 7. 11 показано изменение содержания трехокиси серы
в сухих продуктах сгорания в зависимости от количества серы
в топливе по данным [50 ],
полученным при сжигании
дизельных топлив и мазу-
тов, содержащих от 0,12
до 5% серы, в опытной
топочной камере при из-
бытке воздуха
По мере увеличения коли-
чества серы в топливе
темп роста SO3 вначале
уменьшается, а при S >
>>1 % остается неизменным,
т. е. объемное содержа-
ние S03
сгорания
сернистых
порционально
Конверсия SO2 в SO3, по данным [50 ], зависит от содержания
серы в мазуте (рис. 7. 12). При содержании серы в топливе 5%
в SO3 превращается 1 %
SO2, а при 1,5 % — около
2% SO2. Авторы работы
[50 J отмечают, что этот
результат
опытными данными,
лученными в
установках. Так, при сжи-
гании мазута с содержа-
нием серы 2,8% в судовом
котле производительно-
стью 10,5 кг!сек конверсия
SO2 в SOs составляла 1—
1,5%.
Как будет показано
ниже, превращение SO2 в
S03 и температура точки
росы зависят от топочного
режима (коэффициентов
избытка воздуха, темпера-
турного уровня процесса горения, содержания твердых частиц в фа-
келе и др.), метода сжигания и конструкции топки. По литератур-
ным данным, для небольших топок [59 ] конверсия SOa в SO3 соста-
вляет от 3,2 до 7,4%, а для крупных от 0,5 до 4,0% [1,14,32].
7. 12. Конверсии SO: в SO3 в завпси-
Рис.
мосты от содержания серы в мазуте (коэф-
фициент избытка воздуха a = 1,35).
О — пробы газа из топочной камеры при
1000° С;
ф — то же, из охлаждающей камеры при
325° С.
согласуется с
по-
котельных
431

По вопросу о механизме образования SO3 имеются различные
мнения. Некоторые авторы [14, 22, 58, 60, 61 ] полагают, что
образование SO3 обусловлено главным образом разложением
сульфатов, содержащихся в топливе. Однако это не может быть
увязано с наблюдаемыми высокими значениями температуры
точки росы при сжигании газового топлива, в котором сульфат-
ная сера отсутствует [62, 63 ]. Кроме того, если даже предполо-
жить, что все количество Fe, Al, Са, Mg золы образует сульфаты,
то при их разложении содержание SO3 в газах, как правило,
будет меньше, чем это наблюдается при сжигании высокосер-
нистого мазута. В действительности значительная часть металлов,
входящих в состав золы, находится в мазуте в растворенном виде.
Весьма распространено мнение о чисто каталитическом про-
цессе окисления SO2 в SO3 в присутствии Fe2O3, в частности,
в виде окисной пленки на металлических поверхностях нагрева
пароперегревателя котла [13, 32, 40, 42, 58, 63—67]. По мнению
других авторов [68], катализатором для образования SO3 яв-
ляется сульфат окисного железа на поверхности пароперегре-
вателя.
Для подтверждения каталитического воздействия Fe2O3 при-
водится наблюдаемый в практике факт малой коррозии хвосто-
вых поверхностей нагрева котла в первый период его работы
после монтажа или замены труб пароперегревателя, когда трубы
покрыты пленкой магнетита [42 ].
Необходимо, однако, отметить, что в реальных условиях на
поверхности пароперегревателей имеется зола, которая снижает
активность катализатора и адсорбирует SO3 [14,64]; видимо,
этим можно объяснить пренебрежимо малое каталитическое
действие поверхности пароперегревателя па образование SO3,
обнаруженное в опытах [48, 69—71 ].
Некоторые авторы считают, что катализаторами процесса
превращения SO, в SO3, кроме сульфатов н окиси железа, могут
быть отложения золы, содержащие ванадий и железо [6, 32 ],
или продукты сгорания, содержащие ванадий [6,8].
Вместе с тем в работах [48, 49, 72, 73 ] показано, что изме-
нение содержания ванадия в мазуте не влияет на точку росы.
Не обнаружено также влияние ванадия на окисление SO2 до
SO3 в потоке дымовых газов [49, 50].
Другие последователи [7, 42, 48, 59, 74, 75] считают, что SO3
образуется в результате окисления SO2 в зоне горения атомар-
ным кислородом, который появляется вследствие диссоциации СО2
при высоких температурах факела. Для подтверждения этой
гипотезы приводятся данные по увеличению содержания SO3
(рис. 7. 13 и 7. 14) и температуры точки росы при повышении
температур в топке, т. е. возрастании концентрации атомарного
кислорода [59, 72 ]. Эта же гипотеза может объяснить и ряд дру-
гих фактов: увеличение содержания в дымовых газах SO3 при
повышении избытка воздуха в топке [59, 62, 76 ], пониженное
•532

значение S03 при сжигании тяжелых топлив, имеющих тенден-
цию к неполному горению [59, 77 ], уменьшение прироста кон-
центрации S03 по мере увеличения содержания серы в то-
пливе [48, 58, 59 ].
кислорода в процессе превра-
Рис. 7. 14. Зависимость содержа-
ния SOs в дымовых газах от коли-
чества серы в жидком топливе и
температуры пламени (при СОг =
= 12%) по данным [59].
О —температура пламени 1660° С;
ф — то же, 1500° С.
Рис. 7. 13. Зависимость содержания S03 в про-
дуктах сгорания от температуры пламени (прн
СОа = 12%) по данным [59]. ф —топливо с со-
держанием серы 2%; X — то же, 3%.
Однако имеются данные, которые позволяют усомниться
в первостепенной роли атомарного
щения SO2 в SO3. Так, при сжи-
гании бурого угля и весьма низ-
ких температурах в топке содер-
жание SO3 не оказывается пони-
женным [33].
Исследования, проведенные в
последние годы, в особенности
опыты Ф. Глаубитца [78, 79],
К. Клеве (801, Ф. Енсипка [81],
сотрудников ВТИ [33], а также
других авторов [1, 5, 34, 37, 71,
82—87], дают основание считать,
что SOs образуется почти пол-
ностью в самом процессе горения
мазута и потому по содержанию
S03 в продуктах сгорания п тем-
пературе точки росы можно су-
дить об эффективности сжигания
мазута.
Окисление SO2 до SO3 можно
представить в виде
Выход SO3 по реакции (7. 1)
увеличивается при повышении
коэффициента избытка воздуха
Так, прп 1=600° С и а=1 образуется 15% S03, а при 1=600° С
и а = 100 выход SO3 составляет 60%. Прп а=1 и 400° С обра-
28 3. И. Геллер.
2 4- о2 2SO3.	(7.1
и

зуется 60% SO3 [6]. Имеются данные, что при 1370° С SO8 пол-
ностью разлагается [71].
Имеете с тем равновесие реакции (7.1) нельзя рассматривать
в отрыве от процессов, протекающих в горящем факеле. Гази-
фикация паров жидкого топлива, различные стадии пирогене-
тического разложения и горения их, горение коксового остатка
в зависимости от эффективности смесеобразования и темпера-
турного уровня сопровождается образованием СО, Н2, СаН2, СН4
п более тяжелых молекул с сажевыделением. В этих условиях
одновременно с образованием SOs протекают и восстановитель-
ные реакции, например,
SO8 + СО-> SO2 + СОг.	(7.2)
Таким образом, выход SO3 определяетсн организацией про-
цесса сжигания мазута и, в первую очередь, количеством воз-
духа и условиями смешения его с топливом.
При сжигании малосернистого мазута все количество воздуха,
потребное для полного сжигания, следует подавать к корню
факела. Это обусловливает понижение температур в ядре факела,
и окислительный крекинг сопровождается образованием простых
молекул (например, С2Н2), легко сгораемых за короткое время.
Значительный избыток воздуха (а»!=«1,10—1,15) и сравнительно
большая длина факела обеспечивают полное сжигание топлива
с малым сажеобразованием.
При сжигании сернистых и высокосериистых мазутов большой
избыток воздуха приводит к образованию SO3 в зонах факела,
где дожигание продуктов химической неполноты горения в основ-
ном завершено и окисление SOa до SO3 не тормозится восстано-
вительными реакциями вида (7.2).
Для предотвращения окисления SO2 до SO3 сжигание сер-
нистых мазутов следует осуществлять с минимальным, близким
к стехиометрическому, количеством воздуха. Так, при пониже-
нии содержания свободного кислорода в дымовых газах с 3,5
до 0,7—1,1% количество SO8, по данным [1], уменьшилось
с 0,004 до 0,0005—0,0008%.
Понижение коэффициента избытка воздуха обусловливает
повышение температур в ядре факела, интенсифицирует про-
цессы крегинга и полимеризации и, в конечном счете, приводит
к образованию тяжелых углеводородов с обильным сажевыде-
ленпем.
Мельчайшие сажистые частицы и несгоревшие осколки коксо-
вых остатков капель, образованные при их разрыве (см. раз-
дел 5.10), как показывают работы [34, 57, 59, 71, 77 ], адсор-
бируют SOB и создают обстановку, препятствующую окислению
SO, в периферийных зонах факела и газоходах котельного агре-
гата при повышении концентрации кислорода за счет присосов
воздуха.
«4

Изложенное подтверждается опытами Ф. Глаубитца [79].
В экспериментальной топке сжигался мазут с содержанием
серы 1,02—1,19%. Вязкость мазута поддерживалась на уровне
около 2° ВУ. Топливо распиливалось паром под давлением
0,45—0,62 MhImP. Температура подогрева воздуха составляла
120—135° G. Сжигание мазута осуществлялось при почти сте-
хиометрическом соотношении количеств топлива и воздуха,
при этом температура точки росы была равна 45—50°C. Топка
работала под разрежением. Дополнительный воздух поступал
в результате присосов и, кроме того, подавался в различные точки
топки (вне факела). Опыты подтвердили, что температура точки
росы при таком подводе воздуха не изменяется.
Для эффективного сжигания сернистых мазутов с очень ма-
лыми а необходимо обеспечить быстрое и совершенное смешение
воздуха с мелко распыленным мазутом. При этом можно избе-
жать значительной потери от химической и моханической не-
полноты сгорания.
Быстрое и совершенное смесеобразование достигается путем
разделения всего потока воздуха на первичный и вторичный,
увеличения скорости выхода и энергичной крутки воздуха в горе-
лочных устройствах. Разделение воздуха на первичный и вторич-
ный сокращает суммарную продолжительность времени смеше-
ния х и длину факела, препятствует образованию S08 и облег-
чает осуществление автоматического регулирования, так как
в этом случае при изменении нагрузки расход первичного воз-
духа можно не изменять, а заданное значение а поддерживать
за счет регулирования расхода вторичного воздуха.
Для надежного регулирования, в особенности при быстрых
колебаниях нагрузки, изменение подачи воздуха и топлива
должно осуществляться одновременно от одного и того же им-
пульса, поступающего, например, от магнитного кислородомера,
хроматографа и др. В работе [79] указывается, что применение
такой схемы регулирования позволяет при колебаниях нагрузки
со скоростью 265 кг/сек поддерживать содержание кислорода
в пределах 0,15—0,25% при полном отсутствии СО.
Интенсивность сажеобразоваиия в факеле, как показали
опыты Международного комитета по исследованию пламени
в Эймедене (см. раздел 7. 5), тем выше, чем ниже степень сме-
шения, т. е. чем меньше коэффициент избытка воздуха на оси
пламени и больше время смешения т. При неизменном а на оси
пламени интенсивность сажеобразоваиия увеличивается с ростом т
и практически прекращается, когда количество воздуха прибли-
жается к теоретически необходимому [88]. Чем меньше а, тем
больше влияние т. Так, например, если на оси факела а =0,8,
то уменьшение х в два раза обусловливает снижение концентра-
ции сажи в 1,4 раза, а при а =0,7 в 1,7 раза.
На рис. 7. 15 изображена зависимость содержания сажи в ды-
мовых газах от концентрации кислорода, полученная авторами
28*
435

работы [89 ]. Из графика следует, что понижение концентрации 02
приводит к возрастанию сажеобразования. Однако даже при
0г=0,4?6 (а =1,02) содержание сажи не превышает 75 лг/л3,
что соответствует потере с механической неполнотой сгораппя
%.
Зависимость содержания сажи в дымовых газах от вязкости
(температуры подогрева мазута), по данным [89], приведена
на рис. 7. 16. При повышении вязкости с 1,8 до 4° ВУ концен-
трация сажи увеличивается почти вдвое и сильно возрастает
размер частиц сажи.
Рис. 7. 15. Зависимость содержания
сажи в дымовых газах от концентра-
ции свободного кислорода.
Рис. 7. 16. Зависимость содержания
сажи в дымовых газах от вязкости
мазута при распиливании.
Влияние метода распыливания на сажеобразование исследо-
вано в работе [90]. На рис. 7. 17 показана зависимость кон-
центрации сажи в продуктах сгорания от избытка воздуха и
способа распыливания. Из сопоставления рис. 7. 16 и 7. 17 сле-
дует, что в опытах [90] обнаружено значительно большее саже-
образовапие. Авторы работы [90] указывают, что их данные
хорошо, согласуются с результатами опытов по определению у4,
проведенных в промышленных условиях [76].
Анализ результатов опытов [89, 90 ] дает основание считать,
что прп отборе пробы газа образовались ассоциации сажистых
частиц и, возможно, улавливались также частицы кокса несго-
ревших капель топлива. Это подтверждается размерами частиц,
которые приведены в работе [89]. При повышении вязкости
с 8 до 32 мм2/сек главный диаметр частпц увеличивался от 35
до 65 .чл.п. 13 действительности размер частпц сажи не превышает
0,1 мкм [88].
Опыт эксплуатации котлов тепловых электростанций показы-
вает, что прп сжигании сернистых и высокосерпистых мазутов
с минимальным коэффициентом избытка воздуха и при правильно
организованном процессе горения можно резко уменьшить содер-
жанке SO3 в продуктах сгорания и довести температуру точки
росы почти до точки росы водяных паров. Прп этом суммарные
436

Содержант: твердых частиц в газах в % от веса топлива
потери от химического и механического недожога не превышают
0,5 %.
Температура точки росы (1Г) продуктов сгорания зависит от
содержания SO3 в дымовых газах, парциального давления обра-
Рпс. 7. 17. Зависимость содержания са-
жи в дымовых газах от избытка воз-
духа и способа распыливания.
: — ротационная форсунка; 2 — пневмати-
ческая форсунка среднего давления; 3 —
пневматическая нивковапорная форсунка;
<1 — механическая форсунка; 5 — парован
форсунка.
Рпс. 7. 18. Диаграмма фазового
равновесия системы H2SO4 —
Н2О при РзОа+Рн4о=8’65 «»/*».
t — температура точки росы водяных
паров pso,=0; ^HsO = 8,65 К14мгу,
г — температура точки росы при Рдоа“
~ 0,3 кн/.ч2 (РЩО ' 8'88
зующейся серной кислоты в паровой фазе определяется темпера-
турой среды и парциальным давлением водяных паров, а концен-
трация' серной кислоты в пленке росы обусловливается тем-
пературой стенки и давлением паров Н2О и SO8 *.
На рис. 7. 18 приведена диаграмма фазового равновесия
системы H2SO4—Н2О для суммарного давления паров рдОз +
+ ДН20 = 8,65 кн/мъ. Нижняя пограничная кривая 1 харак-
теризует зависимость температуры кипения жидкой серной
* Прп парциальном давлении pSOj = 0,6—6 н/.ц2 концентрация серной
кислоты в пленке росы не зависит от pSOa [91J.
437

кислоты от ее концентрации, верхняя пограничная кривая 2 пред-
Рис. 7. 19. Зависимость температуры точки росы от
парциальных давлений pHaSO4 п />Нг0.
влажный пар H»S04. Иа рис. 7. 18 видно, что незначительное
содержание H£S04 в паровой фазе резко повышает точку росы
ио сравнению с точкой росы чистых водяных паров.
*Р’4
SO
• -Z ^-8
а-3 0-9
 - Ч и -10
Д-5 «-//
/
Д-5 *-12
Рис. 7. 20. Зависимость температуры точки росы от
содержания серы в мазуте (аг = 1,25).
1, а, а, 4, з, в, г — мазуты с присадками сероуглерода п легких
фракций; 3, 9 —мазуты- /о —данные [72]; Л —данные [70];
72 — данные [73].
Диаграмма рис. 7. 18 це может быть использована для опре-
деления точки росы дымовых газов, так как концентрации H2SO4,
с которыми приходится встречаться на практике, совпадают
с осью- ординат.
438

Рис. 7. 21. Зависимость температуры
точки росы от содержания серы в
мазуте и SO«.
а — процент общей серы, перешедшей
в ЗОз-
нии башкирских м:
<4 %), tp=148—152
там ВТИ [62 ],
На рис. 7. 19 изображена зависимость точки росы от пар-
циальных давлений H2SO4 и Н20 для весьма малых концентра-
ций H2S04 (SO3), по данным [92 ].
Зависимость температуры точки росы от содержания серы
в мазуте приведена на рис. 7. 20 и 7. 21. Как следует из рассмотре-
ния графиков, существенное снижение температуры точки росы
дымовых газов наблюдается лишь при содержании в мазуте серы
менее 0,5%. По данным [48 J, при содержании серы в топливе 1%
точка росы дымовых газов повышается до 130° С. При содержа-
нии серы 1—5% каждый про-
цент серы повышает tp при-
близительно на 4° С. Из гра-
фиков рис. 7. 21 видно, что
температура точки росы, при од-
пом и том же содержании серы,
по данным [92], выше, чем по
А. Рендли И К. Вилсдону [48].
В работе [34] указывается, что
при содержании серы в мазуте
5,5% температура точки росы
повышается до 160° С. По дан-
ным ОРГРЭС [2], при сжига-
1зутов (S <
°C. По опы-
точка росы
мазутов ниже, чем по рис. 7. 21, примерно на 10° С.
Существенные расхождения значении точек росы, по данным
различных авторов, объясняются различием методик измерения
содержания S03 и температуры точки росы.
Для определения содержания SO3 в продуктах сгорания
обычно используется методика, разработанная Д. Флинтом [32, 58],
в которой в качестве ингибитора применяется изопропиловый
спирт. По полученному значению SOs можно рассчитать темпе-
ратуру точки росы дымовых газов [58, 65]. Модернизация этого
метода позволила авторам [71 ] сократить продолжительность
анализа до 30 мин. В работе [89 ] описан прибор для автома-
тического определения SO3, который позволяет определить S03
с точностью ± 5 % за 8 мин. Ю. Г. Дашкиев для определения
SO2 и S03 применял метод Ф. Н. Кельман, который отли-
чается от метода [32, 58 ] простотой и меньшим временем,
потребным для анализа. Необходимо, однако, отметить, что
точное определение содержания SO3 представляет более сложную
задачу, чем непосредственное определение точки росы.
Для измерения точки росы дымовых газов обычно применяются
приборы, работа которых основана на методе X. Ф. Джонстона [93].
Измерительный элемент прибора чаще всего представляет собой
колпачок из жаропрочного стекла. На лобовой части колпачка
впаяны термопара для измерения температуры поверхности и
43»

электроды, к которым подводится ток. Колпачок изнутри охла-
ждается, при появлении росы на его стенках образуется жидкая
пленка и возникает проводимость между электродами; при высы-
хании пленки проводимость исчезает. Приборы для измерения
точки росы и методика измерений широко освещены в литера-
туре [14, 32, 33, 58, 62, 70, 94-98].
Результаты сопоставления различных методов измерения
точки росы, приведенные в работе [95], показывают, что прп
одних и тех же условиях расхождение в величине tp достигает
Рис. 7. 22. Зависимость тем-
пературы точки росы дымовых
газов от избытка воздуха за
пароперегревателем по дан-
ным [33].
Рис. 7. 23. Зависимость температуры точ-
ки росы от избытка воздуха (содержание
СО;) за второй ступенью водяного эко-
номайзера, по данным [87].
О — D = 50 кг/егк; х — D = 36 кг!сек.
20° С. По данным ВТИ [97,98], для получения удовлетвори-
тельных результатов при измерениях точки росы скорость газов
должна быть не менее 8—10 м!сек, а температура на 15—20° С
более tp. Кроме того, измерительный элемент прибора пе дол-
жен находиться в зоне аэродинамической тени. Эти требования
связаны с весьма малой концентрацией SOg в дымовых газах
и неравномерностью распредслеппя его по газоходам.
Влияние режимных факторов на температуру точки росы
дымовых газов прп сжигании сернистых мазутов исследовано
рядом авторов. На рпс. 7. 22 приведены данные ВТИ [33 1, по-
лученные при сжигании башкирских мазутов (Sp =2,0—2,2 %,
ВО™ах =16,2%, (/0=140 квт/м3). Уменьшение коэффициента из-
бытка воздуха за пароперегревателем с 1,47 до 1,07 сопрово-
ждается понижением точки росы с 145 до 126° С. На рис. 7. 23
изображена аналогичная зависимость для котельного агрегата
ТП-230 при сжигании мазута с содержанием серы 2,5%, заимство-
ванная из работы [87]. Из графиков следует, что темп сниже-
ния tp при уменьшении а с увеличением нагрузки возрастает.
Такое же влияние нагрузки обнаружено п другими авто-
рами [50, 86 ].
В опытах К. Клеве [99 ] при сжигании высокосернистого
мазута с содержанием серы 3% в котле с параметрами:
440

/9=48,7 кг!сек, р = 13 Мн/м2, Гпс = 490° С, = 275 квт/м3 и
фронтальном расположении 8 горелок обнаружено понижение
точки росы со 170 до 110° С при увеличении СО, с И до 15%
(рис. 7. 24).	’
При сжигании мазута с содержанием серы 2,8% на котле
малой мощности (Z)=2,8 кг/сек, qv =300 квт/м3), на котором
установлена лишь одна ротацион-
ная форсунка, температура точки
росы понизилась с 127 до 105° С.
Автор [801 приводит также дан-
ные, что за счет регулирования
подачи воздуха на котле произ-
водительностью 7 кг/сек (р =
Рис. 7. 24. Зависимость температуры
точки росы дымовых газов при сжига-
нии тяжелого топлива от избытка воз-
духа.
Л — котельный агрегат производительностью
48,7 кг/сек; Б — то же, 2,8 кг/сек', В — то
же, 17,8 га/сек, данные [78]; I —дым из
трубы.
Рис. 7. 25. Зависимость темпе-
ратуры точки росы от концентра
ции свободного кислорода.
1 — мазут с содержанием серы 3,2 %
г—тоже, 2,42%; 3—тоже, 1,33%
/ — Babcock; 3 — TUV; в — GEE.
= 4,1 Мн/м2, <Пс= 425°С) удалось понизить точку росы до
70° С. Котел оборудован двумя механическими форсунками, ус-
тановленными на фронтовой стене.
Обстоятельно исследовал влияние коэффициента избытка воз-
духа на температуру точки росы Ф. Глаубитц [78]. Опыты про-
ведены па котле производительностью 14/18 кг/сек с давлением
4,1 Мн/м2 и температурой перегрева 475° С Котел оборудован
8 угловыми горелками. Содержание серы в мазуте составляло
1,33—3,20%. Точка росы измерялась независимо тремя органи-
зациями (Babcock, TUV Essen, GEE). Результаты опытов
(рис. 7. 25) показали, что при содержании кислорода 0,2 % точка
441

росы itc зависит от содержания серы в топливе [79] и составляет
52° С, приближаясь к точке росы чистых водяных паров.
Ф. Епспнк [81 ] исследовал зависимость tp от коэффициента
избытка воздуха па котле с параметрами: 77=8,9/11,1 кг/сек,
р=6,6 Мн!мг, tnc=500°C. В тонке с угловых! расположением
форсунок сжигался тяжелый мазут с содержанием серы 3—4%.
Часть воздуха в виде вторичного поступала через шлицы в степе
топки. При СО2=12 4-13% (О2 3—4%) температура точки росы
Рис. 7. 27. Зависимость температу-
ры точки росы дымовых газов и
потерь с химической неполнотой
сгорания от избытка воздуха за
пароперегревателем.
1 — температура точки росы при D =
= 35 кг/сек; 2 —то ;ке, при В = 47 кг, сек.
Рпс. 7. 26. Зависимость содержания
СОз, О* и температуры точки росы
от нагрузки котла.
1 — содержание СОа; 2 — температура
точки росы; 3 — содержание Oj.
составляла 140—150е С. При понижении О2 до 0,8—1,0 % /р=70—
80° С.'
Существенный интерес представляют опыты [81] на котле
производительностью 7,8/8,9 кг/сек (р=6,6 Мн!мР, 7пе =500с С),
во время которых нагрузка изменялась в широком диапазоне —
от 4,2 до 7,8 кг!сек. В этих опытах мазут распиливался прп помощи
трех механических форсунок, расположенных на фронтовой
стене топки. Вязкость поддерживалась на уровне 2,5° ВУ. Ско-
рость воздуха на выходе из прямой цилиндрической амбразуры
составляла 80—85 м!сек. Для подачи первичного воздуха в им-
пеллере вырезаны щели. Импеллер играет роль стабилизатора,
обеспечивает быстрое воспламенение и перемешивание первич-
ного воздуха с распыленным топливом. Опыты показали
(рис. 7. 26), что во всем диапазоне нагрузок содержание О2 под-
держивалось на уровне 1% и температура точки росы при дли-
тельной эксплуатации котла не превышала 65° С.
442

Аналогичный эффект получен в работе [82] при сжигании
мазута с содержанием серы 2,5—3,0% в циклонной топке (D =
=8,9 кг! сек, р=(5 MhImP, fne=500D С, <?ю = 5,8 Мвт/ма) с малыми
избытками воздуха (О2 < 1%). Температура точки росы не пре-
вышала 70° С. В другой работе [5] приведены данные, что прп
совместном сжигании мазута и угольной пыли в циклонной топке
точка росы дымовых газов практически не отличалась от точки
росы водяных паров, а при сжигании мазута за счет улучшения
режима горения tp была снижена с 155 до 115° С.
А. К. Внуков п Л. М. Кофман [8G ] исследовали влияние а на
/р при сжпгании мазута с содержанием серы 2,0—2,7% в топке
котла ПК-10-2 (Z)=61 кг/сек, р=9,8 Мн!м2, tm=b40°C). Рас-
пиливание топлива производилось механическими форсунками.
Перепад давлений на форсунке составлял 2,1 Мн1м\ а вязкость
поддерживалась на уровне 2—3° ВУ. При нагрузках котла 38,
50 и 61 кг/сек и коэффициентах избытка воздуха 1,09, 1,054 и
1,058 были получены минимальные значения tp соответственно
72, 70 и 85° С, против 150—160° С при а =1,2 (рис. 7.27). При
этом потери от химической неполноты сгорания составляли
0,15, 1,30 и 1,65%. Продолжительность этих опытов составляла
всего лишь 30—35 мин, что существенно снижает ценность полу-
ченных результатов.
Приведенные данные по влиянию режимных факторов на
точку росы дымовых газов при сжигании сернистых мазутов
показывают, что эксплуатация котлов с малыми коэффициентами
избытка воздуха и соответствующая организация процесса горе-
ния могут явиться основным методом для защиты котельных
агрегатов от отложений золы и коррозионных повреждений
в области низких температур (ниже точки росы).
Высокая температура точки росы продуктов сгорания при
сжигании сернистых мазутов и наличие в котельном агрегате
поверхностей нагрева с температурой стенки ниже tp обуслов-
ливают конденсацию паров H2SO4 и сернокислотную коррозию
металла. Последняя может протекать как при непосредственном
воздействии H2SO4 па металл, так и под воздействием отложений
золы, содержащих кислые соли.
Образование серной кпслоты в продуктах сгорания, как было
указано, зависит от температуры среды и парциального давления
водяных паров. С понижением температуры выход серной кислоты
быстро увеличивается (рис. 7. 28) и при температуре около 150° G
реакция полностью завершается.
Концентрация серной кислоты в пленке росы с понижением
температуры стенки понижается (рис. 7. 29). С другой стороны,
скорость коррозии металла определяется концентрацией серной
кпслоты (рис. 7. 30). При концентрациях серной кислоты 60—90%
скорость коррозии углеродистой стали сравнительно мала и не
зависит от концентрации H2SO4. Максимальное значение скорости
коррозии наблюдается при концентрации серной кислоты 52%,
443

а затем с понижением концентрации коррозия уменьшается [101].
В результате совокупного действия этих факторов скорость
коррозии металла под воздействием серной кислоты обусловли-
вается количеством выпавшей росы, концентрацией H.,SO4 в пленке
росы и температурой стенки.
При температуре стенки, мало отличающейся от точки росы,
количество конденсирующейся кислоты незначительно и скорость
коррозии ограничена. По мере f
снижения температуры поверх- ’
пости конденсация H2SO4 усили-
вается и скорость коррозии
резко возрастает(рис. 7. 31), а
затем начинает уменьшаться,
Рис. 7. 29. Зависимость концентра-
ции HiSOi в пленке росы от темпе-
ратуры стенки для дымовых газов
различных топлив по данным
Н. В. Кузнецова [100].
1 — торф; 2 — подмосковный уголь; 3 —
мазут и сушопка подмосковного угля; 4—
кпаеловский уголь и промпродукт; s — то-
щий уголь.
Рис. 7. 28. Зависимость образования
серной кислоты от температуры и
парциального давления водяных па-
ров в дымовых газах.
несмотря па увеличение количества выпадающей росы. Понижение
скорости коррозии обусловлено понижением температуры, сопро-
вождающейся, по закону Аррениуса, экспоненциальным умень-
шением скорости химической реакции. Экстремальное значение
скорости коррозии соответствует точке равновесия, в которой
количество осажденной кислоты равно количеству росы, всту-
пающей в реакцию с металлом по закону Аррениуса. При даль-
нейшем снижении температуры стенки и увеличении количества
выпадающей росы концентрация кислоты в пленке понижается
до G5—56% п скорость коррозии быстро возрастает. В этой об-
ласти температур значение скорости коррозии может быть выше,
чем в точке максимума.
На рис. 7. 32 изображена зависимость Д/ (разпость между
температурой точки росы и температурой, соответствующей макси-
муму коррозии) от tp по данным [57 ].

Изложенный механизм коррозии осложняется наличием от-
ложений золы на поверхностях нагрева и летучей золы в продук-
тах сгорания, аэродинамическими условиями обтекания поверх-
ностей нагрева и работой дробеструйных устройств.
Отложения золы на поверхностях нагрева с температурой
выше точки росы вследствие своей гигроскопичности адсорби-
руют свободную серную кислоту. Такому виду коррозии под-
вергаются поверхности нагрева водяных экономайзеров и верх-
них ступеней воздухоподогре-
вателей. Однако скорость кор-
розии при этом невелика.
Рис. 7. 31. Коррозия полусфериче-
ского зонда (d = 25,4 мм) при тем-
пературах ниже точки росы по дан-
ным [48 J.
Рис. 7. 30. Зависимость скорости
коррозии углеродистой стали (С
0,19%) от концентрации серной
кислоты.
Значительно большую роль играют отложения золы на по-
верхностях нагрева, имеющих температуру пиже точки росы.
Гигроскопичность этих отложений и способность к адсорбции
•обусловливают поглощение некоторого количества SO3. Прп
изменении температур возможно освобождение части SO3. Это
приводит к колебаниям содержания S03 и температуры точки
росы дымовых газов и является одной из причин нестационар-
ности коррозионных процессов. Весьма существенное влияние
па скорость коррозии имеет растворимость продуктов коррозии
в серной кислоте (рис. 7. 33). Чем выше растворимость сульфатов
железа, тем больше коррозия [89, 102 ].
При остановке котла кислые отложения золы адсорбируют
воду, гидролизуются и выделяют кислоту непосредственно на
поверхности металла. Это приводит к резкому увеличению ско-
рости стояночной коррозии.
Пыль (зола), содержащаяся в топочных газах, снижает кор-
розию вследствие адсорбции SO3 или частичной нейтрализации
серной кислоты на поверхности частиц и отложениях [33, 38, 103 J.
Этим, видимо, объясняется пониженное значение 1Р и сравнительно
415

малая коррозия при сжнгашш углей, содержащих серу, п при
совместном сжигании мазута и угольной пыли [5, 38]. Так
при сжигании ланкаширского угля (Sp 3,8%, А 23,8%),
по данным [104], дымовые газы имели tp =49° С, а после очистки
их от золы tp =106° С.
На скорость коррозии существенно влпяют аэродинамические
условия обтекания поверхности. При продольном обтекании
поверхности нагрева максимальная скорость коррозии значи-
тельно нпже, чем при поперечном. Пониженная скорость корро-
Рис. 7. 32. Зависимость разности
между температурой точки росы и
температурой, соответствующей
максимуму коррозии от /р.
Рис. 7. 33. Интенсивность коррозии
и растворимость сульфатов железа в
функции температуры и концентрации
серной кислоты.
1 — растворимость сульфатов железа в сер-
ной кислоте; 2 — коррозия мягкой стали;
3 — то же чугуна.
зпн при продольном омывании в работе [33 ] объясняется повы-
шенной толщиной пограничного слоя и значительным сопротивле-
нием его диффузионному переносу SO3 из среды дымовых газов
к поверхности нагрева.
Скорость коррозии увеличивается при возрастании скорости
газов, что, видимо, связано с уменьшением толщины пограничного
слоя. Однако понижение скорости газа в ряде случаев может
также привести к повышению коррозии. Например, если поверх-
ность воздухоподогревателя со стороны входа холодного воздуха
расположена в аэродинамической тени потока, температура стенки
будет почти равна температуре холодного воздуха и интенсив-
ность коррозии увеличится [105 ]. Аналогичный эффект можно
паблюдать при присосе холодного воздуха и связанном с ним
местном охлаждении дымовых газов в воздухоподогревателе.
Зависимость скорости коррозии от угла атаки при попереч-
ном омывании труб исследована в опытах [106]. Интенсивность
446

коррозии тыльной стороны (угол атаки равен л) составляет 60%
от величины коррозии лобовой стороны труб, а при угле атаки
4- и -|-л - 85-90%.
Коррозионные характеристики низкотемпературных поверх-
ностей нагрева при сжигании высокосернистых мазутов при по-
перечном и продольном
омывании наиболее полно
исследованы ВТИ [33,107].
Опыты ВТИ проводи-
лись на котле типа ТП-170,
оборудованном дробевой
очисткой. Содержание се-
ры в мазуте Sp 2,5—3,0%,
а золы Аг 0,09—0,13%.
Точка росы дымовых га-
зов находилась на уров-
не 140—145° С (апн =
= 1,15 — 1,25). Продол-
жительность опытов со-
ставляла 1500—2300 ч.
Во время опытов при
помощи специальных уст-
ройств температура по-
верхности нагрева поддер-
живалась постоянной с
точностью ±5° С.
На рис. 7. 34 и 7. 35
приведены данные, полу-
Рис. 7. 34. Зависимость скорости коррозии
от температуры стенки при сжигании сер-
нистого мазута (S = 2,70—2,85%). По-
перечное обтекание.
О — без присадки; ф — с присадкой
ВНИИНП-102.
ченные для поперечного
обтекания при сжигании
чистого мазута, мазута с
присадкой ВНИИНП-102
(2 г/кг) и мазута с вводом
в топку, и газоходы кау-
стического магнезита (3,5—4,0 г/кг). Из рассмотрения гра-
фиков следует, что максимальная скорость коррозии при
сжигании мазута без присадок 7f=0,35 мг!м2 сек смещена от
точки росы па 35—40° С, т. е. соответствует температуре стенки
около 105° С. Минимальное значение скорости коррозии
7f««0,l лг/ж2 сек наблюдается в левой ветви коррозионной
характеристики при температуре стенки 85° С, а в правой —
при 1ст=130°С. Такую скорость коррозии для хвостовых по-
верхностей нагрева можно считать допустимой.
Проведенные опыты показали, что присадка ВНИИНП-102
и каустический магнезит практически пе уменьшают сернокислот-
ную коррозию. Вместе с тем в опытах обнаружена повышенная
447

коррозия труб, расположенных в эонах наложения потоков
дроби из двух рядом расположенных течек.
Рис. 7. 35. Зависимость скорости коррозии от
температуры стенки при сжигании сернистого
мазута (S = 2,70—2,85%). Поперечное обтека-
ние.
О — без присадки; ф — с присадкой каустиче-
ского магнезита.
Рис. 7. 36. Зависимость скорости
коррозии от температуры стенки при
сжигании сернистого мазута (S=
= 2,8—2,9%). Продольное обтека-
ние.
1 — труба № Г, г — труба 2; з — тру-
ба М 3; 4 — поперечное обтекание.
Влияние потока дроби на
интенсивность коррозии осо-
бенно четко обнаружено во
время исследования коррозион-
ных характеристик при про-
дольном омывании поверх-
ности нагрева (рис. 7. 36).
Для трубы № 2, которая
находилась в плотном по-
токе дроби, скорость кор-
розии достигла величины,
наблюдаемой при поперечном
омывании. Для других труб
(№ 1 и 3) скорость коррозии
существенно ниже, чем при
поперечном расположении по-
верхности нагрева.
Необходимо отметить, что
исследования скорости низко-
температурной коррозии прово-
дились и за рубежом. Однако в
448

большинстве случаев интенсивность коррозии определялась с по-
мощью полусферических зондов BCURA [108], вводимых в га-
зоход на непродолжительное время (обычно 1 ч). При такой
длительности опыта, имея в виду, что скорость коррозии, как
правило, со временем уменьшается, в ряде случаев получены за-
вышенные значения интенсивности коррозии.
В некоторых зарубежных работах [109—111] применялись
зонды, аналогичные по конструкции зондам ВТИ. Однако раз-
личные методики исследования не позволяют сопоставить ре-
зультаты этих опытов с данными ВТИ.
7. 4. Методы защиты поверхностей нагрева паровых котлов
от коррозии и борьба с отложениями золы
Коррозию поверхностей нагрева и занос золой можно было бы
избежать при очистке мазута от коррозионно-опасных и золо-
образующих ингредиентов (серы, ванадия и натрия). Однако
сероочистка в настоящее время экономически не оправдана
(см. раздел 1. 7). Удаление ванадия путем деасфальтизации мазута
пропаном или другими легкими углеводородами в промышлен-
ных масштабах не проверено и рентабельность такой очистки
котельных и печных топлив сомнительна.
Для уменьшения содержания натрия в последние годы при-
меняют промывку мазута раствором сульфата магния с последу-
ющим центрифугированием топлива. Так, опыты, проведенные
с промывкой мазутов при подготовке их к сжиганию в газотур-
бинных установках, показали, что при этом содержание натрий
может быть уменьшено в 10 раз и более [24, 112] с одновремен-
ным уменьшением содержания кальция.
Использование этого метода в котельных установках [ИЗ ],
видимо, является перспективным, так как при отмывке соеди-
нений натрия можно ожидать уменьшения отложений и улучше-
ния их структуры.
Защита высокотемпературных поверхностей нагрева от кор-
розии и отложений золы осуществляется при помощи присадок,
вводимых в топливо или продукты сгорания для повышения тем-
пературы плавления золы и изменения структуры отложений,
при которой возможна эффективная очистка. Кроме того, для
уменьшения коррозии применяют защитные покрытия, а не-
охлаждаемые элементы (например, подвески пароперегревателя)
по возможности выносят в зону пониженных температур. Загряз-
нение пароперегревателя можно уменьшить за счет фестониро-
вания первых по ходу газов труб или путем расположения перед
пароперегревателем фестонированных труб экрана. Наконец,
как было указано, эффективным средством для уменьшения
ванадиевой коррозии и отложений золы является сжигание
мазута с малым избытком воздуха.
Наиболее стойки к ванадиевой коррозии диффузионное сили-
цирование и хромирование. По данным [6], калоризация поверх-
29 3. и. Геллер.
449

ности защищает металл от коррозии при температурах до 480° С
а алюминизация, т. е. электростатическое покрытие поверхности
А1 при «=800—1000° С, дает возможность использовать металл
при температурах до 750—760° С. Силикатные покрытия кремние-
выми и хлористыми соединениями могут предохранить поверх-
ность пагрева от коррозии при температурах вплоть до 1400° С.
Кроме того, для предохранения от коррозии перспективны жаро-
прочные цементы с большим содержанием хрома.
Металлические и силикатные покрытия используются для
элементов газотурбинных установок. В котельных установках
вследствие больших поверхностей нагрева эти покрытия вряд ли
найдут применение.
Защита низкотемпературных поверхностей нагрева от серно-
кислотной коррозии и отложений золы осуществляется путем
повышения температуры стенки наиболее холодных участков,
применения кислотоупорных покрытий или коррозионно-стойких
материалов, использования специальных конструкций, умень-
шающих интенсивность коррозии и ее последствия, уменьшения
содержаний S03 и температуры точки росы при помощи присадок.
Кроме того, присадки изменяют структуру отложений золы,
а некоторые из них пассивируют поверхности нагрева с темпе-
ратурой ниже точки росы от действия серной кислоты. Пред-
упреждение коррозии и отложений золы на низкотемпературных
поверхностях нагрева, подобно высокотемпературным поверх-
ностям, может быть достигнуто при сжигании мазута с минималь-
ным содержанием свободного кислорода в продуктах сгорания.
При сжигании сернистых мазутов для предупреждения ин-
тенсивной коррозии (см. рис. 7. 34—7. 36) температура стенки
хвостовых поверхностей нагрева должна быть не ниже 130° С,
допустима также работа металла в узком интервале температур
80—90° С. Для поддержания температуры поверхности нагрева
воздухоподогревателя выше 130° С применяются предваритель-
ный или промежуточный подогрев воздуха, специальные схемы
компоновок поверхности нагрева, уменьшающие интенсивность
теплопередачи воздухоподогревателя на участке входа холодного
воздуха, и частичный отвод газа или воздуха [114]. Для реге-
неративных воздухоподогревателей повышение температуры до-
стигается увеличением продолжительности газового периода за
счет сокращения воздушного.
Предварительный или промежуточный подогрев воздуха мо-
жет быть осуществлен при помощи рециркуляции горячего воз-
духа, примеси к воздуху горячих газов и подогрева воздуха
в калориферах с применением в качестве теплоносителя пара
или горячей воды [115]. Анализ экономических показателей
различных методов подогрева воздуха показал [116, 117], что
наиболее дешевым является паровой подогрев с использованием
отработавшего пара, так как при этом повышение потери тепла
с уходящими газами частично компенсируется увеличением
450

к. п. д. цикла электростанции, а самым дорогим — подогрев
при помощи рециркуляции.
Применение специальных компоновок воздухоподогревателей
для предотвращения конденсации серной кислоты предусматри-
вает подогрев холодного воздуха в наиболее горячем участке
воздухоподогревателя, включение части или всей поверхности
по прямоточной схеме [118]. Использование этих приемов зави-
сит от местных условий и может привести к значительному уве-
личению поверхности нагрева и ее удорожанию.
Уменьшение интенсивности передачи тепла со стороны входа
холодного воздуха и повышение температуры стенки достигаются
выбором шагов и диаметров труб, частичным покрытием труб и
трубных досок изолирующим материалом, уменьшением скорости
воздуха, установкой щитков для защиты труб от прямого воз-
действия холодного воздуха [119].
Частичный отвод газа или воздуха приводит к уменьшению
использования воздухоподогревателей и поэтому рекомендуется
в периоды пуска или работы котла с пониженными нагрузками.
Рассмотренные методы защиты поверхностей нагрева от кор-
розии при помощи повышения температуры стенки выше точки
росы дымовых газов обусловливают высокую температуру ухо-
дящих газов и существенное понижение к. п. д. котельных уста-
новок.
Значительный интерес представляют работы ВТИ по защите
от коррозии и глубокому охлаждению газов, выполненные
Н. В. Кузнецовым и его сотрудниками [97, 116].
Во ВТИ разработана оригинальная конструкция воздухо-
подогревателя с промежуточным кипящим теплоносителем [100 ],
который имеет малые вредные последствия при коррозионных
повреждениях и потому может применяться в коррозионно-
опасной области. Для снижения потери тепла с уходящими
газами и защиты поверхностей нагрева от коррозии предложена
установка газового испарителя взамен «холодных» кубов возду-
хоподогревателя в сочетании с водяным экономайзером низкого
давления [116, 117, 120, 121 ]. При этом, помимо понижения тем-
пературы уходящих газов, установка одноступенчатого газового
испарителя позволяет получить высококачественный дистиллят
в количестве около 3% от паропроизводительности котла для
восполнения потерь конденсата в цикле.
На рис. 7. 37 приведена схема установки газового испарителя
и водяного экономайзера низкого давления для газомазутного
котла типа ТГМ-153 (.0=61 кг/сек, р=10 Мн/м2, tne =540° С).
Газовый испаритель расположен в коррозионно-безопасной об-
ласти (tCT «ИЗО° С). Подогрев воздуха от 30 до 89° С осущест-
вляется в первой (паровоздушной) ступени калорифера, а от 89
до 191° С — во второй (водовоздушной) ступени, питаемой от
водяного экономайзера низкого давления. В водяном эконо-
майзере вода нагревается со 150 до 204° С. При работе котла
29*
451

на мазуте температура уходящих газов (по проекту) Гух=140°С
и п=82,16% [122].
На рис. 7. 38 изображена антикоррозионная установка ЗиО
(Подольского машиностроительного завода им. Орджоникидзе),
которая состоит из газового испарителя с колпаком-сепарато-
ром, парового калорифера и устройства для промежуточной
циркуляции воздуха [123]. В испаритель подается химически
Рис. 7. 37. Схема установки газового испарителя и водяного экономайзера.
1 — циркуляционные насосы; 2 — водовоздушная ступень калориферов; л — вход воз-
духа; 4 — паровоздушная ступень калориферов; 5 — сепарационный барабан испарители;
в — регулирующий клапан; 7 — ввод воды при понижении давления в системе водяного
экономайзера; й —газовый испаритель; а —сброс воды; 10 —деаэрационные колонки;
11 — экономайзер низкого давления.
очищенная вода при атмосферном давлении. Пар, образующийся
в газовом испарителе, проходит через колпак-сепаратор и кон-
денсируется в калорифере, нагревая воду. Конденсат греющего
пара (дистиллят) отводится в регенеративную схему ГРЭС. До-
полнительно воздух подогревается за счет промежуточной ре-
циркуляции, осуществляемой специальным вентилятором. Для
распределения воздуха использован «перчаточный» смеситель
с вертикальными щелями, который обеспечивает выравнивание
температуры стенок труб воздухоподогревателя.
Для работы в коррозионно-опасной зоне вплоть до темпера-
тур 75—80° С могут быть использованы регенеративные воздухо-
452

подогреватели. Продольное омывание поверхности нагрева, ин-
тенсивное испарение серной кислоты при переходе пластин
в воздушную зону [124] и малое отличие температуры пластин
от расчетного значения обусловливают значительно меньшую
коррозию регенеративных воздухоподогревателей по сравнению
с рекуперативными [ 114, 125 ].
Газы
Рис. 7. 38. Схема антикоррозионной установки ЗиО.
1 — гидроватвор: 8 — контрольный кран; з — газовый испа-
ритель; 4 — смеситель; 3 — паровой калорифер; в — рециркуля-
ционный вентилятор.
Кроме того, даже сквозная коррозия листов набивки реге-
неративных воздухоподогревателей мало влияет на работу котла
вследствие отсутствия перетоков воздуха в газовую сторону,
а возможность установки в качестве «холодной» поверхности
пакетов высотой 200—250 мм позволяет заменять прокорроди-
рованные пластины через 1—2 года.
Расход металла и объем конструкций для регенеративных
воздухоподогревателей в 5 раз меньше, чем для трубчатых. Они
весьма надежны в работе. Статистическое обследование 837 котлов,
453

оборудованных воздухоподогревателями, показало [114], что
простой из-за коррозии регенеративных воздухоподогревателей
примерно в 3 раза меньше, чем пластинчатых , и в 1,5 раза меньще>
чем трубчатых и чугунных.
При сжигании мазута и удовлетворительном состоянии уплот-
нения присосы почти не зависят от нагрузки и могут быть сни-
жены до Дав. п = 0,1—0,2 [125].
Как показывает опыт, чугунные воздухоподогреватели тоже
подвергаются воздействию коррозии; преимуществом их является
лишь большая толщина стенки по сравнению со стальными.
Однако, учитывая большие габаритные размеры, вес и стои-
мость чугунных воздухоподогревателей, а также интенсивный
запое золой ребристых поверхностей нагрева, следует считать
их применение малоперспективным. Так как ни один металл
не обладает достаточной кислотоупорностью во всем диапазоне
концентраций серной кислоты, то попытки использования, кроме
малоуглеродистой стали, других материалов * для изготовления
труб воздухоподогревателя не увенчались успехом [32,
126].
Лучшие результаты можно ожидать при применении анти-
коррозионных покрытий, в особенности для регенеративных
воздухоподогревателей. На станции Ривер-Руж (США) на кот-
лах с температурой уходящих газов 7ух=93°С установлено
последовательно 4 регенеративных воздухоподогревателя, при
этом набивка двух последних по ходу газов для предотвращения
коррозии покрыта эмалью [127]. В работе [128] приведено
описание регенеративного воздухоподогревателя с установкой
керамических блоков в холодной ступени. Авторы [32, 53, 129,
130 ] сообщают о применении в качестве защитных пластических
покрытий трубчатых воздухоподогревателей эмалей и лаков.
В США и Англии применяется обмазка труб водяного эконо-
майзера и воздухоподогревателя известью. По данным, приве-
денным в работе [35 ], это действует благоприятно на отложения
и нейтрализуют кислоту, осаждающуюся на трубах. В некоторых
странах Европы [35 ] трубы обмазывают графитной мастикой,
при этом отложения легко удаляются с их поверхности и трубы
не подвергаются коррозии.
Отечественный опыт пока еще не позволяет сделать опреде-
ленный вывод об эффективности защитных покрытий. При при-
менении керамической эмали на воздухоподогревателе котла,
работающего на промпродукте кизеловского угля, через 1500—
2000 ч обнаружено массовое появление трещин покрытия па
расстоянии 80—100 мм от мест вварки концов труб и интенсивное
разрушение эмали [33 ].
* В последнее время за рубежом проведены опыты, которые показали
перспективность использования термостойкого стекла для изготовления
труб воздухоподогревателя.
454

Одним из основных способов защиты поверхностей пагрева
от коррозии и образования прочных и плотных отложений золы
в настоящее время является использование присадок.
Опыт применения присадок показал, что они одновременно
способствуют улучшению структуры отложений на высокотемпе-
ратурных и низкотемпературных поверхностях нагрева и умень-
шают коррозию. Это, как было указано, обусловлено взаимо-
связью коррозии и отложений золы и значительной общностью
механизма их образования при сжигании высокосернистых мазу-
тов.
В зависимости от свойств присадок их действие может быть
различным. Для улучшения структуры отложений золы на паро-
перегревателе в топливо или топку вводятся присадки, повыша-
ющие температуру размягчения и плавления золообразующпх
компонентов. От прибавления присадок зола делается сыпучей
и легко удаляется с поверхностей. При этом одновременно умень-
шается и коррозия поверхностей. В качестве таких присадок ис-
пользуют соединения щелочноземельных металлов (магния, каль-
ция), элементы глин, силикаты алюминия (Al, А12О3, SiO2 и др.),
окислы металла (например, цинка, меди). Некоторые присадки
(силиций, каолин, зола), не вступая в химическое взаимодействие
с золообразующими компонентами, могут улучшить структуру
отложений, препятствуя слипанию более легкоплавких частиц
золы.
Присадки могут соединяться с SO2 химически, образуя со-
единения, не вызывающие коррозию. К ним относятся раствори-
мые в мазуте нафтенаты металлов (цинка, магния, бария, меди),
порошкообразные металлы (цинк, медь и др.), окись или гидро-
окись кальция и магния, доломит и др., которые вводят в топливо
в виде суспензий или вдувают в газоходы, а также аммиак в газо-
образном состоянии. В качестве присадок применяют также мате-
риалы, адсорбирующие SO3 (сажа, угольная пыль), тормозящие
реакции окисления SO, до SO3 или восстанавливающие SO3 до
SO2 в самом процессе горения (углерод, СО, С2Н2, СН4 и др.),
а также соединения, пассивирующие поверхность пагрева при
температурах ниже точки росы (например, терамин).
Применение этих присадок не только уменьшает коррозию
низкотемпературных поверхностен нагрева, но и обусловливает
образование сухих, сыпучих отложепий, которые могут быть
удалены при помощи очистки поверхностей нагрева обычными
методами.
Присадки при сжигании сернистых топлив вначале получили
распространение в США [33 ]. В СССР независимо от этих работ
эффективность применения присадок была обнаружена в резуль-
тате исследований, проведенных в 1954 г. па Грозненской ТЭЦ
[22, 44] по предложению А. В. Синявского. В качестве присадок
использовались пушонка извести с содержанием СаО 50—60%,
а впоследствии и доломит — смесь карбонатов кальция и магния
455

Состав стали образцов пароперегревательвых труб
	Я	0,005
		0,16
	>	ГI
	Мо	0,25
ч.© о4*	Nb	1 ”
а о Я я а>	ь	1 о“ 1
анис эл	5	□О со 1=2
1 о и	и	1,1 18,3 15,4
	Мп	0,4-0,7 1,0-2,0 1,32
	И	0,15-0,35 <0,75 0,02
	и	0,08-0,15 0,08-0,12 0,10
Класс стали		Перлитная Аустенитная
Марка стали		12ХМФ 1Х18Н12Т ЭП-7
(СаО 30-34%, MgO 21-22%, СО2 38—
48%). Известь в количестве 0,1 % от массы
сожженного топлива вдувалась сжатым
воздухом один раз в смену в обе стороны
топки. По опыту Грозненской ТЭЦ содер-
жание СаО в отложениях на поверхно-
стях нагрева котлов, в газоходы которых
вводилась известь, увеличилось в 1,5—
2,0 раза и значительно уменьшилась их
кислотность. При этом структура отло-
жении улучшилась, они стали хрупки-
ми, легко счищаемыми. Эти опыты также
показали, что известь целесообразно
вводить в газовый тракт, что позволяет
подавать известь в отдельные газоходы в
соответствии с кислотностью отложений.
Присадка извести в сочетании с установ-
кой глубоковыдвижных обдувочных ап-
паратов для обдувки пароперегревателя
позволила увеличить длительность кам-
пании котлов от 20—30 до 90—120 суток.
Влияние присадок на интенсивность
ванадиевой коррозии образцов паропе-
регревательных труб исследовано ВТИ
(29 ]. Опыты проведены на котле ТП-170
при сжигании высокосернистого мазута
(Sp 2,5-3,0%, Аг 0,15%, V2O5=14—
84 мг/кг). Температура газа в зоне ус-
тановки опытных петель пароперегрева-
теля достигала 750—800° С. Характери-
стика стали образцов труб приведена в
табл. 7. 11.
В качестве присадки использован
каустический магнезит (MgO 65—80%),
который вдувался в топку через два от-
верстия в задней стене в количестве
0,37—0,55 г/кг мазута, что соответствует
отношению Mg/N > 1,7—2,5. Опыты по-
казали (рис. 7. 39), что в условиях испы-
таний ванадиевой коррозии наименее под-
вержена сталь марки 1Х18Н12Т.
В работе [51[ изучено влияние до-
ломита, каолина, MgO, Mg(OH)2 на ин-
тенсивность коррозии образцов стали
304, 316 и 321 (см. табл. 7. 7) при 1=
= 650° С. При указанной температуре
скорость коррозии оказалась меньше,
чем при i=595° С без присадок. В опы-
6

тах [51 ] отношение Mg/V повышалось до 2,8, a (Ca-|-Mg)/V до
3. Влияние присадок нафтената магния, MgS04 и Mg(OH)s на
скорость ванадиевой коррозии исследовано авторами [113] на
огневой модели парового котла.
По данным [61], отношение Mg/V не должно превышать 1,5.
В то же время ряд других авторов считают, что это отношение
должно быть не менее 3 [29].
На электростанции Линден (США) для снижения ванадиевой
коррозии в мощных котлах с tm =566 и 593° С в топку вдувается
Mg(OH)2 [11 ] в количестве, соответствующем отношению
Рис. 7. 39- Зависимость скорости ванадиевой кор-
розии от температуры стенки.
ф — сталь марки 12ХМФ; f) — сталь марки
1X181I12T; О — сталь марки ЭГТ-7.
Mg(OH)2/V=2/l (Mg/V=0,83). По данным [4], при сжигании
высокосернистого мазута (S 2,9%), в золе которого содержится
76% VSO6, присадка 1% доломита (MgCO3 45% и СаСО3 54%)
прекратила ванадиевую коррозию труб из аустенитной стали,
омываемых газами с температурой 700—800° С. Для меньших
температур (650—680 ° С) получены хорошие результаты при
использовании каолина.
В США [10] фирмой Бабкок и Вилькокс на опытной уста-
новке проверялась эффективность различных присадок, повыша-
ющих температуру плавления золы, влияние их на количество и
свойства отложений в интервале температур поверхностей 405—
735° С, характерном для условий работы пароперегревателей.
Присадки смешивались с топливом до его сжигания. Считалось,
что при этом увеличивается эффективность присадок вследствие
равномерного диспергирования их в топливе и более тесного
контакта с золой топлива во время горения. В качестве присадок
опробованы алюминиевые металлические хлопья, алюминат
натрия, алюминат кальция, окись алюминия гидратированная,
алюминиево-магнезиальная смесь, каолин, силиций, этилсиликат,
окись кальция, карбонат кальция, окись магния и карбонат
457

магния. Очень хорошие результаты были получены при исполь-
зовании окиси магния, карбоната магния, окиси кальция,
карбоната кальция, алюминиево-магнеэиальной смеси и алюмини-
евых металлических хлопьев. Отложения получались порошко-
образные, легко удаляемые с поверхностей змеевиков, по сравне-
нию со стекловидной, оплавленной золы, полученной без приме
пения присадок.
На оспове этих данных были проведены опыты по применению
присадок на промышленном котле с параметрами: .0=38 кг!сек,
р=6,2 Мн!м?, tne=490DC. В котле было установлено шесть
паромеханпческих форсунок. В качестве топлива применялся тя-
желый высокосернистый мазут (р20=999—1003 кг!мя\ содержание
серы и золы соответственно S 2,4—3,0%, А 0,1—0,2%). Состав
золы топлива следующий: SiO2 1,8—7,4%; А12О3 0,3—3%;
Fe.,O3 3,9-5,1 %; CaO 1,2-6,0%; MgO 1,2-2,6%; Na,0 19,5—
26,4%; V,O5 13,0-15,0%; NiO 2,1-3,2%; SO3 40,3'-45,7%.
В качестве присадок использовались доломит и глинозем. Тон-
кость помола доломита характеризовалась остатком на сите с раз-
мером ячейки 44 мкм до 5%. Присадки в количестве 1 кг на 1 кг
золы в виде суспензий подмешивались к топливу или в порошко-
образном состоянии вдувались непосредственно в топку. Типич-
ные анализы золы при работе котла без присадок и с присадками
приведены в табл. 7. 12.
Таблица 7. 12
Состав отложении золы на пароперегревателе
Компопеиты, %	Без присадок	С присадкой	
		глипозем	ДОЛОМИТ
SiO;j	2,8	1,1	2,0
A12O3	2,1	53,7	1,7
TiOa	0,1	0,1	—
Fe3O3	1,8	3,2	1,6
FcO	1,4	0,3	—
P»O6	0,04	0,06	0,10
CaO	7,8	2,4	22,6
MgO	1,8	1,0	15,2
so3	43,8	18,6	44,8
va06	8,6	6,6	4,9
NiO	2,9	1,3	2,0
NasO	18,6	8,4	7,6
K2O	8,6	1,2	—
Из табл. 7. 12 следует, что глинозем более эффективен для
уменьшения кислотности отложений, а доломит в бблыпей степени
уменьшает содержание V2Oe в золе. Температура пачала дефор-
мации золы в окислительной среде без присадок составляла
890° С, а при вводе глинозема и доломита соответственно 1590
-158

и 1540° С. При этом увеличилась также температура размягче-
ния и плавления золы. Образование высокоплавкой золы изме-
нило структуру отложений. Отложения на поверхности паропере-
гревателя стали сыпучими и легко удалялись при обдувке воз-
духом с р=1,4 Мн 1м?. Обдувка осуществлялась два раза в неделю.
Одновременно улучшилась и структура отложений на поверх-
ностях с низкой температурой (воздухоподогревателе типа Юнг-
стрем) и уменьшилась коррозия. При вводе глинозема вследствие
осаждения золы на топочных экранах температура на входе в паро-
перегреватель в течение 475 ч повысилась на 95° С. Эти отложения
легко удаляли ручной обдувкой. При вводе доломита на экранах
образовывались осаждения золы, настолько рыхлые, что под
действием своего веса осыпались, и тепловосприятие экранов
при работе котла не уменьшалось.
Затраты на очистку поверхностей нагрева при вводе доло-
мита с учетом стоимости присадки уменьшились почти в 10 раз.
Экономический эффект, полученный при вводе доломита, с уче-
том разницы цен на высокосернистое и малосернистое топливо
в США, по подсчету авторов работ (10, 48], аналогичен повыше-
нию к. п. д. котла па 1—3%.
По данным [13 ], для образования рыхлых отложений на паро-
перегревателе дозировка доломита должна составлять 1—3 кг 1кг
золы, а при использовании в качестве присадки чистой окиси
магния хорошие результаты получены при отношениях
MgO/VaOe=3 н MgO/Na2O=2. Положительный результат при
вводе доломита подтвержден опытом работы ряда электростан-
ций США [10, 13, 32, 48, 57].
В СССР для улучшения структуры отложений золы на высоко-
температурных поверхностях нагрева при сжигании высокосер-
пистых мазутов широко используется присадка каустического
магнезита.
За рубежом для улучшения структуры отложений золы на
низкотемпературных поверхностях нагрева применяется главным
образом доломит.
Влияние доломита, каустического магнезита, окиси магния,
цинка, а также других соединений, содержащих Mg и Zn, на точку
росы и коррозию изучалось многими исследователями.
По данным [32 ], ввод доломита значительно снижает точку
росы. В работе [1 ] указано, что при расходе доломита 1,36—1,82 г
на 1 кг мазута можно понизить содержание SOa с 0,0015 до
0,0003—0,0005% и существенно уменьшить коррозию. Однако
при этом сильно зашлаковывается топка и через 500 ч паропере-
греватель покрывается рыхлыми отложениями. В этих опытах
фракционный состав доломита характеризовался остатком на
сите: с размером ячейки 20 мкм — 5,1 %, а с размером 30 мкм —
0,2%.
Там же сообщается, что применение чистого карбоната маг-
ния в количестве 0,45 г на 1 кг мазута позволяет уменьшить
459

Эффективность
Наименование электро- станции	Параметры котельного агрегата	Тип воздухоподогре- ватели	Характеристика мазута		
				дозировка па 1 кг мазута, г	
Диппедаль (Франция)	0 = 25 кг/сек', р = 8,9 Мн/м2', <пе = 515° С; Тух = 149° С	Трубчатый чугунный; три секции	s 4%		
То же	То же	То же	То же	То же	
	»			»	
Нант- Шевире (Франция)	О = 63 кг)сек', Р = 10,5 Мн/мг', tire = 530° С; Тух = 143° С	Трубчатый стальной; три секции	s 4%	2-4	
Саутпорт (Англия)	0 = 10,5 кг/сек; р = 1,9 Мн/м2', tne = 382° С ТУх=177°С	Трубчатый стальной; две секции	S 3,8%	8 Размер фрак- ций около 3 мкм	
То же	То же	То же	То же	13 Размер фракций около 3 мкм	

Таблица 7-13
присадки доломита
Хара1гтеристика присадки			Результаты применения присадки
	способ дозировки л метод ввода	места ввода	
	Сухой порошок дозировался хи- мическим дозато- ром. Ввод осу- ществлялся подо- гретым воздухом	В факелы двух горелок, распо- ложенных па боковых стенах	Число прокорродированпых труб воздухоподогревателя уменьшилось. Шлакование обмуровки вблизи го- релок. Быстрое загрязнение паро- перегревателя, в особенности при увеличении дозировки свыше 3 г на 1 кг мазута
	То же	В верхнюю часть топочной камеры	Через 11 000 ч па 24 трубах воз- духоподогревателя	обнаружена сквозная коррозия. Сопротивление пароперегревателя за месяц увели- чивалось на 185 н/м2. Отложения сухие, рыхлые, но при обдувке па- ром с р = 4 Мн/м2 не удаляются
	»	Над верхней секцией воздухо- подогревателя	После 11 000 ч сквозная коррозия на 51 трубе воздухоподогревателя. Отложения золы кислые
		Через две нера- ботающие угло- вые горелки или 50% через го- релки и 50% перед воздухопо- догревателем	Точка росы существенно не пони- зилась, содержание SOg перед эко- номайзером 0,0027%. Отложения на пароперегревателе сухие, порошко- образные. Пароперегреватель быстро загрязняется, несмотря на более ча- стую обдувку. Через 500—700 ч тре- буется отмывка воздухоподогрева- теля
	Дозировка та- рельчатым пита- телем. Подача воздухом	Через 4 точки ниже фронтовых горелок	Содержание SOa снизилось с 0,002 до 0,001% и скорость коррозии уменьшилась в 6 раз. Быстрое за- грязнение пароперегревателя
	То жо	То же	Температура точки росы понизи- лась со 149° С (прп дозировке 2 г/кг мазута) до 115° С. При увеличении дозировки до 14 г па 1 кг мазута пароперегреватель забило золой че- рез 354 ч. Обнаружено повреждение обмуровки
461

Наименование плентро- стаиции	Параметры котельного агрегата	Тип воздухоподогре- вателя	Характеристика мазута		
				дозировка на 1 кг мазута, а	
Марчвуд (Англия)	.0 = 69 кг/сек\ р = 6,5 Мн,/м,г\ Гпе = 490°С; Тух = 177° С	Трубчатый чугунный и стальной; две секции	S 4,0%	1,3-1,8	
То же	То же	То же	То же	1,3	
Завод Хайде (ФРГ)	0 = 10 кг/сек; р = 4,1 Мн(ма; Гпе = 360° С; Тух = 155° С	Две секции пластинчатые, одна — чугун- ная	S 4,7%; А 0,05%; V2O5 0,01%	1,5 Размер фракции: ~ 4,5% Я,о=14,2%	
Инглис (США)	0 = 33 кг/сек; р = 6 Мн/м"-; Где = 490° С	Трубчатый стальной	S 2,7%; А 0,1-0,2%; V2O6 (0,13- 0,15%) А	1 Размер фракций < 44 мкм	
Кирни (США)	Где = 680° С	Регенератив- ный	S3,0-4,3%; V2O9 (0,3- 0,7%) А	2	
То же	То же	То же	То же	1-2	
П иратинга (Бразилия)	Где = 530° С		S 4%		
162

Продолжение табл. ]
Характеристика присадки			Результаты применения присадки
	способ дозировки и метод ввода	места ввода	
		Через несколько точек в верхней части топочной камеры	Коррозия й занос воздухоподо- гревателя уменьшились. Отмечено шлакование пароперегревателя. От- ложепия удаляются легко
	—	Через две пары горелок на боко- вых степах	Появилось шлакование степ то- почной камеры
	Равномерная и непрерывная подача воздухом с давлением 1,5 кн/м*	В трех точках вблизи горелок	Загрязнение пароперегревателя и других конвективных поверхностен значительно снпзплось. Повысилась стойкость обмуровки. Температура точкп росы, видимо, уменьшилась. Кампания котла увеличилась до 5000 ч
	Подача в виде суспензии с ма- зутом или возду- хом	В топку	Резко уменьшилось загрязнение пароперегревателя. Температура плавления золы мазута повысилась с 1150 до 1500е С. Отпала необходи- мость в водной отмывке. Для обе- спечения длительной кампании ко- тла достаточно обдувать поверхности три раза в сутки. Температура точки росы понизилась со 121—125’ С до 66° С
	—	В виде взвеси в мазуте	Уменьшилось образование связан- ных отложений на пароперегрева- теле. Обнаружены засорение конвек- тивного пароперегревателя и износ мазутных насосов
	—	Перед воздухопо- догревателем	Точка росы понизилась незначи- тельно: со 154° С до 150—141° С. Однако кампания воздухоподогре- вателя увеличилась с 2800 до 5600 ч
	Вдувался с воздухом	Через две противоположные угловые горелки	Отложения на пароперегревателе стали сухпми и порошкообразными. Обнаружено шлакование топочной камеры. Занос пароперегревателя пе уменьшился
463

содержание SOs с 0,0015 до 0,0008—0,001 %. При этом занос паро-
перегревателя незначительный. По данным [131], при использо-
вании доломита с размером частиц мепее 1—2 мкм и дозировке,
близкой к стехиометрической, коррозия и загрязнение поверх-
ности нагрева не наблюдаются.
На. электростанции Саутпорт (Англия) для существенного
уменьшения коррозии при вводе доломита с размером фракций
около 3 мкм в количестве 14 г на 1 кг мазута котел через 364 ч надо
было остановить для очистки
из-за заноса золой [13 ]. Этот
результат согласуется с данны-
ми [48 ], полученными при сжи-
гании высокосернистого мазута
(S 3,2-3,4%; А 0,034%; V2O6
0,017 %; Na2O 0,0014%) на спе-
циальной опытной установке
при а =1,25 (рис. 7.40). Доло-
мит с размером фракций около
5 мкм вводился в мазут в виде
суспензии. Из графика видно,
что для понижения температуры
точки росы дымовых газов до
точки росы водяных паров кон-
центрация Ca+Mg должна со-
ставлять 8 г на 1 кг мазута,
что превышает стехиометриче-
ское количество в 10 раз и
соответствует расходу доломита
23 г на 1 кг мазута.
В табл. 7. 13 приведены дан-
ные по опыту применения доло-
мита в качестве присадки при сжигании высокосернистых мазу-
тов в. топках котлов зарубежных электростанций [13, 29, 32,
33, 111, 132].
Как видно из табл. 7. 13, при вводе доломита до 2—3 г на 1 кг
мазута, за исключением электростанции Инглис *, существен-
ного понижения температуры точки росы не обнаружено. Вместе
с тем из данных, приведенных в табл. 7. 13, следует, что, помимо
улучшения структуры отложений, ввод доломита уменьшил кор-
розию воздухоподогревателей. Это, вероятно, обусловлено нейтра-
лизацией выпавшей серной кислоты доломитной пылью. Как
правило, ввод доломита сопровождается увеличением заноса по-
верхности нагрева. Однако образование рыхлых и сыпучих от-
ложений золы позволяет выполнять их очистку обычными мето-
дами.
* Резкое уменьшение tp па станции Инглис, видимо, обусловлено из-
менением режима работы топки, т. е. понижением избытка воздуха.
464
ЛЯ7г
14О> г
130-
S>
а
о
120-
^110 
1.Ю0 -
SO-
80
70-
SO-
30
О Ц1 02 S3 Si ЦЗ SB Q7 SB 09
Концентрация кальция и маг-
ния 8 топ пи Зе. %
Рис. 7. 40. Зависимость точки росы
дымовых газов от концентрации
присадки Са + Mg.
— точна росы водяных паров.

Лучший эффект был получен с присадками, содержащими
вещества, которые при химическом взаимодействии с SOg обра-
зуют соединения, не вызывающие коррозию. К этой категории
присадок относятся соединения цинка и магния и аммиак, непо-
средственно соединяющийся с SO3. Присадки, содержащие цинк
и магний, — это твердые вещества, которые могут подаваться
в топку или газоходы в виде тонко измельченного порошка. Эти
присадки могут также вводиться в топливо в виде суспензии.
Так как эффективность соприкосновения окислов цинка и
магния пропорциональна свободной поверхности частиц, то при-
садки должны быть тонко диспергированы. Однако концентрация
присадок даже при очень тонком их измельчении оказывается зна-
чительно большей, чем это следует из стехиометрических расче-
тов, вследствие недостаточной эффективности соприкосновения
реагирующих веществ.
В табл. 7. 14 приведены минимальные концентрации приса-
док в топливе для понижения точки росы дымовых газов до точки
росы водяных паров по данным [48 ], полученным в опытах на
огневом стенде при а =1,25 и содержании серы в топливе 3,2—
3,4%, а также стоимость присадки для обработки 1000 кг жидкого
топлива.
Таблица 7.14
Минимальные концентрации присадок для понижения точки росы
дымовых газов до точки росы водяных паров и их стоимость
Присадки	Метод ввода присадки	Минимальная нопцептрация, % к весу топлива	Стоимость присадки для обработки 1000 кг мазута,руб. *
Аммиак	Вдувается в дымовые газы при t=350° С	0,06	0,06
Цинковая пыль	Добавляется к топливу в виде суспензии	0,47	0,61
Доломит . .	То же	0,80 (Ca-J-Mg)	0,97
Окись магния Нафтенат цин-	»	0,35 (Mg)	1,61
ка Нафтенат маг-	Добавляется к топливу в виде раствора	0,22 (Zn)	5,35
НИЯ	То же	0,15 (Mg)	8,15
* В цепах США (по международному курсу рубля).
В ряде опытов получены значительно меньшие расходы при-
садок. Так, в работе [7] при добавке магния в количестве 0,07 %
точка росы при сжигании топлива с содержанием серы 3,5 % была
ниже 80° С. Аналогичные результаты приведены также
30 3. И. Геллер.
465

в работе [133]. Интересны данные опытов [10, 22, 32], в которых
были получены удовлетворительные результаты при вводе доломи-
та, извести и магнезита в количестве0,1—0,2% отвеса топлива. Не-
смотря на то, что в этих опытах пе была достигнута точка росы
водяных паров, снижение содержания SO3 в дымовых газах ока-
залось достаточным для прекращения коррозии.
Концентрация магния в топливе, %
Рис. 7. 41. Зависимость температуры
точки росы дымовых газов от концент-
рации магния в топливе.
а — точка росы водяных паров; Q — наф-
тенат магния; х — окись магния (светлая),
введеннан.в виде суспензии в мазуте; Л —окись
магния (светлая), вдуваемая с вторичным воз-
духом; V —магнезиальное мыло; С7—магне-
зиальное мыло, наготовленное с жирной кис-
лотой смолы.
Концентрация цинка
В топливе, %
Рис. 7. 42. Зависимость темпера-
туры точки росы дымовых газов
от концентрации цинка в топ-
ливе.
а — точка росы водяных паров; О —
нафтенат цинка; х — цинковая пыль.
На рис. 7. 41 изображена зависимость температуры точки росы
дымовых газов при вводе различных магниевых соединений,
а на рис. 7. 42 — то же цинка [48].
Из табл. 7. 14, а также рис. 7. 41 и 7. 42 следует, что эффек-
тивность действия присадок в значительной мере определяется
их физической характеристикой. Метод ввода присадок (в виде
тонко измельченного порошка, вдуваемого в топку или газоходы,
суспензии или раствора, подаваемого в топливо) должен выби-
раться на основании технико-экономического расчета, с учетом
стоимости присадок и технологического оборудования для их
ввода, а также эксплуатационных расходов.
466

Для улучшения структуры отложений на низкотемператур-
ных поверхностях нагрева при сжигании высокосернистых мазу-
тов в СССР используется почти исключительно каустический маг-
незит. Так же как и доломит, магнезит обладает хорошим подсу-
шивающим эффектом, превращая влажные, слипшиеся отложения
золы в сухие, рыхлые. Это позволяет при наличии эффективных
методов очистки поверхностей нагрева удлинить кампанию кот-
лов до 1500—1750 суток. Вместе с тем, подобно доломиту, при-
менение магнезита сопровождается повышенным заносом золой
поверхностей нагрева. По данным ВТИ [29], полученным при
испытаниях котельного агрегата типа ТП-170, присадка доломита
в количестве 3,7 г на 1 кг мазута обусловила увеличение сопро-
тивления пароперегревателя на 350 н1м2 за 1650 ч. При сжигании
мазута без присадки сопротивление повысилось на 250 н!мг
в течение 1400 ч.
Влияние присадки магнезита на точку росы при концентрациях
магнезита 1—2,5 г на 1 кг мазута, по данным ВТИ [29], не суще-
ственно. Аналогичный результат получен за рубежом [110]
при дозировке магнезита 2 г на 1 кг мазута. В этих опытах фрак-
ционный состав характеризовался остатком 10% на сите с ячей-
кой 74 мкм.
Малое влияние каустического магнезита на точку росы объяс-
няется, по-видимому, крупным фракционным составом (количество
частиц размером менее 5 мкм не превышает 5%) и неравномерным
распределением магнезита по сечению газохода.
В опытах ОРГРЭС [2 ] при расходе магнезита 3—4 г на 1 кг
мазута точка росы снизилась с 152 до 132° С, т. е. на 20° С. Фрак-
ционный состав использованного магнезита в работе [2 ] не при-
веден.
Несмотря на незначительное понижение точки росы дымовых
газов при обычных дозировках магнезита, его применение не
только улучшает структуру отложений, но и уменьшает коррозию.
По-видимому, это обусловлено осушающим эффектом магнезита,
при котором осевшая пыль магнезита нейтрализует конденсиру-
ющуюся на стенках серную кислоту.
В связи с изложенным для предотвращения интенсивной мест-
ной коррозии [111 ] необходимо обеспечить непрерывный ввод
магнезита и равномерное опыление поверхностей нагрева. С этой
точки зрения наиболее рациональным следовало бы считать ввод
магнезита в виде суспензии в топливо (рис. 7. 43). Однако в этом
случае невозможно осуществить подачу магнезита в заданных
количествах по отдельным газоходам котла, и, кроме того, как
показал опыт, ввод порошкообразных присадок в топливо при-
водит к сильному износу топливных насосов и форсунок, засоре-
нию мазутопроводов, фильтров и др.
По этим причинам в СССР и за рубежом применяют в основном
пневматические схемы для транспортирования и ввода присадок
в газоходы котлов.
30*
467

На рис. 7. 44 приведена схема подачи магнезита на Новоуфим-
ской ТЭЦ-3 [2, 134 ]. Склад для приема и хранения магнезита
устроен в нижней части дымовой трубы. Выгрузка магнезита из
циклопа и подача его в бункер котельной осуществляются ва-
Рис. 43. Схема подачи магнезито-мазутной смеси в основпой мазутопровод
котла [134].
1 — шестеренный насос с электродвигателем; 2 — мазутопровод котла; 3 — редуктор
мешалки; 4 — паровой змеевик для обогрева; в — мешалка для приготовления раствора
магнезита-
куум-насосом РМК-3. Из бункера магнезит при помощи шнеко-
вого питателя подается во всасывающие патрубки дутьевых вен-
тиляторов, которые направляют аэросмесь в коллектор, распо-
ложенный вдоль котельной. Для подсушки магнезита к всасыва-
Рис. 7. 44. Схема подачи магпезита
на 'Новоуфимской ТЭЦ-3.
1,3 — гибкие шланги; 2 — трубопровод
к циклону; з, б — циклоны (первая сту-
пень); 4, 7 — циклоны тонкой очистки
(вторая ступень); з, 9 — бункера; ю —
шнековый питатель; 11 — дутьевой венти-
лятор Q = 3,3 .«’/сек, В = 5	13 —
вакуум-насос РМК-з; 13 — трубопроводы к
котлам; 14 — главный коллектор; 13 —
каретки.
К о т л 4/
ющим патрубкам вентиляторов подведен горячий воздух из воз-
духоподогревателя котла. Из коллектора около 10% магнезита
подводится в верхнюю часть топки, а 90 % поступает к первой сту-
пени воздухоподогревателя. Равномерная раздача магнезита
осуществляется кареткой конструкции Ф. А. Липинского, кото-
рая обеспечивает ввод магнезита в каждую трубку.
468

На Омской ТЭЦ-3 (рис. 7. 45) магпезит в приемные бункера
котельной подается самосвалами. Из бункера магнезит поступает
в сушильную камеру. Количество магнезита регулируется шибе-
ром. Подсушка производится воздухом, отбираемым после пер-
вой ступени воздухоподогревателя. Дальнейший транспорт маг-
незита осуществляется за счет разрежения на оси горелок и газо-
ходе воздухоподогрева-
теля. В топку подается
около 1 г на 1 кг мазу-
та, а над первой сту-
пенью воздухоподогре-
вателя — 2 г на 1 кг
мазута. Схема весьма
проста, но ее использо-
вание связано с затра-
той ручного труда.
Кроме того, при такой
схеме невозможно обес-
печить равномерную
раздачу магнезита.
На рис. 7. 46 при-
ведена схема ввода при-
садки Mg(OH)2 на элек-
тростанции Линден
(США) 129 ]. Каждый
котел снабжается при-
садкой из отдельной теч-
ки с независимым пита-
телем. Транспорт пыли
к горелкам осуще-
ствляется воздушным
эжектором, а вдувание
Рис. 7. 45. Схема ввода магнезита на Омской
ТЭЦ-3.
1 — приемный бункер; 2 — регулирующий шибер;
з — котел; 4 — горелки; s — воздухоподогреватель.
присадки в горелки — сжатым воздухом от компрессора.
Последнее обусловлено тем, что топки котлов работают с над-
дувом (избыточное давление в топке 2,5 кн/м2). Для предупре-
ждения явлений слеживания присадки в бункер и течки подведен
аэрирующий воздух.
В некоторых случаях для разгрузки, дополнительного измель-
чения и подачи присадки используют сушильно-мельничные
пылеприготовительные системы [135], что связано со значитель-
ным расходом электроэнергии и потерей значительного количества
наиболее мелких фракций. На некоторых электростанциях для
пневмотранспорта магнезита применяется дутьевой вентилятор,
при этом магнезит поступает в топку через регистры фор-
сунок.
Борьба с отложениями золы при сжигании мазутов проводится
при помощи очистки поверхности нагрева во время работы котель-
ного агрегата. Большое влияние на интенсивность отложений
469

Рис. 7. 4G. Схема ввода присадки Mg(OII)«
на электростанции Линден.
1 — пневматическая подача присадки ив вагона; 2 —
осадительная камера; з—вытяжной вентилятор; 4 —
фильтр; s — центральный бункер присадки; в —
аэрируемые течки; 7 — подводы аэрирующего воз-
духа; 4 — питатели; 9 — дозировочный бункер;
10 —горелки; 11 —подвод воздуха для вдувания
аэросмеси; 12 — воздух от компрессора; 13 — трубо-
проводы для подвода аэрирующего воздуха в цен-
тральный бункер.
оказывает также степень очистки поверхностей нагрева от золы
при ремонте.
До последнего времени для уменьшения отложений золы на
конвективных поверхностях нагрева применялись обдувка паром
или воздухом и обмыв-
ка водой.
Экранные поверхно-
сти не очищались, так
как предполагалось, что
загрязнение их мало
влпяет на тепловоспрп-
ятис. В действитель-
ности вследствие загряз-
нений экранных труб их
тепловосприятие умень-
шается на 30—50 %. Ис-
следование кинетики
отложений золы пока-
зало, что наибольшие
загрязнения экранов
наблюдаются на выходе
из топки. Обдувка эк-
ранов в этой зоне мо-
жет быть организована
при помощи крупно-
сопловых аппаратов
ОПР-5 ЦКТИ—Ильма-
рине [136] или типа Аз-
энерго [137 ].
Для обдувки кон-
вективных поверхностей
котельных пучков и па-
роперегревателей мазут-
ных котлов обычно при-
меняются поворотные аппараты типа Азэнерго и ОПК-7 ЦКТИ —
Ильмарине [136 ]. Опыт эксплуатации этих аппаратов при сжигании
высокосернистых мазутов показал их малую эффективность. По-
следнее объясняется тем, что зона загрязнений весьма обширна,
а зона обдувки весьма ограничена. Увеличение числа аппаратов
усложняет работу и не дает удовлетворительных результатов
из-за малой глубины обдувки. В этих условиях не удается за-
медлить процесс нарастания загрязнений.
Лучшие результаты можно ожидать при использовании
глубоковыдвижных крупносопловых аппаратов типа ОПК-8 [138]
при коридорном расположении труб. Применение таких
аппаратов в достаточном количестве при правильно орга-
низованной программе обдувок н автоматическом управле-
нии ими [139, 140 ], видимо, может обеспечить поддержание
470

чистоты поверхностей нагрева в течение продолжительного вре-
мени.
Для обдувки следует применять воздух, так как при исполь-
зовании водяного пара наблюдается ухудшение структуры отло-
жений на последующих поверхностях нагрева, особенно па от-
носительно холодных хвостовых поверхностях, и, кроме того,
приходится считаться с возможным усилением коррозии при сжи-
гании сернистых топлив [10, 141 ].
Для очистки регенеративных воздухоподогревателей, приме-
няется обдувка их воздухом или перегретым паром. По дан-
ным [125], при сжигании мазута с содержанием серы 2,5% хоро-
шие результаты дает обдувка регенеративных воздухоподогрева-
телей паром под давлением 0,8—1,5 Мн/л? в течение 10 мин.
Обдувка проводилась 2 раза в смену. На Грозненской ТЭЦ об-
дувка осуществляется паром под давлением около 1ЛГн/л2при
помощи стационарных сопел, установленных на входе и выходе
из воздухоподогревателя. Кроме того, один раз в 3 месяца
воздухоподогреватель промывают питательной водой.
Применение водяного пара для обдувки регенеративного
воздухоподогревателя и периодических водяных обмывок до-
пустимо, так как он менее подвержен коррозии, а увеличение
агрессивности дымовых газов от дополнительного ввода водяных
паров не может принести значительный ущерб, поскольку воздухо-
подогреватель расположен на выходе дымовых газов из котельной
установки.
Весьма эффективным методом борьбы с отложениями золы па
экранных трубах, пароперегревателе и котельных пучках яв-
ляется обмывка поверхностей нагрева водой во время работы. При
сжигании малосернистых топлив обмывка пароперегревателей
и котельных пучков широко использовалась на Грозненской,
Каспийской и других электростанциях. Продолжительность об-
мывки в зависимости от степени загрязнения составляла 15—
20 мин, а периодичность 120—240 ч. На основании механических
испытаний и металлографических исследований металла труб
пароперегревателя было установлено, что при такой программе
водяных обмывок механические свойства и структура металла не
изменяются. Не наблюдалось также и ослаблений вальцовочных
соединений обмываемых труб. Однако на трубах водяных эконо-
майзеров через 2—3 года обнаружена наружная коррозия. Кроме
того, водяная обмывка приводила к быстрому засорению воздухо-
подогревателей и осложняла их очистку.
В связи с ухудшением структуры отложений при сжигании
высокосерпистых мазутов без ввода присадок для получения ощу-
тимого эффекта от водяной обмывки продолжительность ее должна
быть резко увеличена. Так, на Омской ТЭЦ промывка каждого
работающего котельного агрегата проводилась почти ежедневно
в течение 3—8 ч. Такие интенсивные обмывки понижали аэродина-
мическое сопротивление агрегата, но одновременно в результате
471

трехмесячного применения обмывки были обнаружены серьезные
повреждения верхних ступеней воздухоподогревателя. На од-
ном пз котлов произошло коробление трубных досок воздухоподо-
гревателя с отрывом 1500 трубок. На всех других котлах также
наблюдались разрушения сварных соединений в местах крепления
трубок в трубных досках. Осмотры котлов показали, что куски
отложений золы, смытые с пакетов экономайзеров, падают на
трубные доски и перекрывают входные отверстия трубок воздухо-
подогревателя. Обнаруженные недостатки водяных обмывок,
а также дополнительное увлажнение дымовых газов, повышающее
коррозионную опасность, явились основанием для отказа от них
при сжигании высокосернистых топлив.
Водяные обмывки применяли также для очистки поверхностей
нагрева во время ремонта котла. Благодаря высокой раствори-
мости отложений (до 95%) обмывка была эффективна. При сжига-
нии высокосернистых топлив в связи с кислотными свойствами
золы растворы солей стали агрессивными, что могло привести
к сильной наружной коррозии трубок под действием промывоч-
ной воды. Поэтому от водяной обмывки поверхностей нагрева при
ремонтах пришлось отказаться и чистить их вручную механиче-
скими методами, что является очень трудоемкой и продолжитель-
ной операцией. Кроме того, из-за ограниченных сроков очистки и
имеющихся малодоступных зон отложений котлы включаются
в работу недоочищенными, что способствует интенсивному загряз-
нению поверхностей нагрева при работе агрегата.
В зарубежной практике обмывки труб пароперегревателя и
хвостовых поверхностей нагрева щелочной водой при вводе при-
садок применяются повсеместно при ремонтах и во время эксплу-
атации котла [5,47, 127 ]. Такие обмывки не привели к заметному
увеличению коррозии. Для удаления отложений золы с труб паро-
перегревателя весьма эффективным оказалось также опрыскива-
ние их во время работы известковым или магниевым молоком [29 ].
Обмывка экранных труб во время остановки котла, поданным [341,
предохраняет их от ванадиевой коррозии.
В последнее время в СССР и за рубежом широко применяется
дробеструйная очистка конвективных поверхностей нагрева [100,
142—148 и др.]. Чугунная дробь диаметром 3—7 мм в верхнюю
часть конвективной шахты подается пневмотранспортом и спе-
циальными разбрасывающими устройствами весьма равномерно
распределяется по сечению газохода. Падая вниз под действием
силы тяжести, дробинки сбивают отложения золы с поверхности
труб и собираются в бункерах, расположенных под конвектив-
ной шахтой. Дробь от золы очищается отвеиванием последней
струей воздуха. Для удовлетворительной очистки поверхностей
нагрева необходимо пропускать 200—300 кг дроби на 1 мг живого
сечения газохода. Скорость собственного падения для дробинок
3—7 жл составляет 23—37 м!сек. Для транспортирования такой
дроби скорость воздуха должна быть 40—60 м!сек, при этом ско-
472

рость дроби составит 10—20 м/сек. Концентрация дроби в потоке
воздуха около 2 кг/мэ, удельный расход воздуха для транспорти-
рования дроби в среднем равен 0,15 • 10~э м*/сек • кг. Очистка
поверхностей нагрева дробью проводится периодически один
то
Рис. 7. 47. Общий вид дробеочистителъной установки
для котслытого агрегата ТП-170.
раз в смену в течение 15—30 мин, либо при очень больших отло-
жениях золы непрерывно. Дробь может применяться при темпе-
ратуре газов до 1000° С.
На рис. 7. 47 приведена дробеочистительная установка ВТИ
для котельного агрегата типа ТП-170. Из бункера 2 при помощи
473

специальных питателей 1 дробь поступает в линии пневмотранс-
порта 10 п подается в дробеуловители 6. Пневмотранспорт дроби
обеспечивается разрежением, создаваемым эжектором, высоко-
напорным вентилятором пли вакуумным насосом. Имеются уста-
новки, в которых подъем дроби осуществляется сжатым воздухом.
На рассматриваемой схеме для пневмотранспорта дроби уста-
новлены эжекторы 5.
При накоплении определенного количества дроби в бункере
дробеуловптеля под действием ее веса открывается мигалка 7,
дробь падает на замедлители 8, при помощи которых фиксируется
высота разгонного участка. Под разгонными трубами установлены
сферические распределители 9 для равномерного распределения
дроби по сечению газохода. Для направления части дробп на
участки труб, расположенных под полусферами, применены кольце-
образные зонты. Дробь и сбитая ею зола собираются в нижних
приемных бункерах 4, расположенных под конвективной шахтой.
В бункера 2 дробь сбрасывается мигалками. Зола от дроби отве-
ивается потоком воздуха при открытии пижних мигалок или
газами, отсасываемыми из шлакового комода. Для улавливания
дроби из горизонтального газохода за конвективной шахтой уста-
новлены бункера с течками 3 для возврата дроби.
Впервые в СССР дробеструйная очистка опробована на Ом-
ской ТЭЦ. Опыты, проведенные на одном из котлов типа ТП-230
Омской ТЭЦ для двух кампаний работы котла (при применении
водяной обмывки поверхностей нагрева и дробеструйной очистки),
показали, что при водяной обмывке и нагрузке 33—55 кг 1сек
сопротивление котельного агрегата составляет 1,7—2,0 кн/м1,
а при дробеструйной очистке и более высоких нагрузках — 0,8—
1,2 кн1мй.
Опыт эксплуатации дробеструйной очистки на Омской ТЭЦ
и ряде других электростанций подтвердил, чтодробевая очистка
является весьма эффективным средством для борьбы с отложениями
золы и- ее применение позволяет значительно удлинить рабочую
кампанию котельного агрегата.
На рис. 7. 48 приведены графики, характеризующие работу
котельного агрегата ТП-230 при работе дробеочистки и вводе
магнезита. Сопоставление рис. 7. 2 и 7. 48 показывает, что дро-
бовая очистка позволила удлинить кампанию котла с 970 до
3000 ч, т. е. в три раза. При этом сопротивление по газоходам почти
не изменилось.
Высокая эффективность дробевой очистки показывает, что
при проектировании котлов, предназначенных для сжигания вы-
сокосернистых мазутов, целесообразно конвективный паропере-
греватель размещать в вертикальном газоходе с горизонтальным
расположением труб в шахматном порядке, что позволит снять
ограничения в длительности работы котельного агрегата из-за
заносов золой. Вместе с тем опыт эксплуатации показал, что
дробевая очистка работает эффективно в том случае, если соче-

тается с вводом присадок, улучшающих структуру отложений.
При липких отложениях дробь обволакивается золой и нормаль-
ная работа дробеочистительной установки нарушается.
При вводе присадок и при рыхлых, сыпучих отложениях золы
на пароперегревателе его очистка, видимо, возможна при помощи
виброустропств. Опыт применения вибрационной очистки шир-
мового пароперегревателя при сжигаппи АШ и сланцев [149 ],
а также пароперегревателя котла Ла-Мопт при сжигании паточ-
ной барды [1501 показал высокую эффективность виброочистки.
Рис. 7. 48. Показатели работы котельного агрегата ТП-230 при вводе магне-
зита и дробевой очистке.
Он—паропроизводителыгость; Эд—разрежевие перед дымососом; Sg 3 j—тоже, перед
первой ступенью водяного экономайзера; SB u j j —то же, перед второй ступенью возду-
хоподогревателя; SB 8 ц—то же, перед второй ступенью водяного экономайзера; ST _
то же, в топке.
Помимо порошкообразных присадок, для уменьшения кор-
розии низкотемпературных поверхностей нагрева используют
также различные патентованные жидкие присадки и газообраз-
ные вещества.
В качестве жидкой присадки в СССР применяют многофункцио-
нальную присадку ВНИИНП-102 (см. раздел 1. 6). Опыты по
определению влияния присадки ВНИИНП-102 на коррозию по-
верхностей нагрева и их загрязнения проводились на котлах ТКЗ
типа ТП-230 (.0=64 кг /сек, р=10 Мн/м2, Zne=510° С). Распили-
вание мазута осуществлялось при помощи 16 вихревых механи-
ческих форсунок ЦККБ, установленных в два яруса на боковых
и фронтовой стенах топки. Котельные агрегаты оборудованы
двухконтурными установками для дробевой очистки конвектив-
ных поверхностей нагрева (водяного экономайзера и воздухоподо-
гревателя). Для получения сопоставимых данных в одном котле
(№ 1) сжигался мазут с присадкой, в другом (№ 2) — без присадки.
Ввод присадки ВНИИНП-102 и подача мазута к котлу произ-
водились по схеме, изображенной на рис. 7. 49. Из резервуаров 11
емкостью по 30 л3 присадка поступала самотеком в промежуточ-
ный бак 10 (7=3 л3) и мерные 9 (7=0,25 №). Затем при помощи
поршневых насосов-дозаторов 8 она подавалась в рециркуляцион-
ный мазутопровод 6 и отводилась в мазутный резервуар 1
475

V = 1000 л3). Регулирование дозировки присадки производилось
вентплем на перепускной линии 7 насосов-дозаторов. Общее время
контактирования присадки с мазутом при температуре топлива
в резервуаре 80° С составляло 4—4,5 ч. Мазут марок 80—200
с содержанием серы 3% и золы 0,3% по трубопроводу 2 от нефте-
перерабатывающего завода поступает в мазутный резервуар, где
перемешивается с присадкой, и насосом 3 через подогреватель 4
подводится к форсункам котла 5. Содержание присадки в мазуте
поддерживалось на уровне
0,2% от расхода топлива,
а при проведении опытов
по влиянию присадки на
содержание в продуктах
сгорания SO2, SOa и тем-
пературу точки росы до-
стигало 0,9%.
При проведении опы-
тов режим работы котель-
ных агрегатов поддержи-
вался неизменным при па-
ропроизводительпости око-
ло 55 кг/сек. Поверхности
нагрева воздухоподогрева-
теля и водяного экономай-
зера очищались дробью
один раз в сутки. Точка
росы измерялась в газо-
ходе перед первой сту-
пенью водяного экопо-
----------»
Рнс. 7.49. Схема топливоподачи при вводе майзера и перед дымосо-
присадки ВНИИНП-102.	сом. Кроме того, опреде-
лялось содержание SOZ и
SO3 в газоходе перед дымососом. Перед проведением опы-
тов поверхности нагрева были тщательно очищены от отло-
жений золы, а после окончания — осмотрены котельные агрегаты
для визуальной оценки эффективности присадки ВНИИНП-102.
Кроме того, после опытов был выполнен фазовый анализ отло-
жений золы с верхней и нижней трубных досок первой ступени
воздухоподогревателей котлов.
В первой серии опытов котел № 1 работал без предваритель-
ного подогрева воздуха в паровых калориферах. При этом темпе-
ратура воздуха на входе в воздухоподогреватель составляла
45—50° С, а температура уходящих газов — 135—140° С. Одпако
через неделю котел был остановлен из-за понижения температуры
перегрева и потери тягп. Осмотр газоходов показал, что концы
труб и нижняя трубная доска первой ступени воздухоподогрева-
теля занесены влажными отложениями. В связи с невозмож-
ностью продолжительной эксплуатации котла при вводе присадки
476

ВНИИНП-102 без предварительного подогрева воздуха в даль-
нейшем опыты были проведены с подогревом воздуха до 110—
115° С в паровых калориферах. Котел № 1 находился в работе
3600 ч, а котел № 2 — 3700 ч.
Анализ результатов опытов показал [151], что при одинако-
вой паропроизводительности и вводе присадки в количестве
0,2% от расхода мазута аэродинамическое сопротивление газо-
ходов котла № 1 растет более быстро, чем в котле № 2 без ввода
присадки.
В табл. 7. 15 приведены данные по составу отложений золы на
входных и выходных концах труб первой ступени воздухоподо-
гревателя. При вводе присадки увеличивается растворимость
отложений золы, однако состав их существенно не изменяется.
Таблица 7.15
Влияние присадки ВНИИНП-102 на состав отложений на трубах первой
ступени воздухоподогревателя
Состав отложений, %	Верхние концы труб		Нижние концы труб	
	котел Mi 1 (с вводом присадки)	котел А) 2 (без присадки)	котел М 1 (с вводом присадки)	Котел М 2 (без присадки)
НаЗО» (свободная)	3,7	5,3	9,1	9,5
A1s(SO4)s	21,8	16,1	15.1	6,1
FeSO« .	30,5	25,9	2,5	1,9
Fe (SO,).,	2,8	—	13,5	—
CaSO«	5,3	6,1	16,0	15,6
MgSO*	1,7	4,4	1,8	6,6
Na3SO4	28,9	27.9	26,6	31,6
Нерастворимый остаток	1,6	3,3	2,3	6,9
Визуальные наблюдения подтвердили, что в котле с вводом
присадки структура отложений золы и их величина на паропере-
гревателе были такими же, как нри сжигании мазута без присадки
ВНИИНП-102.
На рис. 7. 50 представлена зависимость содержания SO.,,
SO3 и точки росы от концентрации присадки в мазуте. Из графи-
ков следует, что при концентрациях присадки ВНИИНП-102
в количестве до 0,9% от расхода топлива температура точки росы
почти не изменяется. Аналогичные данные приведены в ра-
боте [152 ]. Этот результат согласуется с опытами ВТИ [29 ],
на основании которых установлено, что при вводе присадки
ВНИИНП-102 коррозия не уменьшается (см. рис. 7. 34).
Приведенные данные показывают, что высокая эффективность
присадки ВНИИНП-102, обнаруженная в работах [153, 154 и др. ],
при сжигании высокосернистых мазутов в топках паровых котлов
электростанций не подтверждается.
177

Рис. 7. 50. Влияние присадки ВНИИНП-102 на со-
держание SO», SOs в дымовых газах и температуру
точки росы.
1 — содержание ЗОз; 2 — содержание ЭОг; з—температура
точки росы; 4 — содержание СО».
Рис. 7. 51. Зависимость скорости коррозии углеродистой стали в серной
кислоте от концентрации H2SO4 и терамипа (все отношения — объемные).
а—серная кислота при <ст= 100° С; б—серная кислота/терамин 1/0,1 при 10т =
= 100° С; в—серная кислота/терамин 1/1 при <от = 100° С; е—серная кислота
/терампн 1/5 при *ст= 100° С; 0 —серная кислота при <ст= 150° С; е —серная ки-
слота/терамин /0,1 при 1Ст = 150° С; ж — серная кислота при tCT = 20° С; з — сер-
ная кислота/терамин 1/1 при /ст = 120° С; и — серная кислота/терамин 1/1 при 1ст =
= 150° С.
478

За рубежом для предупреждения коррозии поверхностей
нагрева с температурой ниже точки росы в последнее время стали
применять гетероциклические третичные амины (терамин), полу-
чаемые из каменноугольной смолы. Терамин является ингибито-
ром коррозии. При нормальных условиях терамин представляет
собой жидкость с относительной плотностью около единицы и тем-
пературой начала кипения 150° G. При 160° С выкипает 93%, а
при 170° С — 100% жидкости превра-
щается в пар. Терамин распыляют в га-
зоходы с температурой газов около
250° С. Пары терамина при конденса-
ции на более холодной стенке образуют
пленку жидкости, которая пассивирует
поверхность от окисления серной кис-
лотой. Полагают, что роса серной
кислоты осаждается на пленке тера-
мина в виде мелких капелек.
В работе [1551 приведены резуль-
таты лабораторных исследований кор-
розии углеродистой стали в зависимости
от температуры стенки, концентраций
серной кислоты и терамипа. Опыты
показали (рис. 7. 51), что с повыше-
нием температуры стенки присадка те-
рамипа должна возрастать. Так, при
1СТ =100° С отношение H2SO4 к терами-
ну (по объему) должно составлять 1/5,
а при £Ст =150° С — не менее 1/10.
терамипа в газоход возду-
хоподогревателя котла
электростанции Беиксайд.
1 — ввод аминов; 2 — стальные
трубы (II ступень); з — вход
газов; 4 — выход уходящих га-
зов; S — вход холодного возду-
ха: в — чугунные секции
(I ступень).
Для надежной защиты от коррозии те-
рамин в конденсирующейся па поверхности пленке должен
быть в избытке.
На рис. 7. 52 изображена схема ввода терамипа в газоход между
первой и второй ступенями воздухоподогревателя котлов Фостер
Уилер (П=47 кг/сек) электростанции Бенксайд [156). Терамин
распиливался при помощи четырех пневматических форсунок.
Ввод терамипа 0,45% от расхода топлива при сжигании
мазута с содержанием серы 3—4% уменьшил коррозию почти
в 10 раз и существенно облегчил очистку воздухоподогрева-
теля.
В табл. 7. 16 приведены результаты использования терамипа
в промышленных условиях по данным [13, 156] в обработке
Б. И. Клячко [33 ].
Применение терамипа позволяет существенно уменьшить тем-
пературу уходящих газов и повысить к. п. д. котлов. Вместе с тем
для надежной защиты поверхности нагрева необходимо эффектив-
ное распыливапие и осаждение его на всей поверхности. Кроме
того, вследствие токсичности паров терамипа система ввода должна
быть совершенно герметичной.
479

Эффективность применения терампна
Таблица 7- 16
1 Л1.М п j п 1	Электростанция, характеристика котла	Характери- стика мазута	Дозировка присадки, 0/ /0	Место ввода присадки, температура газов	Продолжи- тельность опытов, ч	Элементы, подвергавшиеся иснытанпю	Температура СТСПШ1, °C	Результаты применения присадки	
								в отношении агрессивности дымовых газов	в отношении характера отложений
1 2	Марчвуд D = 6915 кг/сек", р = 8,5 ЛМ/.ч2; Zne=490° С Бепксайд D =47,2 кг/сек	S 4% г„=121— 148= С S 3-4% ip -=127— 144° С	— 0,3 От 0,015 ДО 0,063	Между горя- чей и холод- ной секциями воздухоподо- гревателя одной поло- вицы котла При ;г = 177° С	700 313—1019	Чугунные трубы возду- хоподогрева- теля одной половины котла Чугунные секции возду- хоподогрева- теля Г'пп =177° С т“ = вп = 132—138" С t'o = 30° С	93— ПО	В отложспиях с чугунных труб количество растворимого железа уменьши- лось на 30% Скорость корро- зии снизилась с 0,1 до 0,01 л.ч за 1000 ч прп дозировке тора- мина 0,045% и до 0,055 л.н за 1000 ч при дози- ровке 0,015%	В половине котла, подвер- гавшейся обра- ботке тсрамииом» отменено повышен- ное количество черных отложе- ний, содержащих золу мазута, коксовые веще- ства, следы присадки В опытах с при- садкой в составе отложений отсутствовали сульфаты. Боль- шие скопления коа гулиропаиного углерода при дозировке тср- амипа 0,063%. При дозировке 0,015-0,02% ко- личество отложе- ний незначитель- ное

То
Го ла-
1Г. Гс."
Котс.
ио го
фор.мы
/J-3
судо-
тнна
Вабкок
/Г J  сек
.‘I ин на in и рс кии
котлы посла
перевода па
мааут
Высоко-
серии
СТЫ1(
мазут
Перед эконо-
майзером
Длите-
лыс
эксплуата-
ционные
наблюде-
ния

Эксперимен-	98-	При иноде ииги	
тальный зонд с воздушным охлаждением устанавли- вался в газо- ходе котла	113	битера средина за опыты ско- рость коррозии (отнесенная к 1000 ч) состав- ляла 0,095 -и.м против 0,27— 0,50 мм при отсутствии присадки	
Одна п.; ПОЛО-		Па обработанной	На обратной
ВИН двухпо		стороне скорость	стороне отлолсе
точного возду-		коррозии оказа-	пни было горал.
хоподогрева- теля ^ПН	‘ Лш	154		лась в 4 раза ниже	больше
Эксперимен-	97—	В отложениях,	
тальные зонды, охлаждаемые водой, уста- навливались в газоходах котла	127	смывавшихся с зондов, раство- римого железа было па 80% меньше	
Трубы эконо-	—	Прекратилось	)1(Н1гр.\|[Ост1, па
майзера		образованне отложен nii продуктов коррозии	грена покрыта лишь топким слоем сажи

В качестве газообразной присадки для понижения точки росы
продуктов сгорания и интенсивности коррозии применяется ам-
миак. Газообразное состояние присадки по сравнению с твердым
или жидким состояниями имеет бесспорные преимущества, так как
благодаря диффузии обеспечивается быстрый и эффективный кон-
такт с сериым ангидридом и парами серной кислоты.
В газовой среде прп t .< 350° С аммиак с серным ангидридом в
присутствии водяных паров образует бисульфаты аммония, которые
в зависимости от температуры могут
быть в жидком или твердом состоя-
ниях. Реакцию можно записать
в виде:
NH34-H2O + SO3 -4 NH4HSO4. (7. 3)
При избытке аммиака реакция
идет дальше с образованием суль-
фатов аммония
NH4H2SO4 4- NH3 -> (NH4)2 SO4. (7.4)
Реакция (7. 4) протекает между
твердой или жидкой фазами и газом
и скорость ее значительно меньше,
чем реакции (7. 3). Кроме того,
время реакции ограничено продол-
жительностью контакта аммиака с
дымовыми газами. В результате про-
дукты реакции даже при значитель-
ном избытке NH3 содержат бисуль-
фаты аммония. Этим обстоятель-
ством, видимо, объясняется пониже-
ние температуры росы дымовых
ри дозировке аммиака, намного мень-
шей, чем это следует по стехиометрическому расчету * (рис. 7. 53).
Бисульфаты аммония имеют температуру плавления 146,4° С
и при более низких температурах оседают на стенках труб, обра-
зуя особо липкпе отложения, которые трудно удалить обдувкой
пли дробевой очисткой. Для очистки труб применяется обмывка
их водой [1, 13, 34]. При увеличении дозировки аммиака отло-
жение бисульфатов аммония уменьшается, но в некоторых слу-
чаях [33 J появляется коррозия поверхностей нагрева с темпера-
турой значительно выше tp дымовых газов. По данным [50 ]
этой коррозии можно избежать при одновременном вводе аммиака
и доломита.
Опыты [13, 48, 50 ] показали, что при использовании в ка-
честве присадки аммиака в количестве около 0,05% от расхода
мазута коррозия резко уменьшается. Так, по данным Б. Э. Бон-
1-----1----1-----1
О 0,02 0,0i	0,06 0,06
Концентрация аммиака в °h>
от расхода топлива
Рпс. 7. 53. Зависимость тем-
пературы точки росы дымовых
газов от концентрации аммиа-
ка по данным [48].
а — температура точки росы водя-
ных паров.
газов до tn водяных паров
* По уравнению (7. 4).
482

Эффективность применения аммиака
Таблица 7. 17
	Элоктуостап- ни я		Воздухоподо- греватель	Характери- стика топлива		1 дози- ровка, г /кг	Xi >аитсристи1О1 прпс.а;		Результаты применении присади
							способ доииуопк п подачи п коте;	место лоода, температура газов	
1	Диппедаль (Франция)	Фирма Зульцер /)=- 25 кг/сек-, Р = 8,9 Мн/.и-’; 1 не ” 515" С, 7'ух = 149= С	Чугунный трубчатый, три секции	я		1,3	Из баллонов в смеси с сжатым воздухом через сетчатый распре- делитель	Перед экономай- зером» 455г' С	Точка росы снизилась до точки росы НаО (при дози- ровке 0,66 г/кг точка росы оставалась неизменной около 143° С). Коррозия несколько уменьшилась. За 12 суток по- догреватель забило. Потребо- валась остановка котла и от- мывка водой. Попытка приме- нить дробь диаметром 6 .м.м пе дала положительных ре- зультатов, забивание усили- лось, так как дробь покрыва- лась влажными отложениями
	Папт- Шевирс (Франции)	Фирма Комбасшси Инжиниринг	Трубчатый, углероди- стая сталь» три секции	я	4%	0,0	Через сетчатый распределитель	Перед воздухопо- догревате- лем, 335° С	Точка росы снизилась до — 60е С.. Быстро забивались трубы воздухоподогревателя. Требовалось через недолю останавливать котел и промы- вать воздухоподогреватель

веча, на котле НЗЛ производительностью 21/24 кг!сек при сжи-
гании мазута с содержанием серы до 3,2% присадка 0,U4% ам-
миака понизила температуру точки росы с 140 до 53° С (рис. 7. 54).
При этом скорость коррозии была незначительна.
Аммиак следует вводить в газоходы с температурой дымовых
газов 300—500° С, так как при i=600°C он быстро разлагается.
Для увеличения продолжительности контакта с дымовыми газами
ввод аммиака должен быть расположен на возможно большем
расстоянии от поверхности нагрева.
В табл. 7. 17 приведены эксплуатационные данные об эффек-
тивности присадки аммиака в дымовые газы при сжигании высоко-
сернистых мазутов [13 ].
Анализ способов защиты поверхностей нагрева паровых кот-
лов от коррозии и заносов золой при сжигании сернистых мазутов
показывает, что напболее прогрессивным и перспективным мето-
дом является эксплуатация топок с минимальными избытками
свободного кислорода. На многих зарубежных котельных агре-
гатах при сжигании высокосерпистых мазутов с малыми избыт-
ками воздуха полностью предотвращены коррозия и загрязнение
высоко- и низкотемпературных поверхностей нагрева [5, 78—82],
что позволяет понизить температуру уходящих газов вплоть до
120° С и увеличить к. п. д. до 94—95%.
Реализация такой возможности на отечественных электростан-
циях [1571 разрешит отказаться от сложных и громоздких
устройств для ввода присадок и дробовой очистки, увеличит
продолжительность непрерывной работы и надежность котель-
ных агрегатов, повысит их к. п. д. и улучшит состояние воздушного
бассейна в районах расположения станций большой мощности.
484

ЛИТЕРАТУРА
I.	Wilkinson Т. J., С 1 а г к e D. G. Problems encountered with
the use of high sulphur content fuel oils at marchwood generating station and
experience with chemical additives. J. of Institute of Fuel. v. 32, No 217,
1959.
2.	Санд л ер В. А. Опыт сжигания мазута па электростанциях.
ЕТИ ОРГРЭС, 1962.
3.	Проблема сжигания мазутов в газотурбоустановках. Сб. «Газовые
турбины». Основные проблемы газотурбостроения (ред. Б. С. Стечкни),
ЙЛ, 1957.
4.	Опыт работы с присадками к топливам для газовых турбин в Швей-
царии. V Международный нефтяной конгресс, т. V, Гостоптехиздат, 1961.
5.	Современные котлы и топочные устройства. (Хроника к промышлен-
ной выставке 1957 г. в Гапповере, ФРГ.) Сер. Энергетика за рубежом, БТИ
ОРГРЭС, 1958.
6.	Р i е t г о р а о 1 i Lucio. Problem! di coinbustione nelle centralli
lerniiche di media e grande polenzialita funzionanti a combustibile solido
e liguido. Calore, v. 31, N 10, 1960.
7.	Льюис А. Образование отложений прп непрерывном сгорании
нефтяных топлив. IV Международный нефтяной конгресс, т. VII, Гостоптех-
пздат, 1957.
8.	Sieverding F. Erfahrungen — besonders hinsichtlich der vana-
dium — korrosionen — an einem mit gichtgas oder heizol botriebenen benson-
kessel. Mitteilungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr. 65, 1960.
9.	Boo key .1. T. B. The economic use of industrial fuel oils, III.
The Steam Engineer, v. 25, No 294, 1956.
10.	McIlroy J. В., H о 11 e r E. J. and Lee R. B. The appli-
cation of additives to fuel oil and their use in steam — generating units. Tran-
sactions of the ASME, v. 76, No 1, 1954; Power, v. 97, No 3, 1953.
11.	В a k e г R. A. Lingen combats boiler tube corrosion with Mg (OH):.
Power Engineering, v. 64, No 9, 1960.
12.	Кожевников А. В. Тяжелое жидкое топливо для газовых
турбин. Гостоптехиздат, 1958.
13.	J а г v is W. D. The selection and use of additives in oilfired boi-
lers. J. of the Institute of Fuel, v. 31, N 214, 1958.
14.	G u m z W. Rauchgastaupunkt und rauchgaskorrosionen. Brenn-
stoff — Warme — Kraft, Bd. 9, No 3, 5, 1957.
15.	Добрянский А. Ф. Геохимия нефти. Гостоптехиздат, 1948.
16.	Garner F. И., G r e e n S. I., II a r p e r F. D. and Pegg
R. E. The metallic elements residual fuel oils. J. of the Institute of
Petroleum, v. 39, No 353, 1953.
17.	Woodie R. A. and Chandler W. B. Mechanism of occur-
rence of metals in petroleum distillates. Industrial and Engineering Chemi-
stry, v. 44, No 11, 1952.
18.	Г у л я e в а Л. А. Ванадий и никель в нефтях девона. Труды Ин-
ститута пефти, т. И, Изд. АН СССР, 1952.
19.	Фатья по в А. Д. Зола мазутов и образование отложений
при их сжигании. Сб. «Физико-химические и эксплуатационные свойства
сернистых котельных и дизельных топлив» (ред. А. Л. Фейгин), ГОСИНТИ,
1958.
20.	Николаева В. Г., ДухнннаА. Я., Комаров Б. И.,
Левинсон Г. И. Изученпе антикоррозионных присадок к остаточным
топливам, содержащим ванадий н серу. Химия и технология топлив и масел,
№ 10, 1961.
485

21.	Л ппштейв P. A., X а й к и п а С. Э., ГГипзбургЭ.
О ванадиевой коррозии в котельных установках. Теплоэнергетика, Л»
1961.
22.	С и п я в с к и й А. В. К вопросу влияния ввода извести в газо-
ходы котлов на структуру и состав зольных отложений, образующихся при
сжигании мазутов. Орджоникидзе, 1957.
23.	С е к т К. И. и К у з н е ц о в а Т. П. Определение ванадия
в отложениях на поверхности пагрева котлов и лопатках турбин. Зав. лаб.
т. 23, № 8, 1958.
24.	Зульцер И. Борьба с отложениями золы путем добавления
присадок к тяжелым нефтепродуктам. См. источник [7].
25.	П ф е и и г е р Г. Опыт эксплуатации газовых турбин, работающих
на тяжелом нефтяном топливе, и применение газовых турбин в нефтяной про-
мышленности. См. источник [7].
26.	М аш и ре в a JI. Г., Зимина К. И. Спектрографическое оп-
ределение ванадия в мазуте. Химия и технология топлив и масел,
А° 2, 1961.
27.	К о с т р и к и н 10. М. и Р у м я п ц е в а В. Л. Определение
содержания свободной серной кислоты в котельных отложениях. Зав. лаб.
т. 28, № 4, 1958.
28.	Б л а г о в а Т. А. и Л и п ш т о й п Р. А. Систематический ана-
лиз состава золы нефтепродуктов и наружных отложений с котлов и лопаток
газовых турбин. Сб. «Борьба с коррозией двигателей внутреннего сгорания
и газотурбинных установок». Машгиз, 1962.
29.	Клячко Б. И. Коррозия и загрязнение поверхностей нагрева
паровых котлов при сжигании сернистых мазутов. Высокотемпературная
коррозия, сер. Энергетика за рубежом, БТИ ОРГРЭС, 1963.
30.	Г е л л ер 3. И. Высоковязкпе мазуты как котельное и печное
топливо. Гостоптехиэдат, 1959.
31.	Иванов К. И., 3 е г е р К. Е. О качестве и составе жидких
котельных топлив СССР. БТИ ОРГРЭС, 1961.
32.	Н u g е Е. С., Plotter Е. С. The use of additives for the pre-
vention of lowtemperature corrosion in oil — firid sleamgeneraling units.
Transactions of the ASiME, v. 77, N3, 1955.
33.	Клячко Б. И. Коррозия и загрязнение поверхностей нагрева
паровых котлов при сжигании сернистых мазутов. Низкотемпературная кор-
розия, сер. Энергетика за рубежом, БТИ ОРГРЭС, 1962.
34.	Rosahl О. Olfeuerungen fur dampfkessel. Technische Miltei-
lungen, Bd. 51, N 7, 1958.
35.	Б e p e з н e г о в с к а я В. Н. Загрязнение и коррозия водяных
экономайзеров и воздухоподогревателей. Энергохозяйство за рубежом. Л» 2,
1957.
36.	Ю н г В. Е. и Г е р т л и А. Е. Исследование некоторых присадок
для уменьшения коррозионности золы остаточных топлив. Экспресс-информа-
ция АН СССР, сер. Химия и переработка нефти, вып. 10 («№ 37—40),
1958.
37.	W i с k е г t К. Das system Na2O—V2O6—SOa und seine bedeutung
fur die heizflachenverschmutzung in olfeuerungen. Erdol und Kohle Erdgas
Petrochemie, N9, 1960.
38.	J arris W. D. The oceurence of corrosion on the fire side of mo-
der boilers. Chemistry and Industrial, N42, 1961.
39.	Norris R. S. Vanadium corrosion in boilers — cause, effect and
remedies. Power Engineering, v. 63, N 5, 1959.
40.	Clark F. E. Vanadium ash problems in oil filed boilers. J of the
American Society of Naval Engineers, Inc., v. 65, N 2, 1953.
486

41.	Д ж е к л и п К., ЛидерсонД. и Тоипсоп X., Иссле-
дование нагара в котлах, работающих на мазутах. Сб. «Прпсадкп к моторным
и котельным топливам» (ред. А. Л. Фейгин), ЦНИИТЭнефть, 1957.
42.	К р осеней и М а р с к е л л. Эксплуатационная готовность
котлов. Со. «Сжигание топлива» (ред. Г. Ф. Кнорре), Госэпергоиздат,
1957.
43.	J ones С. К. and Hard у П. L. Petroleum ash components and
their effect on refractories. Industrial and Engineering Chemistry, v. 44, Nil,
1952.
44.	Князев H. M-, Синявский А. В. и Стариков M. Г.
Изменение присадки свойств отложений на поверхностях нагрева мазутных
котлов. Электрические станции, № 1, 1957.
45.	Николаев С. Г. Иностранные спецификации на нефтепро-
дукты. ЦНИИТЭнефть, 1956.
46.	Эванс Е. Б., Маклин Д. X., Шари Ф Р., В и н-
в о р д А. Использование остаточного топлива для газовых турбин. Cm-
источник [7].
47.	G о 11 i n G. J. Oil firing for large boilers. Elekctrical Power Engi-
neering, v. 39, N 12, 1957.
48.	Rendle L. K., Wilsdon R. D. The prevention of acid con-
densation of oil-fired boiler. J. of the Institute of Fuel, v. 29, N 188, 1956.
49.	Anderson D. К., M a n 1 i k F. P. Sulfuric acid corrosion
in oil-fired boilers studies on sulfur — trioxide formation. Transactions of
the ASME, v. 80, N 6, 1958.
50.	Rendle L. K., Wilsdon R. D., Whittingham G. Fi-
reside corrosion in oil-fired boilers. Combustion, v. 31, N 2, 1959.
51.	Phillips N. D., Wagoner C. L. Oil-ash corrosion of sup-
perheater alloys in a pilot—scale furnace. Paper ASME, NA-281, 1959.
52.	Л и п ш т e й н P. A., X а и к и п а С. Э., Гинзбург Э. С.
Стойкость металла газовых турбин против ванадиевой коррозии. Тепло-
энергетика, № 8, 1960.
53.	Frederick S. Н. and Eden Т. Е. Corrosion aspects of the
vanadium problem in gas turbines. Proceedings of the Institution of Mechanical
Engineers, v. 168, N 3, 1954.
54.	Л о с и к о в Б. В. Фатьянов А. Д., М и к у л и н 10. В.,
Александров Л. А., К о з и о в Г. Г., Б е р е з и и а Р. М. Об ис-
пользовании остаточных топлив в газовых турбинах. Химия и технология
топлив и масел, № 8, 1961.
55.	В е t t е г i d g е W., Sachs К., Z e w i s H. The influence
of vanadium pentroxide on the high — temperature scaling of heat — resis-
ting alloys. J. of the Institute of Petroleum, v. 41, N 377, 1955.
56.	В e д e н к п н С. Г., К а з и м п р с к а я Е. Л. О влиянии газо-
вых сред при высоких температурах на коррозию сплавов (обзор). Металло-
ведение и обработка металлов, № 5, 1956.
57.	G u m z W. Hoch-und niedertemperatur korrosion in kesselan-
lagen. Mitteilungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer. N 56, 1958.
58.	Масленников M. С. Контроль влажности топлива, дымовых
газов и точки росы. Госэнергоиздат, 1951.
59.	С г u m 1 е у Р. Н., F 1 е t с h е г A. W. The formation of sulfur,
trioxide in flue gases. J. of the Institute of Fuel. v. 29, N 187, 1956.
60.	J о h n s t о n e H. F. The corrosion of power plant eguipment by
flue gases. University of Illinois Engineering Experiment Station, Bulletin
v. 28, N 41, 1931.
61.	Rylands I. R., J enkinson J. R. Bonded deposits on eco-
nomiser heating surfaces. Engineering, N 24, 1943.
487

62.	ПетросяпР. А. Некоторые результаты определения точек
росы продуктов сгорания различных топлив. Теплоэнергетика, № 2, 1958.
63.	К е г г R. and VV i t h e s R. L. Corrosion of water heaters by
flue gases. J. of the Institute of Fuel, v. 22, No 125. 1949.
64.	Фрезер. Сжигание жидкого топлива. См. источник [421.
65.	Ш и ц м а н С. Е. Точка росы дымовых газон. Теплоэнергетика
№ 6, 1954.
66.	Н а г 1 о w W. F. Causes of flue gas deposits and corrosion in mo-
dern boiler plants. Engineering and Boiler Hause Review, v. 64, No 4, 1949.
67.	Harlow W. F. The formation of sulphuric acid in boiler flue
gases. ASME-Paper, No 56 A-159, 1955.
68.	Hodson P. Influence of fine particles on corrosion of economisers
and air-preheater surfaces by flue gases. Transactions of the ASME, v. 77,
No 3, 1955.
69.	Burnside. W. W. G- M a r s k e 1 1 and M i 11 e r J. M. The
influence of superheater metal temperature on the acid dew-poimt of flue
gases. J. of the Institute of Fuel, v. 29, No 185, 1956.
70.	С о r b e 11 P. F., F 1 i n t D. and Littlejohn R. F. Deve-
lopments in the В. C. U. R. A. dew—point meter for the measurement
of the rale of acid build-up on cooled surfaces exposed to flue gas. J. of the
Institute of Fuel, v. 25, No 146, 1952.
71.	С т e п а п о в А. В., П у ч к п ц А. В. Определение SO» и SOs
в уходящих газах дизельных, газотурбинных и котельных установок. Тепло-
энергетика, Л» 8, 1961.
72.	G о г b е t t Р. F. The SOs—content of the combustion gases from
an oil-fired water-tube boiler. J. of the Institute of Fuel, v. 26, No 151, 1953.
73.	T а у 1 о r R. P. and Lewis A., SOs—formation in oil firing.
Congress international du Chauffage Industriel, Gr, 11—Sect. 24, No 154.
Paris, 1952.
74.	Dooley A., Whittingham G. The oxidation of sulfur
dioxide in gas flame. Transaction of the Faraday Society, v. 42, 1946.
75.	Whittingham G. The oxidation of sulfur dioxide in combu-
stion processes. Thira Symposium on Combustion, Flame and Explosion Phe-
nomen, 1949.
76.	L e e s B. An investigation into the air—heater corrosion of oil—
fired boilers. J. of the Institute of Fuel, v. 29, No 183, 1956.
77.	С. r 0 s s 1 e у H. E., P 0 11 A. and S w e e t t F. The reduction
of sulphur trioxide by constituents of boiler flue dust. J. of the Institute of
Fuel, v. 21, No 213, 1947.
78.	GlaubitzF. Die wirtschafliche verbrennung von schwefel-
haltigem heizdl ein mittel zur vermeidung von taupunktschwierigkeiten ini
kesselbetrieb. Mitteilungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr. 68,
1960.
79.	G 1 a u b i t z F. Betriebserfahrungen an olgefeuerten kesseln bei
der verbrennung von schwefelhaltigem heizol mit geringstem luftuberschup.
Mitteilungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr. 73, 1961.
80.	Клеве К. Паровые котлы с мазутными и комбинированными топ-
ками. Перевод БТИ ОРГРЭС, 1962.
81.	Е ns ink F. Erfahr ungen an Olgefeuerten kesseln mit eckenung
frontalfeuerung. Mitteilungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr. 73,
1961.
82.	S a u e r w e i n K. Erfahrungen bei olfeuerung im horizontal-
ziklonkessel. Mitteilungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr 74, 1961.
83.	Bulletin Association france technicians petrole. No 135, 1959.
488

84.	_ L e n е 1 К. R. Entwickliiiigslendenzen im englischen kesselbau
seit 1950. Mitteilungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr 68, I960.
8.	5. Oil firing gas be clean and efficient, corrosive action of boiler flue
gases has been minimized by new burner, Modern Power and Engineering,
v. 55, Nr. 6, 1961-
86.	Внуков А .К. и К о ф м a ii Л. M- О влиянии воздушного
режима па образование серного ангидрида. Электрические станции, № 8.
1962.
87.	С а н д л е р В. А. Влияние режимных факторов и присадок магне-
зита на температуру точки росы дымовых газов при сжигании высокосерни-
стого мазута. Наладочные и экспериментальные работы ОРГРЭС, вып.
XXVIII, Госэнергоиздат, 1962.
88.	Блох А. Г. Основы теплообмена излучением. Госэнергоиздат,
1962.
89.	S t е i n J., Т а у 1 о г В. G. S., Wade С. R. Technigues emp-
loyed in a study of the properties of flue gases from large oil—fired boilers.
J. of the Institute of Fuel, v. 34, No 240, 1961.
90.	Reed L. E., Wallin S. C. The effect of operating conditions
on the performance of different types of oil burners. J. of the Institute of Fuel,
v. 34, No 240, 1961.
91.	Taylor II. D. The condensation of sulphuric acid on cooled sur-
faces exposed to hot gases containing sulphur trioxide. Transactions of the
Faraday Society, v. 47, 1951.
92.	Haase R., R e h s e M. Ermittlung der taupunkt von rauchgasen
aus dem verdampfugsgleichgewicht des system wasser—schwefelsaure. Mitlei-
lungen der Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr 62, 1959.
93.	J о h n s t о n e H. F. An electrical method for the determination
of the dew-point of flue gasses. University of Illinois Engineering Experi-
ment Station, Bulletin, v. 23, 1929/30.
94.	P о з e и б e p г Г. Ш. Точка росы продуктов сгорания жпдкпх
топлив. Теплоэнергетика, № 3, 1957.
95.	RogenerH.	Taupunkt—vergleichmessungen. Mitteilungen der
Vereinigung Grosskesselbesitzer, Nr 68, 1960.
96.	Л e й ф м а и M. И. О некоторых результатах определения темпе-
ратуры точки росы. Теплоэнергетика, № 8, 1960.
97.	Клячко Б. И., Кузнецов Н. В., Петросян Р. А-
Низкотемпературная коррозия поверхностей нагрева котельных агрегатов
при сжигании сернистых топлив. Сб. «Повышение параметров пара и мощ-
ности агрегатов в теплоэнергетике», Госэнергоиздат, 1961.
98.	Клячко Б. И. Измерение точки росы дымовых газов. Электри-
ческие станции, № 2, 1959.
99.	С 1 е v е К. Einfluss der feuerfiihrung auf den taupunkt der abgase
von schwefelolfeuerungen. Energie., v. 12, Nr. 11, 1960.
100.	Кузнецов H. В. Рабочие процессы и вопросы усовершенство-
вания конвективных поверхностей нагрева котельных агрегатов. Госэнерго-
пздат, 1958.
101.	БалезннС. А., К р а с о в и ц к а я Т. И. Влияние концен-
трацпн кислот на нх агрессивность по отношению к углеродистым сталям.
Ж. прикл. хим., т. 24, вып. АН СССР, 1951.
102.	R у 1 а п d s J. R., J enk inson J. R; The corrosion of hea-
ting surfaces on boiler plants. Proceedings of the Institution of Mechanical
Engineering, v. 158, No 4, 1948.
103.	Weintraub M., Goldberg S., OrningA. A. Study
of sulfur reactions in furnace deposits. Transactions of the ASME, Sepies A. J.
of Engineering for Power, v. 83, No 4, 1961.
489

104.	II о w М. Е., К ел г R. W., Whittingham G. I. The formation
and behaviour of SOs in small-scale pulverized fuel fired furnace. J. of the
Institute of Fuel, v. 31, No 205, 1958.
105.	U p m a 1 i s A. Der stromungseinflup auf die corrosion. Brenn-
stoff—Wiirme—Kraft, Bd. 13, Nr. 5, 1961.
106.	Mohammad II a n e f f. Corrosion tests of materials exposed
in flue gases from oil firing. J. of the Institute of Fuel, v. 33, No 23-3,
1960.
107.	Клячко Б. И., Сучков В. И. Коррозия низкотемпера-
турных поверхностей нагрева при сжигании сернистых топлив. Электрические
станции, № 2, 1960.
108.	Thurlow G. G. An air-cooled metal probe for the investiga-
tion of the corrosive nature of boiler flue gases. J. of the Institute of Fuel,
v. 25, No 146, 1952.
109.	К e a r R. W. A constant temperature corrosion probe. J. of the
Institute of Fuel, v. 32, No 221, 1959.
110.	Alexander B.S., Fielder M. Л. Acid deposition in oil-
fired boilers, Comparative trials of additives and testing technigues. J. of the
Institute of Fuel. v. 34, No 241, 1961.
111.	Draayer H., Pel H. I. Der einfluss von dolomit auf den
sauretaupunk und auf die niedertemperalurcorrosin in olkesseln. Brennstoff—
Warme—Kraft, Bd. 13, Nr 6, 1961.
112.	В u c k 1 a n d B. O. a. S a n d e r s D. G. Modified residual fuel
for gas turbines. Transactions of the ASME, v. 77, No 8, 1955.
113.	Z о s c h a k R. J., В г у e r s R. W. An experimental investi-
gation of fuel additives in a supercharged boiler. Transactions of the ASME,
Series A. v. 82, No 3, 1960.
114.	Gu m z W. Operational experience with air preheaters. The Steam
Engineer, v. 26, No 303, 304, 1957.
115.	Кроль Л. Б., В a p а в и ц к и й И. Б. О компоновке и
расчете устройств для подогрева воздуха паром в котельных установках.
Изв. ВТЙ, № И, 1952.
116.	В а р а в и ц к и й И. Б. Новые схемы компоновки хвостовых
поверхностей нагрева котельных агрегатов. Госэнергоиздат, 1961.
117.	В а р а в и ц к и й И. Б., Крол ь Л. II. и X а р к и н Ю. А.
Повышение экономичности электростанций при паровом подогреве воздуха.
Электрические станции, № 3, 1954.
118.	Bole W. U., Effenbergcr Н. Vermeidung von luftvor-
warmerkorrionen an dampferzeugern. Energietechnik, Nr 4, 1956.
119.	Lees B. Blockage and corrosion of flate and tubular recuperative
air heaters. J. of the Institute of Fuel, No 176, 1955.
120.	В a p а в и ц к п й II. Б., К р о л ь Л. Б. и К у з н е ц о в II. В.
Снижение температуры уходящих газов путем рациональной компоновки
котлоагрегата. Электрические станции, А: 2, 1955.
121.	К р о л ь Л. Б., Розепга у з И. Н. Применение газовых ис-
парителей на электростанциях высокого давления. См. источник [97J.
122.	С у х о п о с о в А. А., Б а га м а к о в А. С. Газомазутный котель-
ный агрегат ТГМ-153 с газовым испарителем. Энергомашиностроение,
А» 6, 1962.
123.	Г е р а с и м ч у к В. Б. и Костик В. И. Исследование анти-
коррозийной схемы хвостовых поверхностей котла ПК-20. Наладочные и
экспериментальные работы ОРГРЭС, вып. XXVI, Госэнергоиздат, 1962.
124.	Thurlow G. G. Corrosion studies on a model rotary airpreahea-
ler. Proceedings of the Institution of Mechanical Enginers. v. 168, No 20,
1955.
490

125.	Перли Г. II., Скибицкий М. С. и Макаров Г С.
Опыт эксплуатации регенеративных воздухоподогревателей. Энергомашино-
строение, № 3, 1961.
126.	BothemickE. F., Р а г m a k i е n G. Tubular air —
heater problems. Transactions of the ASME, v. 75, No 5, 1953.
127.	Hawley C. F. Design reguirements for steam generation with
high—cost fuels. ASME Paper, No 58, 1959.
128.	FrenzkeA. Braunkohlefeuerungen. Brennstoff—Warrne— Kraft,
Bd. 13, 14, 1961.
129.	Осетинский А. П. Совещание uo конструкциям хвостовых
поверхностей котлов, работающих на высокосернистых топливах. Тепло-
энергетика, Л» 4, 1958.
130.	Масленников М. С. Меры борьбы с низкотемпературной
газовой коррозией в котельных установках. Теплоэнергетика, Л» 4, 1958.
131.	Ashman R. The problems of corrosion, blockage and smut emis-
sion from combustion processes. The Steam Engineer, v. 30, May, 1*961.
132.	Ulrich H. Erfahrungen mil dolomit als additiv jm olfeuerungs-
betrieb von dampkesseln. Energie, Bd. Nr 10, 1959.
133.	Gorbett P. F. and Flint D. The influence of certain smokes
and dusts on the SO3—content of the flue gases in powerstation boilers.
J. of the Institute of Fuel, v. 25, May, 1953.
134.	Наладка и эксплуатация оборудования на Ново-Уфимской ТЭЦ.
Госэнергоиздат, 1961.
135.	Рудаков Я. Д., Мартынов Л. В., Кузнецова В. В.
Присадка каустического магнезита при сжигании мазутов. Электрические
станции, Л» 9, 1961.
136.	С е р е ж и 1г к о в В. Г. Новые обдувочные аппараты ЦКТИ —
Ильмарине. Электрические станции, № 5, 1956.
137.	Гуляев М. А. Ударная сажеобдувка для пароперегревателей
и водяных экономайзеров. Электрические станции, № 2, 1951-
138.	Фомин В. С. Обдувочный прибор выдвижного типа для кон-
вективных поверхностей нагрева. Энергомашиностроение, Л» И, 1956.
139.	Г л е б А. Я. Автоматизация обдувки. Электрические станции,
Л-! 4, 1957.
140.	В о и и о в А. И. Вопросы автоматизации обдувки поверхностей
нагрева мощных котельных агрегатов. Пав. МВО СССР сер. Энергетика,
Л- 6, 1962.
141.	Buschew itz G. L'ber rauchgasseitige heiz flachenzeinigung
an resseln wahr end des belriebs. Energietechnik, Bd, IV, Nr 4, 1953.
142.	Кузнецов И. В., Лужков Г. И., Белоборо-
дов Ф. М. Очистка чугунной дробью конвективных поверхностей котель-
ных агрегатов. Теплоэнергетика, Л» 2, 1957.
143.	Кузнецов Н. В., Л у ж н о в Г. II. Вопросы проектирова-
ния устройств для дробевой очистки конвективных поверхностей котельных
агрегатов, Теплоэнергетика, Л» 1, 1958.
144.	New boiler cleaning method uses shot—helps one plant save. Power,
v. 99, No 1, 1955.
145.	К у з ц e ц о в Н. В., Л у ж и о в Г. II. Загрязнение конвектив-
ных поверхностей пагрева золой и методы борьбы chum. См- источник [97].
146.	В о а г d F. VV., Holmes 1. Р. Experience in the cleaning of
economizers on powerstation boilers by the shot—cloning method. J. of the
Institute of Fuel, v. 33, No 238, 1960.
147.	Л ы ж e и к о В. П. и И а г о р о в В. В. Высокопапорная уста-
новка дробевой очистки поверхности пагрева котла. Электрические станции,
Л: 5, 1962.
491

14S.	Гамм P. Опыт работы устройств для дробеструйной очистки па-
ровых котлов. Перевод, БТИ ОРГРЭС, 1962.
149.	Кузнецов Н. В,, К р о п п Л. И. Вибрационная очистка
ширмовых пароперегревателей от наружных отложений. БТИ ОРГРЭС,
1961.
150-	ЧастухинВ. И. и ЗаречанскийЕ. Л. Вибрацион-
ный метод очистки поверхностей нагрева котла от аоловых загрязнений. Теп-
лоэнергетика, № 7, 1959.
151.	Геллер 3. И., Л и п и н с к и й Ф. А. Об эффективности при-
садки ВНИИ НП-102 при сжигании тяжелых высокосернистых мазутов в па-
ровых котлах электростанций. Электрические станции, № 12, 1963.
152.	Дворецкий А. И., Г о р б а и е и к о А. Д., Самой-
л ю к А. В. и И в а н о в Б. В. О применении жидкой присадки ВНИИ
НП-102 к высокооернистому мазуту. Электрические станции, № 8, 1962.
153.	Боткин П. П. Присадки к топливам — эффективное средство
повышения моторесурса энергетических установок. Энергомашиностроение,
Лё 6, 1962.
154.	К а р а н д а ш о в Б. С- Анализ причин коррозии и способов
повышения надежности хвостовых поверхностей иагрева паровых котлов прп
сжигании сернистых мазутов. Сб. «Техническая эксплуатация морского
флота», № 12, вып. 69, ЦНИИМФ, Изд. Морской транспорт, Л., 1961.
155.	W i с к е г t R. Die verbindung der schwefelsaure taupunktskorro-
sion durch teramin. Energie, v. 11, Nr 8, 1959.
156.	Davis E., Alexander B. The use of heterocyclic tertiare
amines for the control of corrosion caused by flue gases. J. of the Institute of
Fuel, v. 33, No 231, 1960.
157.	Геллер 3. И., Л и п и н с к и й Ф. А. К вопросу об эффектив-
ности сжигания мазута. Электрические станции, № 1, 1964.

Таблица соотношении между единицами измерения
Наименование велп'шн	Единица наме- рения в систе- ме СИ	'.оотпошснис единиц п.ч.мереппя в системе СИ или кратных и дельных их аиачений с единицами измерения в метрической системе
Давление, перепад давления,	uhi2	1 и/м2~ 1  10я ли/.м2—- 1 10~3 кл/л2 = 1 • 10-8 Мн л2 =
гидравлическое сопротивление Динамическая вязкость	н •сек.	1(Гв кГ/ см2 (ат) =0,102 .мл. вод. ст. = 7,5- IO-2 .мл рт. 1 « • сгк/л2 = 0,102 кГ • сек/м2=^ 10 дин • сек/с.и2 (>т)
Кинематическая вязкость	м2!сек	1 л2/сек = 1 • 104 см2!сек (ст) =1 • К)8 мм2!сек (ест)
Поверхностное натяжение	н.'м или дж/'м2	1 ц л = 1 дж/м2 = 1 • 103 мп/м — 1 • 10э мдж/м2 — 1 10я дин 'см
Удельная теплоемкость	джЦкг • град)	1 дж (кг • град) = 1 . Ю-3 кдж/(кг • град) =0,239  Ю~3 ккал! (кг  град)
Коэффициент теплопроводности	вт/(м • град)	1 вт (л  град) = 1 • 10~3 кет!(м  град) =0,860 ккал/(м  ч  град)
Коэффициент температуройровод-	м2! сек	1 л2 се»=1 10’ см2! сек = 3,6 • 10я л2; ч
ПОСТИ		
Коэффициент теплоотдачи (тепло-	/(.и2 • град)	1 вт!(м2 • град) = 1 10-3 кст/(м2 • град)- --0,860 ккал (м2. ч  г
передачи)		1 вт (л2 • °К4) = 0,860 ккал/(м2  ч • "К4)
Коэффициент излучения	вт/(мг  ° К4)	
Энтальпия, скрытая тон.'	те-	дж / кг	1 дж, кг= 1 10-3 кдж,. кг~ 1 10-6 Мдж!кг =0,239 • 10~а ккал.
плота сгорания топлива		1 дж = 1  10~3 кдж — 1  10~8 Мдж = 1 • 10"° Гдж --= I ст  сек =
Расход энергии (тепла, электро-	дж	
энергии) Мощность (тепловая, элсктри-	ат	— 0,278 • 10~8 кет  ч = 0,239 • 10-3 ккал 1 вт =-1 • 10~3 кет = 1 • 10-9 Мет = 1  10~8 Гит =0,86 к
веская)		1 в/н/л3— 1 1О-3 кет/,чя 0,86 ккал,
Тепловое напряжение топочного		
объема		
Тепловой поток	вт / .42	1 ат л2 = 1 К)-3 кет, л2 = 0,86 ккал/м2 • ч
Производительность,	,м:| сек	) л3, сек = 3,6 • 10я л3/ч = 3,6  10° л/ч
расход		1 кг/сек = 3,6  10я ке/ч — 3,6 mi
Паронропзводнтелыюсть, расход	кг /сек	
Угловая скорость вращения	рад/сек	1 рад!сек = 9,53 об мин

ОГЛАВЛЕНИЕ
Стр.
Предисловие	Э
Глава первая. Состав и свойства мазутов
1.1.	Общая характеристика мазутов
1.2.	Вязкостные свойства мазутов
1.3.	Плотность мазутов. Отстой воды и обезвоживание мазутов
1.4.	Поверхностное натяжение мазутов . .	............
1.5.	Температура вспышки, фракционный состав и температура засты-
вания мазутов ................................................
1.6.	Асфальто-смолистые вещества п механические примеси топочных
мазутов. Стабильность котельных топлив .	...	. .
1.7.	Элементарный состав и теплота сгорания мазутов. Влияние содер-
жания золы, серы и воды	па	свойства	мазутов	4 i
Литература	53
Глава вторая. Теплофнзнческие свойства мазутов
2.1.	Теплоемкость мазутов	56
2.2.	Теплопроводность мазутов	...	.	.5!)
2.3.	О расчетном уравнении	для	теплопроводности топочных мазутов 72
Литература	81
Глава третья. Топливоподача и подогрев мазута в резервуарах
3.1.	Транспортирование мазута ...	................... 83
3.2.	Устройство железнодорожных цистерн охлаждение мазута в
пути ........................................................ 84
3.3.	Продолжительность разгрузки железнодорожных составов и время
слива цистерн .................................................   89
3.4.	Разогрев мазута в цистернах и специальные методы слива	98
3.5.	Оборудование приемно-разгрузочных устройств	120
3.6.	Зачистка цистерн после слива............................... 128
3.7.	Транспортирование мазута по трубопроводам	134
3.8.	Резервуары для хранения мазута . .	154
3.9.	Методы подогрева топлива в резервуарах	159
Литература	191
Глава четвертая. Подогрев мазута перед распиливанием и схемы
топливоподготовки	196
4.1.	Подогреватели для высоковязких мазутов .	.	.	196
4.2.	Схемы топливоподготовки для электростанций, промышленных
и отопительных котельных .	•	222
4.3.	Схемы топливоподготовки для технологических установок нефте-
заводов ........................................................ 236
4.4.	Измерение расхода мазута и автоматическое регулировать вяз-
кости. Методы отбора средней пробы топлива п непрерывный кои-
494

Стр.
троль качества мазута. Автоматизация мазутного хозяйства	239
.Литература	256
Глава пятая. Распиливание и горение жидкого топлива	258
.1. Назначение распылителей и их классификация .	258
5.2.	Распад струи, дробление капель, распиливание............... 260
5.3.	Методы исследования мелкости распыливания и обобщение опыт-
ных данных по фракционному составу.................... . .	268
Гидравлические характеристики центробежных форсунок (при
распиливании идеальной жидкости)
Гидравлические характеристики центробежных форсунок (при
распиливании реальной жидкости) ................ 283
5.6.	Дисперсионные характеристики центробежных форсунок	25)9
5.7.	Конструкция и эксплуатация центробежных форсунок	316
5.8.	Ротационные (воздушно-механические) форсунки .	339
5.9.	Паровые, пневматические (воздушные) и комбинированные фор-
сунки ........................... 34 5
5.10.	Сжигание распыленного мазута	357
Литература	368
Г л а в а шестая. Некоторые особенности лучистого теплообмена в
топках паровых котлов и трубчатых печей при сжигании мазута
6.1. Краткая характеристика методов расчета . .
6.2. Собственное излучение экранных поверхностей нагрева тепло-
физические свойства золовых отложений . .	...
6.. Тепловая эффективность экранных поверхностей нагрева паровых
котлов при сжигании высоковязкпх крекинг-остатков и мазутов
М-100	...................... ...................' .
6.4. Методика расчета теплообмена в топках паровых котлов и трубча-
тых печей	прп сжигании мазута	401
Литература	4о8
Глава седьмая. Загрязнение и коррозия поверхностей нагрева
при сжигании	высокосернистых	мазутов	411
7.1. Общая характеристика загрязнений и коррозии поверхностей на-
грева паровых котлов при	сжигании высокосернистых мазутов 411
7.2. Состав золы мало- и высокосернистых мазутов. Механизм образо-
вания отложений золы и их состав па поверхностях нагрева ...	414

Геллер Зиновий Исаевич
мазут;как топливо
www.janko.front.ru
Ведущий редактор Г. В. Растова
Технический редактор 3. А. Бондырева
Корректоры: Л. М. Емельянова, А. А. Сивакоеа
Подписано и набору 10 'XI 1904 г.
Подписано и печати 30/IV 1905 г.
Формат 60x901/1». Печ. л. 31.25 с вкл.
Уч.-над. л. 31.97. Т-07108.
Тираж 50 00 ока. Зак. -М 2434/535-8.
Цена t р. 80 к. Индекс 16—5—4.
Объявлено в дополн. темилане «Недра» 1964 г. А5 13.
Издательство «Недра». Москва, К-12.
Третьяковской проезд, 1/19.
Ленинградская типография Л) 14
«Красный Печатник» Главнолиграфпрома
Государственного комитета
Совета Министров СССР по печати.
Московский проспект, 91.