Автор: Липов Ю.М.   Резиков М.И.  

Теги: тепловые двигатели в целом   получение, распределение и использование пара   паровые машины   паровые котлы   теплоэнергетика   теплотехника   электростанции   котельные установки  

Год: 1987

Похожие

Современная теплоэнергетика. Том 1

Основы современной теплоэнергетики. Часть 1. Современная теплоэнергетика.

Тепловые электрические станции

Теплоэнергетика и теплотехника. Книга третья. Тепловые и атомные электростанции. Справочник

Текст
                    М. И. РЕЗНИКОВ, Ю. М. ЛИПОВ
I
КОТЕЛЬНЫЕ
УСТАНОВКИ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
ИЗДАНИЕ ТРЕТЬЕ, ПЕРЕРАБОТАННОЕ
Допущено Министерством энерге¬
тики и электрификации СССР в
качестве учебника для учащихся
энергетических и энергостроитель¬
ных техникумов
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ-1987


JDD1\ 01.301
P 34
УДК 621.181(075.32)
Рецензент Шахтинский энергетический техникум
Резников М. И. , Липов Ю. М.
Р 34 Котельные установки электростанций: Учебник
для техникумов. — 3-е изд., перераб. — М.: Энер-
гоатомиздат, 1987. — 288 с., ил.
Изложены основы физико-химических процессов, протекающих в
паровом котле. Описаны устройства котельных установок, их компо¬
новка и конструкция, разъяснены особенности их работы в различных
режимах. Рассмотрены, конструкции парогенераторов АЭС.
Предыдущее издание вышло в 1974 г. (М. И. Резников, Пароге¬
нераторные установки электростанций). Третье издание существенно
переработано с учетом изменений, происшедших в оборудовании теп¬
ловых электростанций.
Для учащихся энергетических и энергостроительных техникумов.
Может быть использован эксплуатационным персоналом электростан¬
ций для повышения квалификации.
2303020100-029
Р 051(01)-87
220-87
ББК 31.361
УЧЕБНИК
Матвей Исаакович Резников
Юрий Михайлович Липов
КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Редактор И. Я. Дубровский-Винокуров
Редактор издательства Т. И. Мушинска
Художественные редакторы В. А. Гозак-Хозак,
Г. И. Панфилова
Технический редактор О. Д. Кузнецова
Корректор Н. А. Войтенко
ИБ № 2§8
Сдано в набор 10.04.86 Подписано в печать 27.08.87 Т-17635
Формат 70X lOOVxe	Бумага типографская № 2
Гарнитура литературная	Печать высокая	Уел. печ. л. 23,4
Уел. кр.-отт. 23,4	Уч.-изд. л. 26,48	Тираж 2Г000 экз.
Заказ 5185	Цена I р. 10 к.
Энергоатомиздат. 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Зна¬
мени МПО «Первая Образцовая типография имени А. А. Жданова*
Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам
издательств, полиграфии и книжной торговли. 113054, Москва, М-54,
Валовая, 28
© Издательство «Энергия», 1974
© Энергоатомиздат, 1987, с изменениями


ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящий учебник написан для учащихся энергетических технику¬
мов по специальности «Котельные и паротурбинные установки» и явля¬
ется третьим изданием книги по этой специальности. Предыдущие из¬
дания учебника вышли в 1968 и 1974 годах.
В начале книги разъясняется значение и место котельной установ¬
ки в общей схеме производства электрической энергии на современной
тепловой паротурбинной электрической станции большой мощности,
приводится развернутая технологическая схема генерации пара и дает¬
ся классификация паровых котлов. Особое внимание в учебнике уделе¬
но разъяснению назначения основных элементов оборудования котель¬
ной установки, их взаимосвязи, а также изложению основных физико¬
химических процессов, протекающих в водопаровом, топливном и газо¬
воздушном трактах.
Современные мощные паровые котлы и протекающие в них рабочие
процессы настолько сложны и многообразны, что для надежной экс¬
плуатации оборудования специалистам необходимы глубокие знания
соответствующих физико-химических процессов. Они рассматриваются
в главах, посвященных изучению топочных процессов, режимов движе¬
ния рабочего тела, температурного режима поверхностей нагрева и вод¬
ного режима. Особенности работы парогенерирующих поверхностей,
определяющих условия эксплуатации любого парового котла, рассмот¬
рены в самостоятельной главе. В отдельных главах изложены сведения
о пароперегревательных и низкотемпературных поверхностях нагрева с
учетом новейших схем и компоновок.
Особое внимание уделено установкам и процессам при высоких
и сверхкритических параметрах пара, использованию перспективных
видов топлива, повышению надежности и экономичности работы обо¬
рудования. В учебнике изложены основы расчета горения топлива и
объемов продуктов сгорания, тепловых балансов котла и теплового рас¬
чета его поверхностей нагрева. Приведены основы теплогидравлических
расчетов с определением максимальной температуры металла поверх¬
ности нагрева и расчета на прочность, заканчивающегося нахождением
необходимой толщины стенки и выбором марки стали. Все это служит
основой для осознанного выполнения в дальнейшем различного вида
расчетов отдельных элементов и котла в целом. Помещаемые в учеб¬
нике справочные сведения обычно недостаточны для выполнения рас¬
четно-проектных работ, и поэтому неизбежно приходится пользоваться
нормативными материалами и справочниками. Список нормативных
материалов, необходимых для выполнения расчетов котельных уста¬
новок, приведен в конце учебника. Сведения о компоновке и конструк¬
ции различных видов паровых котлов изложены в отдельной обобщаю¬
щей главе.	v
Со времени написания предыдущего (второго) издания учебника
прошло более десяти лет. За это время в отечественной энергетике
3


произошли существенные изменения. Постоянно вводится в экс¬
плуатацию новое оборудование. Поэтому при сохранении в основ¬
ном общей направленности и структуры учебника произведены заметная
его переработка и дополнение новыми материалами. Все содержание
учебника (процессы, конструкции, условия работы оборудования) рас¬
сматривается применительно к современным отечественным котлам и
с учетом тенденций их развития. При этом особое внимание уделяется
установкам большой единичной мощности на высокие и сверхкритиче¬
ские параметры рабочей среды, новым схемам и конструкциям поверх¬
ностей нагрева, прогрессивным технологическим процессам, использо¬
ванию перспективных топлив, повышению надежности, качества и эко¬
номичности оборудования.
В настоящее время большое значение придается защите окружающей
природы. В связи с этим в конце книги на базе знаний всего техноло¬
гического процесса производства пара на электростанции введена
отдельная глава, посвященная этой проблеме. В нее включен весь ком¬
плекс вопросов по защите окружающей среды:	сокращение вредных
выбросов в атмосферу и их рассеивание, сокращение выбросов в водое¬
мы и их очистка, биологическая защита от ионизирующих излучений
и дозиметрический контроль на АЭС.
В целях совершенствования структуры учебника в ряде мест изме¬
нена последовательность расположения глав. В связи с развитием
атомной энергетики в книге рассмотрены также способы получения на
АЭС пара для работы турбины и конструкции парогенераторов АЭС.
Как и в предыдущем издании, особое внимание уделено подготовке
иллюстраций для учебника. На многих иллюстрациях сопоставлены
вариантные схемы, методы и конструкции. Изображение сложных кон¬
струкций оборудования упрощено, что обеспечивает более ясное пони¬
мание рабочих процессов и выявляет основной замысел конструктора.
Это облегчает усвоение и запоминание сведений о разнохарактерном
оборудовании котельных установок современных тепловых электро¬
станций (ТЭС).
В отличие от предыдущего издания в конце каждой главы для са¬
мопроверки приведены контрольные вопросы по ее содержанию. В учеб¬
нике использована Международная система единиц (СИ).
В настоящем издании учебника кроме основных авторов принимали
участие доктор техн. наук, проф. Л. А. Рихтер (гл. 18, § 19.2 и 22.2)
и канд. техн. наук, доцент В. Н. Покровский (§ 22.3).
Авторы выражают свою благодарность рецензенту — преподавате¬
лю Шахтинского энергетического техникума Б. Е. Страдецкому за тща¬
тельный просмотр рукописи и ценные советы по ее содержанию, а также
редактору учебника И. Я- Дубровскому-Винокурову за большой труд по
улучшению изложения материала рукописи.
Авторы


Глава первая
ПРОИЗВОДСТВО ПАРА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ
1.1.	Виды электростанций
Электрическая станция пред¬
ставляет собой промышленное
предприятие для производства
электрической энергии. Основное
количество электрической энергии
в СССР и в большинстве крупных
экономически развитых странах ми¬
ра производят на ТЭС, использую¬
щих химическую энергию сжигае¬
мого органического топлива. Элек¬
трическую энергию вырабатывают
также на электрических станциях,
преобразующих теплоту ядерных
реакций, — атомных электрических
Таблица 1.1. Доля выработки
электроэнергии различными типами
электростанций в процентах общей
выработки (по данным за 1980—1982 гг.)
Страна
тзс
ГЭС
АЭС
СССР
82
12,8
7,2
США
75
11,5
13,5
ФРГ
75
8,0
17,0
Англия
85
2,0
13,0
Франция
48
22,0
30,0
Япония
74
14,5
П,5
Мировая выработка
78
16,0
6,0
станциях (АЭС), и на электростан¬
циях, использующих энергию боль¬
ших потоков воды, — гидроэлектро¬
станциях (ГЭС).
Некоторые данные о доле вы¬
работки электроэнергии различны¬
ми типами электростанций в ряде
промышленно развитых стран и ми¬
ровой энергетикой в целом пред¬
ставлены в табл. 1.1.
Производство электроэнергии в
СССР развивается высокими тем¬
пами (табл. 1.2). Начиная с 1970 г.
СССР занимает второе место
в мире по выработке электроэнер¬
гии. Сейчас в СССР ежегодно вы¬
рабатывается электрической энер¬
гии больше, чем в Англии, Фран¬
ции, ФРГ и Италии вместе взятых.
Хотя & США производство электро¬
энергии примерно в 1,75 раза боль¬
ше, чем в СССР, однако в основ¬
ном это превышение связано с ее
более широким использованием в
сфере обслуживания, в том числе
на нужды всевозможной рекламы.
В Советском Союзе и других
социалистических странах электри¬
ческую энергию, как правило, вы¬
рабатывают централизованно. Это
Таблица 1.2. Рост производства электроэнергии в СССР
Показатель
1955 г.
1965 г.
1975 г.
1980 г.
1985 г.
Выработка электроэнергии
в год, млрд.кВт-ч
170,2
506,7
1038,6
1295
1545
Прирост выработки элек¬
троэнергии,
млрд. кВт-ч
336,5
531,9
256,4
250
5


значит, что отдельные электриче¬
ские станции работают параллель¬
но на общую электрическую сеть
и, следовательно, объединяются в
электрические системы, охватыва¬
ющие значительную территорию с
большим числом потребителей
электрической энергии. Это повы¬
шает общую резервную мощность
и надежность электроснабжения
потребителей, а также снижает се¬
бестоимость вырабатываемой элек¬
троэнергии.
Электрические станции и иду¬
щие от них линии электропередач
высокого напряжения (ВЛ) в сово¬
купности составляют энергетиче¬
скую систему, охватывающую круп¬
ный промышленный район. Суще¬
ствующие ■ в. СССР 93 районные
энергетические системы связаны
между собой и образуют 11 объ¬
единенных энергетических систем
(ОЭС), из них 9 ОЭС соединены
межсистемными ВЛ и образуют
Единую энергетическую систему
СССР (ЕЭС СССР), представляю¬
щую собой высшую форму органи¬
зации энергетического хозяйства
страны.
Быстрое развитие энергетики
СССР определяется созданием и
постоянным вводом в эксплуатацию
все более мощных и высокоэконо¬
мичных энергетических агрегатов
для различных типов электростан¬
ций.
1.1.1.	Тепловые электростанции
Основным типом ТЭС на орга¬
ническом топливе являются паро¬
турбинные электростанции, кото¬
рые делятся на конденсационные
(КЭС), вырабатывающие только
электрическую энергию, и тепло¬
электроцентрали (ТЭЦ), предна¬
значенные для выработки тепло¬
вой и электрической энергии.
Централизованное снабжение
теплотой крупных городов, посел¬
ков и промышленных объектов в
виде горячей воды и пара низкого
давления значительно повышает
эффективность использования энер¬
гии сжигаемого топлива и улучша¬
6
ет состояние воздушного бассейна
в зоне городов.
Паротурбинные электростанции
выгодно отличаются возможностью
сосредоточения огромной мощности
в одном агрегате, относительно вы¬
сокой экономичностью и наимень¬
шими капитальными затратами на
их сооружение.
Основными тепловыми агрега¬
тами паротурбинной ТЭС являются
паровой котел и паровая турбина
(рис. 1.1). Паровой котел представ¬
ляет собой систему поверхностей
нагрева для производства пара из
непрерывно поступающей в него
воды путем использования теплоты,
выделяющейся при сжигании топ¬
лива. Поступающую в паровой ко¬
тел воду называют питательной во¬
дой. Питательная вода в котле по¬
догревается до температуры насы¬
щения, испаряется, а полученный
насыщенный пар затем перегрева¬
ется.
Полученный в паровом котле
перегретый пар высокого давления
поступает в турбину, где его теп¬
лота превращается в механическую
энергию вращающегося вала тур¬
бины. С последним связан элект¬
рический генератор, в котором ме¬
ханическая энергия превращается
в электрическую.
На современных КЭС и ТЭЦ с
агрегатами единичной электриче¬
ской мощности 100 МВт и выше
применяют промежуточный пере¬
грев пара, при котором частично
отработавший пар из промежуточ¬
ных ступеней турбины возвращают
в паровой котел, а оттуда — обрат¬
но в турбину. Обычно применяют
одноступенчатый промежуточный
перегрев пара (рис. 1.1,а). В уста¬
новках очень большой мощности
применяют двойной промежуточ¬
ный перегрев. Промежуточный пе¬
регрев пара увеличивает КПД тур¬
бинной установки и соответственно
снижает удельный расход пара на
выработку электроэнергии. Про¬
межуточный перегрев пара снижа¬
ет также влажность пара в ступе¬
нях низкого давления турбины и


Перегретый пар
Рис. 1.1. Простейшая тепловая схема КЭС (а) и ТЭЦ (б):
1 — паровой котел; 2 — паровая турбина; 3 — электрическим генератор; 4 — конденсатор; 5 — конден¬
сатный насос; 6 — питательный насос; 7 — ПНД; 8 — ПВД; 9 — деаэратор; 10 — подогреватель сетевой
воды; 11 — промышленный отбор пара; 12 — водоподготовительиая установка
уменьшает эрозионный износ лопа¬
ток.
Отработавший пар из турбины
направляют в конденсатор — уст¬
ройство, в котором пар охлаждает¬
ся водой из какого-либо природно¬
го (река, озеро, море) или искус¬
ственного (водохранилище) источ¬
ника. При отсутствии вблизи стан¬
ции большого водного бассейна ис¬
пользуют замкнутую циркуляцию
воды с охлаждением ее после кон¬
денсатора атмосферным воздухом
в башнях-градирнях. При охлаж¬
дении отработавшего пара он кон¬
денсируется. Полученный конден¬
сат перекачивают конденсатным
насосом через подогреватели низ¬
кого давления (ПНД) в деаэратор.
Здесь конденсат доводится до ки¬
пения при давлении деаэратора,
освобождаясь при этом от газов
(главным образом, от кислорода и
углекислоты), вызывающих корро¬
зию оборудования. Сюда поступает
очищенная добавочная вода, ком¬
пенсирующая потери пара и кон¬
денсата в цикле. Из деаэратора
вода питательным насосом через
подогреватели высокого давления
(ПВД) подается в паровой котел
под давлением, превышающим дав¬
ление в котле. Подогрев конденса¬
та в ПНД и питательной воды в
ПВД производится конденсирую¬
щимся паром, отбираемым из тур¬
бины, — так называемый регенера¬
тивный подогрев. Регенеративный
подогрев воды повышает КПД па¬
ротурбинной установки.
Таким образом, на КЭС
(рис. 1.1,а) паровой котел в основ¬
ном питается конденсатом произ¬
водимого им пара. На ТЭЦ часть
пара, кроме того, отводится на тех¬
нологические нужды промышлен¬
ных предприятий или используется
для бытовых потребителей (рис.
1.1,6). На КЭС потери пара и кон¬
денсата составляют небольшую до¬
лю общего расхода пара — около
0,5—1%, и поэтому для их восполне¬
ния требуется 'небольшая добавка
предварительно обрабатываемой в
водоподготовительной установке
(ВПУ) воды. На ТЭЦ потери мо¬
гут быть значительно выше и до¬
бавка воды может достигать 30—
50%.
В число устройств и механиз¬
мов, обеспечивающих работу паро¬
вого котла, входят топливоприго¬
товительные устройства, питатель¬
ные насосы, дутьевые вентиляторы,
подающие воздух для горения, ды¬
мососы, служащие для удаления
продуктов сгорания через дымовую
трубу в атмосферу, и другое вспо¬
могательное оборудование. Паро¬
вой котел и весь комплекс пере¬
численного оборудования составля¬
ют котельную установку. Следова¬
7


тельно, понятие «котельная уста¬
новка» шире понятия «паровой
котел». Современная мощная ко¬
тельная установка представляет
собой сложное техническое соору¬
жение для производства пара, в ко¬
тором все рабочие процессы полно¬
стью механизированы и автомати¬
зированы; для повышения надеж¬
ности работы ее оснащают автома¬
тической защитой от аварий.
Тенденции развития паровых
котлов — это увеличение единич¬
ной мощности, повышение началь¬
ного давления пара и его темпера¬
туры, применение промежуточного
перегрева пара, полная механиза¬
ция и автоматизация управления,
изготовление и поставка оборудо¬
вания крупными блоками для об¬
легчения и ускорения монтажа.
С применением пара сверхкри¬
тического давления (СКД) (р =
=25,5 МПа) и перегрева пара
inn=545-4-565 °С, развитием реге¬
неративного подогрева тепловая
экономичность ТЭС приблизилась
к своему термодинамическому пре¬
делу (КПД около 42%). Дальней¬
шее повышение начальных пара¬
метров пара уже мало повышает
тепловую экономичность паротур¬
бинных блоков, но сильно увели¬
чивает их стоимость из-за приме¬
нения более высоколегированных и
дорогостоящих сталей. Осложняет¬
ся при этом и сохранение уже до¬
стигнутых показателей надежно¬
сти.
Разработаны и проходят проб¬
ную эксплуатацию комбинирован¬
ные системы, сочетающие паротур¬
бинную установку (ПТУ) с высо¬
котемпературной газотурбинной ус¬
тановкой (ГТУ). Это так называе¬
мые парогазовые установки (ПГУ),
позволяющие повысить КПД тако¬
го комбинированного цикла еще на
3-4%.
Еще одним типом комбиниро¬
ванных систем с участием парово¬
го цикла являются магнитогидро¬
динамические установки (МГДУ)'.
Отличительная их особенность —
безмашинное преобразование части
8
тепловой энергии в электрическую.
Доведенные до температуры более
2500°С продукты сгорания ионизи¬
руются и поступают в канал с силь¬
ным магнитным полем, в результа¬
те при движении ионизированных
газов со скоростью около 700 м/с
во внешней цепи возникает силь¬
ный электрический ток. Затем вы¬
сокотемпературные газы поступают
в котел-утилизатор, где вырабаты¬
вается перегретый пар, идущий на
турбину. Коэффициент полезного
действия такой установки может
достигать 50—60%.
Энергетической программой
СССР предусмотрено осуществить,
ускоренными темпами строительст¬
во ТЭС, использующих дешевые уг¬
ли Экибастузского и Канско-Ачин-
ского бассейнов, а также природ¬
ный и попутный газы нефтедобычи
в Западной Сибири. Эти планы ак¬
тивно выполняются.
1.1.2.	Атомные электростанции
Устройство, в котором осущест¬
вляется регулируемая цепная реак¬
ция деления ядер тяжелых элемен¬
тов, называется ядерным реакто¬
ром. В качестве ядерного топлива
используют 'как природные изото¬
пы 235U, так и искусственные изо¬
топы 233U, 239Ри и др.
Ядерная энергия, освободив¬
шаяся в результате цепных реак¬
ций деления, превращается в теп¬
лоту, которую теплоносителем от¬
водят из реактора. В зависимости
от схемы электростанции выделя¬
ющуюся теплоту используют либо
непосредственно в реакторе для
получения водяного пара — одно¬
контурная АЭС с кипящим реакто¬
ром, либо передают в специальном
парогенераторе от теплоносителя
первого контура воде второго кон¬
тура, которая превращается в
пар, — двухконтурная АЭС, либо,
наконец, от теплоносителя первого
контура через систему промежуточ¬
ного теплоносителя в первом и вто¬
ром контурах передают теплоту во¬
де третьего контура — трехконтур¬
ная АЭС.


Рис. 1.2. Принципиальная тепловая схема одноконтурной (а), двухконтурной (б) и трехкон¬
турной (в) АЭС:
/ — реактор; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 — конденсатор; 5 —насос; 6 — паро¬
генератор; 7 — промежуточный теплообменник
В одноконтурной АЭС (рис.
1.2,а) пар образуется непосредст¬
венно в реакторе. Следовательно,
реактор одновременно является и
парогенератором. Одноконтурные
АЭС проще и дешевле, они содер¬
жат минимальное число элементов
оборудования. Вместе с тем под
влиянием облучения в реакторе ра¬
бочая среда (вода и пар) стано¬
вится радиоактивной, в связи с чем
не только реактор, но и другое обо¬
рудование водопарового тракта
электростанции должны иметь био¬
логическую защиту. Загрязнение
пара минеральными растворенны¬
ми в нем веществами приводит к
образованию отложений в элемен¬
тах оборудования (в паропроводах,
турбинах), а так как эти отложе¬
ния радиоактивны, то ремонт обо¬
рудования затрудняется. В этих
условиях чистота пара имеет боль¬
шее значение, чем для электро¬
станций, работающих на органиче¬
ском топливе.
В двухконтурной АЭС (рис.
1.2,6) теплоноситель (вода, газ или
расплав металла), нагреваемый в ре¬
акторе за счет охлаждения тепловы¬
деляющих элементов (твэл), по вы¬
ходе из реактора передает теп¬
лоту рабочей среде (чаще всего
воде) второго, контура в парогене¬
раторе. Следовательно, в двухкон¬
турной АЭС появляется дополни¬
тельное оборудование — парогене¬
ратор и система трубопроводов и
насосов, удорожающие электро¬
станцию. Для передачи теплоты от
теплоносителя первого контура к
рабочей среде в парогенераторе не¬
обходим перепад температуры. По¬
этому при водном теплоносителе
температура поступающего в тур¬
бину пара второго контура ниже,
чем водноконтурной АЭС. Наличие
двух контуров приводит к необхо¬
димости поддерживать в первом
контуре более высокое давление.
Вместе с тем в двухконтурных АЭС
радиоактивность имеет место толь¬
ко в пределах первого контура, по¬
этому вскрытие турбины, обслужи¬
вание и ремонт другого оборудова¬
ния в пределах второго контура
безопасны. Биологическая защита
распространяется только на первый
контур.
В трехконтурной АЭС (рис.
1.2,в) в качестве теплоносите¬
ля первого контура применяют
Жидкий натрий. Под влиянием облу¬
чения в реакторе натрий склонен к
активации с образованием долго¬
живущего изотопа. Поэтому первый
контур высокой радиоактивности
отделяют от рабочего контура про¬
межуточным — вторым контуром.
Теплоносителем второго контура
является также Na или сплав
Na—К. Для защиты второго кон¬
тура от попадания в него при на¬
рушении плотности радиоактивно¬
го натрия первого контура давле¬
ние во втором контуре поддержи¬
вается большим, чем в первом кон¬
туре. Рабочей средой третьего кон¬
тура служит вода. В трехконтур¬
ных АЭС биологическая защита
распространяется на первые два
контура.
9


Энергетическая программа
СССР предусматривает ускоренное
развитие одно- и двухконтурных
АЭС в европейской части СССР с
применением энергоблоков больших
мощностей (1000 и 1500 МВт) и
развитие трехконтурных АЭС на
быстрых нейтронах с расширенным
воспроизводством ядерного горюче¬
го. В стране успешно работают две
АЭС на быстрых нейтронах с реак¬
торами электрической мощностью
350 и 600 МВт, ведутся разработки
усовершенствованных «быстрых ре¬
акторов» большой мощности. Про¬
изводство электроэнергии на АЭС
в XII пятилетке должно составить
390 млрд. кВт-ч, что обеспечит 21%
общей выработки электроэнергии в
стране.
1.2.	Классификация
паровых котлов
Получение , перегретого пара из
воды характеризуется последова¬
тельным протеканием следующих
процессов:	подогрев питательной
воды до температуры насыщения,
парообразование и, наконец, пере¬
грев полученного насыщенного па¬
ра до заданной температуры. Эти
процессы осуществляются в трех
по назначению видах поверхностей
нагрева. Подогрев воды до темпе¬
ратуры насыщения происходит в
поверхности экономайзера, образо¬
вание пара — в парообразующей
(испарительной) поверхности на¬
грева, перегрев пара — в паропере¬
гревателе. Все эти поверхности на¬
грева выполнены из труб, обогре¬
ваемых снаружи высокотемпера¬
турными продуктами сгорания топ¬
лива.
В целях непрерывного отвода
теплоты и обеспечения нормально¬
го температурного режима металла
поверхностей нагрева рабочая сре¬
да внутри труб — вода в экономай¬
зере, пароводяная смесь в испари¬
тельных трубах и перегретый пар
в пароперегревателе — движется
■непрерывно. При этом вода в эко¬
номайзере и пар в пароперегрева¬
теле однократно проходят относи¬
10
тельно поверхности нагрева (см.
рис. 1.3). При движении воды и
пара возникают гидравлические со¬
противления, преодолеваемые за
счет напора, создаваемого пита¬
тельным насосом. Давление, разви¬
ваемое питательным насосом, дол¬
жно превышать давление на входе
перегретого пара в турбину назна¬
чение гидравлического сопротивле¬
ния всего тракта рабочей среды в
котле. Рабочие характеристики и
конструкции экономайзера и паро¬
перегревателя принципиально оди¬
наковы для всех систем паровых
котлов.
Движение воды и пара и пре¬
одоление гидравлического сопро¬
тивления в парообразующих тру¬
бах котлов различных типов орга¬
низованы по-разному. Различают
паровые котлы с естественной цир¬
куляцией, с принудительной цир¬
куляцией и прямоточные.
Паровые котлы с естественной
циркуляцией. Рассмотрим работу
замкнутого контура (рис. 1.3,а),со¬
стоящего из двух систем труб:
обогреваемых 2 и необогреваемых
7, объединенных вверху бараба¬
ном 4, а внизу коллектором 8.
Замкнутая гидравлическая систе¬
ма, состоящая из обогреваемых и
необогреваемых труб, образует
циркуляционный контур, который
заполняют водой до уровня на 15—
20 см ниже диаметральной плоско¬
сти барабана. Объем барабана, за¬
полненный водой, называют водя¬
ным объемом, а верхнюю часть,
занятую паром, — паровым объ¬
емом. Поверхность, разделяющую
паровой и водяной объемы, назы¬
вают зеркалом испарения. При
включении горелок и создании в
объеме топки зоны высоких темпе¬
ратур газов в обогреваемых газа¬
ми трубах 2 вода закипает, и по¬
этому они заполнены пароводяной
смесью плотностью рСм. Необогре-
ваемые трубы 7 заполнены водой,
имеющей плотность р' при давле¬
нии в барабане. Следовательно,
условная вертикальная плоскость,
проходящая вдоль оси нижнего


Рис. 1.3. Основные схемы генерации пара:
а — естественная циркуляция; б — принудительная циркуляция; в — прямоточная схема; г — комбиниро¬
ванная циркуляция; 1 — экономайзер; 2 — парообразующие экраны; 3 — пароперегреватель; 4—барабан-
сепаратор; 5 — питательный насос; 6 — насос принудительной циркуляции; 7 — опускные трубы; 8 — ниж¬
ний коллектор экранной системы; 9 — смеситель; 10 — обратный затвор; 11 — запорная задвижка;
12 — насос рециркуляции среды
коллектора, с одной стороны, под-
вержена давлению столба воды,
заполняющей необогреваемые тру¬
бы, равному Hp'g, а с другой —
давлению столба пароводяной сме¬
си, заполняющей обогреваемые тру¬
бы, равному HpCMg. Создающаяся
в результате этого разность дав¬
лений Я(р'—рсм)g вызывает дви¬
жение воды в контуре и называет¬
ся движущим напором естествен¬
ной циркуляции:
5дВ=Я (р'—рсм)^»	(1-1)
где 5ДВ — движущий напор естест¬
венной циркуляции, Па; Я — высо¬
та контура, м; р' и рсм — плотности
воды и пароводяной смеси, кг/м3;
g — ускорение свободного падения,
м/с2.
По обогреваемым трубам вверх
движется пароводяная смесь, в свя¬
зи с чем они получили название
подъемных труб, а по необогревае¬
мым трубам вода из барабана дви¬
жется вниз — это опускные трубы.
В результате возникшего в конту¬
ре движения вода в барабане и
опускных трубах оказывается при
температуре, близкой к насыщению
при давлении в барабане, и в подъ¬
емных трубах происходит в основ¬
ном только ее испарение. Движу¬
щийся поток пароводяной смеси
обеспечивает охлаждение металла
подъемных труб, обогреваемых вы¬
сокотемпературными продуктами
сгорания, и гарантирует их дли¬
тельную и надежную работу.
Котлы, в парообразующих тру¬
бах которых движение рабочей
среды создается под воздействием
напора, возникающего при обогре¬
ве этих труб, получили название
паровых котлов с естественной цир¬
куляцией. Чем больше высота кон¬
тура циркуляции, тем больше раз¬
виваемый в нем движущий напор.
11


Его значение не превышает обычно
0,1 МПа. Этого достаточно для пре¬
одоления гидравлического сопро¬
тивления во всем контуре циркуля¬
ции. Для уменьшения сопротивле¬
ний трубы контура располагают
вертикально.
Движение рабочей среды в цир¬
куляционном контуре многократ¬
ное. Это значит, что в процессе од¬
ного цикла прохождения через па¬
рообразующие трубы вода испаря¬
ется частично. При естественной
циркуляции массовое паросодержа-
ние, т. е. отношение массы пара на
выходе из парообразующих груб к
кипящей воде, составляет от 0,03
до 0,25, или от 3 до 25%. При па-
росодержании на выходе, равном,
например, 10%, для полного испа¬
рения оставшегося объема воды
последний должен пройти через
контур циркуляции еще 9 раз, а
всего 10 раз, т. е. имеет место 10-
кратная циркуляция начального во¬
дяного объема.
Поскольку процесс образования
и отвода пара из контура происхо¬
дит непрерывно, в • барабан также
поступает непрерывно питательная
вода в соответствии с расходом
пара. Питательная вода, смеши¬
ваясь с кипящей водой из подъем¬
ных труб, поступает в опускные
трубы. Поэтому в контуре все вре-
■мя циркулирует (совершает движе¬
ние по замкнутому контуру) вода
’в неизменном количестве. Отноше¬
ние массового расхода циркулиру¬
ющей воды С0, кг/с, к количеству
образовавшегося пара в единицу
'времени D, кг/с, называется крат-
' ностью циркуляции:
k=G0/D.	(1.2)
В паровых котлах с естествен¬
ной циркуляцией кратность цирку¬
ляции обычно составляет от 4 до
30. Таким образом, расход воды в
контуре циркуляции в k раз боль¬
ше Паропроизводительности котла.
Паровые котлы с принудитель¬
ной циркуляцией. В парообразую¬
щих трубах можно организовать
принудительное движение рабочей
среды, например, за счет насоса,
\2
установленного на опускных тру¬
бах. Такие агрегаты получили на¬
звание котлов с принудительной
циркуляцией (рис. 1.3,6). Движу¬
щий напор циркуляции в этом слу¬
чае в несколько раз превышает на¬
пор естественной циркуляции. Это
позволяет располагать парообразу¬
ющие трубы в топке любым обра¬
зом (наклонно, горизонтально), ис¬
ходя из условий размещения котла
в ограниченных по высоте помеще¬
ниях, и более удобно его конструи¬
ровать. В котлах этого типа крат¬
ность циркуляции обычно состав¬
ляет 3—10.
Особенностью котлов с естест¬
венной и принудительной циркуля¬
цией является наличие барабана —
емкости, позволяющей отделить
пар от воды и организовать цирку¬
ляцию воды в замкнутой гидравли¬
ческой системе топочных экранов.
Барабан четко разделяет зоны кот¬
ла — экономайзерную, парообра¬
зующую и пароперегревательную—
и одновременно является сепарато¬
ром пара от воды.
Наличие в контуре циркуляции
двух фаз (воды и пара) возмож¬
но только при давлении ниже кри¬
тического, в связи с чем барабан¬
ные паровые котлы работают толь¬
ко при докритическом давлении
(ДКД), т. е. при р<Ркр и обычно
не более р=18 МПа.
Прямоточные паровые котлы.
Прямоточный котел представляет
собой разомкнутую гидравлическую
систему. Вода, поступающая а эко¬
номайзер, проходит однократно че¬
рез все поверхности котла (вклю¬
чая парообразующие) и затем уже
в виде перегретого пара покидает
котел (рис. 1.3,в). Таким образом,
в парообразующих трубах крат¬
ность циркуляции ‘k—\. Здесь про¬
ходит безостановочное превращение
воды в пар. Поскольку котел не
имеет барабана, то исчезает четкая
фиксация размеров экономайзер-
ной, парообразующей и перегрева-
тельной поверхностей, отчего при
переменных режимах работы бо¬
лее значительно, чем в барабанных


котлах, могут изменяться выходные
параметры пара (температура, рас¬
ход и давление). Это требует при¬
менения более совершенных быст¬
родействующих систем автоматиче¬
ского регулирования.
Отсутствие необходимости сепа¬
рации пара от воды после парооб¬
разующих поверхностей позволяет
организовать работу прямоточного
парового котла не только приДКД,
но и при СКД, т. е. при р>ркр-
В этом случае нельзя говорить о
процессе испарения (парообразо¬
вания), так как переход от состоя¬
ния воды к состоянию пара проис¬
ходит во всей массе рабочей среды
постепенно без образования зоны
двухфазного состояния (пар — во¬
да). Эту область перехода от воды
к состоянию пара называют зоной
фазового перехода. Прямоточные
котлы, позволяющие обеспечить
производство пара в любой обла¬
сти докритического и закритическо-
го давления, являются универсаль¬
ными и в настоящее время широко
используются в энергетике.
Прямоточный паровой котел с
комбинированной циркуляцией.
В целях надежного охлаждения
экранных поверхностей нагрева при
пусках котла и работе при низких
нагрузках необходимо иметь боль¬
ший расход воды в экранах нижней
части топки (в зоне горения), чем
это должно быть при прямоточном
режиме. Тогда прибегают к сочета¬
нию прямоточного и принудитель¬
ного движения воды в экранах топ¬
ки (рис. 1.3,г). При пуске и низких
нагрузках котла включается насос
рециркуляции среды, прокачиваю¬
щий через экранные трубы нижней
части топки увеличенный расход
воды. При нагрузке выше 50% на¬
сос отключается, перекрывается за¬
движка на линии рециркуляции и
котел переводится на работу по
прямотрчной схеме (рис. 1.3,в).
1.3.	Технологическая схема
производства пара
Технологическая схема произ¬
водства пара на паротурбинной
электрической станции с прямоточ¬
ными котлами и сжиганием твер¬
дого топлива в пылевидном состоя¬
нии показана на рис. 1.4. Посту-
. Рис. 1.4. Технологическая схема производства пара на пылеугольной ТЭС:
/-приемно-разгрузочное помещение; II — галерея конвейеров первого подъема; /// — дробильное поме¬
щение; IV — галерея конвейеров второго подъема; V — главное здание; / — вагоноопрокидыватель; 2 —
бункер топлива; 3 — питатель топлива; 4 и 10 — горизонтальные конвейеры; 5 —конвейер первбго подъ¬
ема; 6 — электромагнитный сепаратор; 7 — грохоты; 8 — дробилка; 9 — конвейер второго подъема; II —
сбрасыватель; 12 — бункер дробленки; 13 — углеразмольная мельница; /4 —горелки; 15 — топочная ка¬
мера; 16 — обмуровка стен; 17 — топочные экраны; 18 — горизонтальный газоход; 19 — конвективная
шахта (вертикальный опускной ' газоход); 20 — переходная зона; 21,. 22 — радиационный и конвективный
пароперегреватели; 23 — перегреватель промежуточного перегрева пара; 24 — экономайзер; 25 — воздухо¬
подогреватель; 26 — короб холодного воздуха: 27 — дутьевой вентилятор; 28 — золоуловитель; 29 — ды¬
мосос; 30 — дымовая труба; 31 — устройство золо- и шлакоудаления; 32 — устройстве золоудаления
13


пающее на электростанцию по же¬
лезной дороге твердое топливо раз¬
гружается вагоноопрокидывателями
в бункера разгрузочного помещения.
Затем уголь пересыпается на на¬
клонные ленточные транспортеры
первого подъема, подающие его в
дробильное отделение. Здесь круп¬
ные фракции (куски) топлива от¬
деляются от остальной его массы,
подвергаются дроблению до разме¬
ра не более 25 мм и смешиваются
с остальным топливом. Во избежа¬
ние поломки дробилок предвари¬
тельно из потока топлива электро¬
магнитными сепараторами извлека¬
ются случайно попавшие металли¬
ческие предметы. Отсюда поток из¬
мельченного топлива — дробленки
(размеры кусочков не • более
25 мм) — наклонными транспорте¬
рами второго подъема подается на
горизонтальный ленточный кон¬
вейер, расположенный вдоль бун¬
керной галереи паровых котлов
главного здания, откуда топливо
распределяется по бункерам сыро¬
го угля котлов электростанции. Из
них топливо подается в углераз¬
мольные мельницы вместе с частью
горячего воздуха («первичный» воз¬
дух), где в соответствии с нагруз¬
кой работающего котла получают
подсушенную угольную пыль за¬
данного среднего размера. Далее
пыль увлажненным первичным воз¬
духом транспортируется к горел¬
кам. Эта система называется пыле-
приготовлением. Таким образом,
поступающий на электростанцию
уголь до сжигания его в котлах
проходит две стадии переработки—
дробление (грубый размол) и пы-
леприготовление (тонкий размол).
Мощные электростанции перераба¬
тывают и сжигают в топках котлов
огромное количество топлива. Так,
ТЭС мощностью 3000 МВт потреб¬
ляет около 1800 т твердого•топли¬
ва в час (примерно 30 железнодо¬
рожных вагонов), при этом раз¬
грузка каждого вагона должна за¬
нимать не более 1,5—2 мин.
Подавляющее большинство па¬
ровых котлов в компоновочном
плане имеет П-образный профиль,
14
в котором выделяются три основ¬
ных элемента (газохода). Первым
является топочная камера объемом
от 2000 до 30 000 м3 (в зависимости
от мощности котла) . В ней горючий
газ, угольная пыль или распылен¬
ный мазут сгорает на лету, хими¬
ческая энергия топлива преобразу¬
ется в теплоту, а высокотемпера¬
турные продукты сгорания движут¬
ся вверх. Стены топочной камеры
выполнены из огнеупорных мате¬
риалов и тепловой изоляции.
С внутренней стороны вдоль стен
топочной камеры плотно располо¬
жены трубы, которые являются па¬
рообразующими и частично пере-
гревательными поверхностями на¬
грева. Эти поверхности нагрева
получают теплоту от горящего фа¬
кела и топочных газов тепловым
излучением и называются топочны¬
ми экранами.
Частично охладившись, продук¬
ты сгорания при температуре
1000—1200°С (в зависимости отви-
да сжигаемого топлива) поступают
в горизонтальный газоход (второй
элемент), где находятся поверхно¬
сти пароперегревателя, а затем в
опускную конвективную шахту
(третий газоход котла), в которой
расположены пакеты промежуточ¬
ного перегревателя, экономайзер-
ные и воздухоподогревательные по¬
верхности. В этих газоходах тепло¬
та поверхности нагрева передается
преимущественно конвекцией, в
связи с чем они получили название
конвективных поверхностей. Темпе¬
ратура газов в конвективной шах¬
те снижается от 800—900 °С до
температуры уходящих газов (га¬
зов, покидающих поверхности па¬
рового котла) 120—160 °С.
Вода, поступающая в паровой
котел, называется питательной. Она
содержит взвешенные и растворен-,
ныё примеси. По мере движения
воды в трубах топочных экранов
паросодержание потока увеличива¬
ется и соответственно повышается
концентрация примесей в воде, в
результате чего начинается их вы¬
падение в виде твердой фазы на


внутренних стенках труб (отложе¬
ния окислов металлов, накипь).
Малая теплопроводность отложений
(в десятки раз меньше теплопро¬
водности стали) ухудшает тепло¬
отдачу от стенки к воде, при ин¬
тенсивном обогреве труб возможен
их перегрев. Под воздействием внут¬
реннего давления это может при¬
вести к разрыву труб.
В прямоточных котлах наиболь¬
шее количество отложений кон¬
центрируется в области завершения
испарения. Поверхность нагрева с
этой стадией процесса (конец ис¬
парения — начало перегрева) на¬
зывают переходной зоной и иногда
размещают в области более низких
тепловых нагрузок конвективной
шахты.
В прямоточных котлах СКД при
высокой степени очистки питатель¬
ной воды переходная зона от воды
к пару (зона фазового перехода)
остается в топочной камере, но ее
располагают в области более низ¬
ких тепловых потоков. В котлах с
естественной и принудительной цир¬
куляцией при относительно малом
парообразовании заметных отложе¬
ний на стенках труб не допуска¬
ется.
В прямоточных котлах докри-
тического давления после заверше¬
ния испарения воды в топочных эк¬
ранах полученный насыщенный пар
поступает в расположенный на сте¬
нах топочной камеры радиацион¬
ный пароперегреватель, также по¬
лучающий теплоту излучением.
Окончательный перегрев пара до
необходимой температуры достига¬
ется в конвективном пароперегре¬
вателе-, отсюда пар при заданных
давлениях и температуре направля¬
ют в паровую турбину.
Как и любая конвективная по¬
верхность нагрева, конвективный
пароперегреватель состоит из боль¬
шого числа параллельно включен¬
ных перегревательных труб. Тем¬
пература продуктов сгорания за па¬
роперегревателем составляет 750—
850 °С. На мощных энергетических
блоках частично отработавший в
турбине пар при более низком дав¬
лении подвергают вторичному (про¬
межуточному) перегреву за счет
теплоты газового потока в поверх¬
ности, называемой промежуточным
пароперегревателем. Последний
располагают вслед за основным пе¬
регревателем высокого давления.
На выходе из перегревательных
поверхностей продукты сгорания
имеют еще достаточно высокую тем¬
пературу (450—600 °С) и отдают
теплоту поверхности переходной зо¬
ны (при наличии ее в котле) и в
основном поверхности экономайзе¬
ра, который также представляет
собой систему параллельно вклю¬
ченных змеевиков из стальных
труб, расположенных в шахматном
порядке.
Температура продуктов сгорания
за экономайзером составляет 300—
500°С, и их теплота используется
для подогрева воздуха. Воздухопо¬
догреватель на рис. 1.4 и 1.5 состо¬
ит из системы вертикальных труб,
внутри которых движутся продук¬
ты сгорания, а между ними — на¬
греваемый воздух. Обычно темпе-
Рис. 1.5. Схема барабанного парового кот¬
ла о естественной циркуляцией:
/—топочная камера; 2 — топочные экраны; 3 —
горелки; 4 — опускные трубы; 5 — барабан; б,
7 — радиационный и конвективный пароперегре¬
ватели; 8 — перегреватель промежуточного пере¬
грева пара; 9 — экономайзер; 10 — конвективный
газоход; 11 — воздухоподогреватель
15


ратура поступающего в воздухопо¬
догреватель воздуха равна 30—
60 °С. Горячий воздух при темпе¬
ратуре 250—350 °С при сжигании
твердого топлива делят на два по¬
тока: первичный воздух использу¬
ют в системе пылеприготовления
для подсушки топлива при размоле
и для транспорта готовой пыли,
вторичный воздух направляют не¬
посредственно в горелки. При сжи¬
гании мазута и природного газа
весь горячий воздух поступает в '
горелки. Ввиду больших размеров
трубчатых воздухоподогревателей
на мощных паровых котлах при¬
меняют вынесенные за пределы кон¬
вективной шахты вращающиеся
воздухоподогреватели с теплооб¬
менной поверхностью в виде гоф¬
рированных листов с плотной упа¬
ковкой. В одной части воздухоподо¬
гревателя металлическая набивка
нагревается теплотой газов, а в
другой отдает свою теплоту воз¬
духу.
Продукты сгорания после возду¬
хоподогревателя называют уходя¬
щими газами; их температура
120—160 °С. Дальнейшая ути¬
лизация теплоты продуктов сгора¬
ния становится нецелесообразной.
После сгорания топлива в топ¬
ке остается зола, которая лишь ча¬
стично улавливается в топочной ка¬
мере и удаляется в ее нижней
части, а основная масса золы уно¬
сится газовым потоком. Для очист¬
ки продуктов сгорания от золы ис¬
пользуют золоуловители механиче¬
ского или электрического типа, а
затем дымовые газы выбрасывают¬
ся дымососами через дымовую тру¬
бу в атмосферу.
Технологическая схема произ¬
водства пара в барабанных котлах
(рис. 1.5). Эта схема отличается
лишь конструкцией топочных экра¬
нов и характеристиками рабочей
среды, находящейся внутри труб
экранов (см. § 1.2). Вода из бара¬
бана по системе внешних необогре-
ваемых труб поступает в нижние
коллекторы, а затем движется
вверх по многочисленным парал-
16
лельным трубам топочных экранов,
где частично испаряется. Таким
образом, практически на всей вы¬
соте топочных экранов сохраняется
одинаковая температура рабочей
среды (температура кипения) и
происходит процесс парообразова¬
ния. Условия работы и конструк¬
тивные характеристики других по¬
верхностей барабанного котла ана¬
логичны условиям работы и харак¬
теристикам прямоточного.
Из рассмотрения технологиче¬
ской схемы производства пара (см.
рис. 1.4) следует, что кроме собст¬
венно парового котла в этом про¬
цессе используется много другого
оборудования и механизмов. Сово¬
купность парового котла со вспо¬
могательным оборудованием, обес¬
печивающим его работу, называют
котельной установкой.
В состав котельной установки
входят:
топливный тракт — комплекс
элементов котельной установки, в
котором осуществляется размол
твердого топлива, его транспорти¬
ровка и подача в горелки топочной
камеры для сжигания. Топливный
тракт включает бункер дроблено¬
го топлива, углеразмолъную мель¬
ницу и соединяющие ее с топочной
камерой (пылепроводы. Система
хранения, разгрузки и дробления
поступающего твердого топлива на
электростанцию относится к топ¬
ливно-транспортному хозяйству
станции;
водопаровой тракт, представля¬
ющий собой систему последова¬
тельно включенных элементов обо¬
рудования, в которых движется пи¬
тательная вода, пароводяная смесь
и перегретый пар. Водопаровой
тракт включает следующие поверх¬
ности котла:	экономайзер, топоч¬
ные экраны, пароперегреватели и
соединяющие их трубопроводы.
Преодоление сопротивлений во¬
допарового тракта обеспечивается
работой питательного насоса, а при
естественной циркуляции в топоч¬
ных экранах — за счет движущего
напора циркуляции;


Рис. 1.6. Схемы газовоздушного тракта:
а — парового котла с уравновешенной тягой пылеугольной электростанции; б — парового котла с
наддувом газомазутной электростанции; ПК — паровой котел; ВП — воздухоподогреватель; ЗУ — золо¬
уловитель; М — углеразмольная мельница; ДВ дутьевой вентилятор; ДС — дымосос;	топливо;
	воздух; / — первичный воздух; // — вторичный воздух;			продукты сгорания
Рис. 1.7. Распределение давления в газовоздушном тракте котельной установки при надду¬
ве (а) и уравновешенной тяге (б):
ДВ — дутьевой вентилятор; ВП-В — воздухоподогреватель (воздушная сторона); Г—горелка; ПК — па¬
ровой котел; ВП-Г — воздухоподогреватель (газовая сторона); ДС — дымосос; ДТ — дымовая труба
воздушный тракт, представляю¬
щий собой комплекс оборудования
для забора и повышения давления
атмосферного (холодного) возду¬
ха, его подогрева, транспортировки
и подачи в топочную камеру. Воз¬
душный тракт включает короба хо¬
лодного и горячего воздуха, возду¬
хоподогреватель (воздушная сто¬
рона) и горелочные устройства;
аэродинамическое сопротивление
воздушного тракта прердолевается
дутьевым вентилятором;
газовый тракт — комплекс эле¬
ментов оборудования котельной
установки, по которому осущест¬
вляется движение продуктов сгора¬
ния из топки до выхода в атмо¬
сферу; он включает горизонталь-
2-5185
ный газоход и конвективную шах¬
ту парового котла с расположен¬
ными в них поверхностями нагрева,
газовый короб, золоуловитель и за¬
канчивается дымовой трубой.
Аэродинамическое сопротивление
газового тракта преодолевается ды¬
мососом.
Воздушный и газовый тракты
соединяются между собой последо¬
вательно. Так образуется газовоз-
душный тракт. Переход от одного
к другому осуществляется в месте
выхода горючей топливовоздушной
смеси из горелки в топку. Схема
такого газовоздушного тракта по¬
казана на рис. 1.6,а. Здесь воздух
транспортируют дутьевыми венти¬
ляторами и весь воздушный тракт
17-


на участке вентилятор — горелка
находится под давлением выше
атмосферного. Продукты сгорания
удаляют из котла дымососами, в
связи с чем топка и все газоходы
находятся под небольшим разре¬
жением. Такую схему тяги и дутья
называют уравновешенной.
Транспорт воздуха до топки и
продуктов сгорания до выхода в
атмосферу можно также обеспечить
специальными высоконапорными
дутьевыми вентиляторами без при¬
менения дымососов (рис 1.6,6).
В этом случае топка и газоходы
будут находиться под некоторым
избыточным давлением — надду¬
вом. Для наглядности на рис. 1.7
показано сопоставление распреде¬
ления давления в газовоздушном
тракте котельной установки, рабо¬
тающей с уравновешенной тягой и
под наддувом.
1.4.	Основные характеристики
парового котла
Паропроизводительностью D,
т/ч (или кг/с), называют количе¬
ство пара, вырабатываемое паро¬
вым котлом в единицу времени.
Расчет котла ведут на номинальную
паропроизводительность £>НОм, под
которой понимают ту максималь¬
ную нагрузку, которую он может
нести на расчетном топливе устой¬
чиво длительное время без сниже¬
ния экономических показателей.
В настоящее время энергетика
СССР базируется на использовании
агрегатов, вырабатывающих 1000,
1650 и 2650 т/ч пара.
Параметры перегретого пара ха¬
рактеризуются его давлением и
температурой в выходном коллек¬
торе пароперегревателя. Устанав¬
ливаемые на электростанциях паро¬
вые котлы различают по величине
давления на котлы среднего (до
10 МПа), высокого (14 МПа) и
сверхкритического (25,0 МПа) дав¬
ления. Котлы с давлением 14 МПа
и выше, как правило, выполняют с
промежуточным перегревом пара.
Повышение температуры перегре¬
18
того пара увеличивает его работо¬
способность и является одним из
основных источников повышения
экономичности работы электростан¬
ции. Но рост температуры перегре¬
ва пара ограничивается технологи¬
ческими свойствами и надежностью
в работе высокопрочных сталей и
находится в настоящее время на
уровне 545—560 °С.
Паровой котел, паровая турбина
и электрогенератор образуют энер¬
гетический блок, производящий
электроэнергию. Наиболее широкое
применение в тепловой энергетике
имеют энергоблоки электрической
мощностью 300, 500 и 800 МВт.
Введен в эксплуатацию энергетиче¬
ский блок 1200 МВт с паровым
котлом	производительностью
3950 т/ч. В среднем на выработку
100 МВт электрической мощности
требуется расход перегретого пара
из котла в количестве 330 т/ч
(91,5 кг/с).
В эксплуатации необходимо под¬
держивать постоянными давление и
температуру перегретого пара, по¬
скольку их снижение связано с за¬
метным уменьшением мощности и
экономичности турбины, а повыше¬
ние сопровождается перенапряже¬
нием в элементах оборудования.
Типоразмеры паровых котлов.
На паровые котлы СССР распрост¬
ранен ГОСТ 3619—76, в котором
регламентированы давление пере¬
гретого пара, температура свеже¬
го и вторично перегретого пара,
паропроизводительность и тем¬
пература питательной воды. В
этом ГОСТе приняты следую¬
щие обозначения типов паровых
котлов: П — прямоточный, Е — с ес¬
тественной циркуляцией, Пр — с
принудительной циркуляцией, Пп—
прямоточный с промежуточным пе¬
регревом пара, Еп — с естествен¬
ной циркуляцией и промежуточным
перегревом пара.
Маркировка котлов записывает¬
ся следующим образом:	первое
число — паропроизводительность,
т/ч, второе число — давление пе¬
регретого пара, кгсДсм2. Например,


типоразмер Пп-950-255 означает
прямоточный паровой котел с про¬
межуточным перегревом пара, па-
ропроизводительностью 950 т/ч,
давлением перегретого пара
25,0 МПа (255 кгс/см2), для твер¬
дого топлива с удалением из топки
шлака в твердом состоянии. При
сжигании других видов топлива и
другом типе шлакоудаления вво¬
дятся дополнительные обозначения:
Г — газовое топливо, М — мазут,
ГМ — газ и мазут, Ж — котел с
жидким шлакоудалением. Напри¬
мер, типоразмер Е-420-140ГМ озна¬
чает паровой котел с естественной
циркуляцией, для сжигания газа и
мазута, на 420 т/ч перегретого па¬
ра при давлении 13,8 МПа;
Е-420-140Ж — паровой котел с ес¬
тественной циркуляцией на те же
параметры, пара, но для сжигания
твердого топлива с удалением шла¬
ка в жидком состоянии.
Действуют также заводские обо¬
значения на котлы, в которых сна¬
чала записываются завод-изготови¬
тель: Т — Таганрогский котельный
завод «Красный котельщик»
(ТКЗ), П — Подольский машино¬
строительный завод им. Орджони¬
кидзе (ЗиО), БКЗ — Барнаульский
котельный завод. Например,
ТГМЕ-406—Таганрогский газома¬
зутный, с естественной циркуляцией,
заводской номер серии 406.
Нормализация и коэффициент
блочности. Основное преимущество
внедрения нормализованных эле¬
ментов и деталей паровых котлов
заключается в повышении произво¬
дительности труда на заводе-изго-
товителе, снижении стоимости из¬
готовления, стоимости ремонтных
работ на электростанции и в конеч¬
ном итоге в повышении надежности
работы оборудования. Нормализа¬
ция элементов позволяет обеспе¬
чить поставку котлов не в виде от¬
дельных деталей и элементов (рос¬
сыпью), а в виде блоков (готовых
собранных на заводе частей кот¬
ла), что существенно ускоряет мон¬
тажные работы, при этом размеры
блоков должны вписываться в же¬
лезнодорожные габариты. На мон¬
тажной площадке- из блоков соби¬
рают котел. Коэффициент блочно¬
сти, под которым понимают отно¬
шение массы блоков к полной мас¬
се агрегата, составляет 80—90%.
Наибольшие трудности возникают
при изготовлении блоков каркаса:
Блочное производство оказывает
влияние на конструкцию парового
котла, так как условия транспорта
и монтажа выдвигают ряд особых
требований к конструкции блоков.
Контрольные вопросы к гл. 1
1.	Перечислите виды электростанций,
вырабатывающих электроэнергию для на¬
родного хозяйства страны.
2.	Чем отличается тепловая схема
КЭС от тепловой схемы ТЭЦ?
3.	Какие виды АЭС получили разви¬
тие?
4.	За счет какой силы создается есте¬
ственная циркуляция воды в замкнутом
контуре? Будет ли сохраняться циркуля¬
ция на остановленном котле?
5.	Чем отличается организация прину¬
дительной циркуляции от естественной?
Что их объединяет?
6.	Какие преимущества имеет система
прямоточного движения?
7.	В чем особенность прямоточного
котла с комбинированной циркуляцией?
8.	Назовите стадии подготовки твер¬
дого топлива для сжигания.
9.	Перечислите поверхности нагрева, из
которых состоит паровой котел. В какой
последовательности располагаются поверх¬
ности нагрева вдоль газового тракта
котла?
10.	В чем различие понятий «паровой
котел» и «котельная установка»?
11.	Что включают в себя понятия «па¬
роводяной тракт» и «газовоздушный
тракт»?
12.	Какое оборудование электростан¬
ции объединяется в понятие «энергетиче¬
ский блок»?


Глава вторая
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ТОПЛИВО И ЕГО ХАРАКТЕРИСТИКИ
2.1.	Виды топлив
Отечественная энергетика разви¬
вается за счет строительства элек¬
тростанций на органическом и ядер-
ном топливах.
Органическим топливом называ¬
ют вещества, способные активно
вступать в реакцию с кислородом и
обладающие значительным удель¬
ным тепловыделением (на единицу
массы или объема).
К энергетическим видам топлив
относятся такие, которые экономи¬
чески целесообразно ' использовать
для получения больших количеств
теплоты. Запасы их должны быть
значительны и относительно легко
доступны для массового использо¬
вания. Кроме того, они не должны
являться ценным сырьем для дру¬
гих отраслей промышленности.
Общая классификация органиче¬
ских топлив приведена в табл. 2.1.
В качестве энергетических топлив
электростанций наибольшее значе¬
ние имеют из твердых топлив ка¬
менные и бурые угли и отходы их
переработки, антрацит и полуант-
рацит, из жидких мазут, из газовых
природный газ. В меньшей мере ис¬
пользуются торф и горючие сланцы,
стабилизированная нефть и горю¬
чие газы промышленности (домен¬
ный, коксовый), хотя в отдельных
районах страны они составляют 'за¬
метную часть топливного баланса.
В последнее время все возрастающее
значение для получения энергии и прежде
всего электрической приобретает широкое
строительство АЭС, использующих энергию
распада радиоактивных ядер атомов тяже¬
лых металлов урана (235IJ) и плутония
(2зэри) Самая богатая урановая руда со¬
держит 65—90 % диоксида урана ООа, в
составе которой радиоактивного -235U со¬
держится всего 0,72%, а остальное со¬
ставляет обычный 238U. Для повышения
содержания 235U в исходном ядерном топ¬
ливе его подвергают обогащению на газо¬
диффузионных заводах до 1,5—3,5 % 235U,
после чего загружают в ядерные реакто¬
ры. При расщеплении 1 кг 235U выделяется
около 85,8 млн. МДж теплоты, что экви¬
валентно сжиганию 3500 т хорошего ка¬
менного угля.
Плутоний-239 получается в ядерных
реакторах за счет превращения некоторо¬
го количества нерадиоактивного 23SU. В
реакторах на тепловых нейтронах 239Ри
воспроизводится в количестве около 0,5
расхода 235U, а в реакторах на быстрых
нейтронах (реакторах-размножителях) ко¬
эффициент воспроизводства может быть
более 1.
Из общего потребления органического
топлива в стране около 40 % приходится
на долю энергетики.
Изменение структуры выработки элек¬
троэнергии за счет различных видов топ-
Таблица 2.1. Общая классификация органического топлива
Агрегатное состояние
топлива
Естественное топливо
Искусственное топливо
Твердое
Растительное топливо: дро¬
ва, древесные отходы
Ископаемое топливб:
торф, бурый уголь, камен¬
ный уголь, антрацит, го¬
рючий сланец
Древесный уголь, кокс, полукокс, уг¬
лебрикеты, отходы углеобогащения
Жидкое
Нефть
Продукты пареработки нефти: бензин,
керосин, солярэвое масло, дизельное
топливо, мазут и др. Продукты пе¬
реработки углей и горючих сланцев:
мазут угольный, сланцевое масло
Газовое
Природный горючий газ
Продукты переработки твердых топлив:
генераторный, водяной, коксовый,
полукоксовый, доменный газы, газ
подземной газификации. Продукты
переработки нефти: газ крекинга,
газ пиролиза
20


Рис. 2.1. Доля выработки электроэнергии
на электростанциях страна
лив за последние 30 лет показано на
рис. 2.1. Производство электроэнергии на
АЭС, впервые в мире начатое в 1954 г.
в СССР на Обнинской АЭС, в 1985 г. пре¬
высило в 2,5 раза уровень, достигнутый в
1980 г. В соответствии с Энергетической
программой СССР прекращается рост аб¬
солютного расхода органического топлива,
сжигаемого на ТЭС, производится замеще¬
ние мазута природным ' газом, при этом
доля сжигаемого на ТЭС мазута к 1990 г.,
должна сократиться в 2 раза.
Растет использование газового топли¬
ва, особенно на ТЭС и ТЭЦ, расположен¬
ных в городах. На остальные виды твер¬
дого топлива — торф, сланцы — приходит¬
ся всего 6—7 % общего расхода топлива
электростанциями.
Все ископаемые твердые топлива и
нефть образовались в процессе длительного
преобразования исходной растительной
массы и отмерших животных организмов
под слоем земли или воды.
Твердое топливо. Твердое топливо
имеет растительное происхождение, одна¬
ко в его состав входят также вещества
животного происхождения. Процессы пре¬
вращения исходного органического веще¬
ства в ископаемое топливо протекали
в течение многих тысячелетий в различ¬
ных условиях (температура, давление,
среда) и с разной интенсивностью в на¬
правлении постепенного увеличения доли
углерода (как менее химически активно¬
го). Этот процесс характеризует химиче-
кий возраст топлива, определяемый сте¬
пенью его углефикации.
Кроме химического выделяют геологи¬
ческий возраст ископаемого топлива, т. е.
календарное время процесса топливообра-
зования. Химический возраст топлива не
всегда соответствует его геологическому
возрасту. Известны топлива с очень боль¬
шим геологическим возрастом, но прошед¬
шие в малой степени процесс углефикации,
так как в исходной залежи топлива нс
было нужных условий по температуре, хи¬
мическому составу среды и т. п. Для тех¬
нического использования топлива имеет
значение степень углефикации, поскольку с
ее увеличением повышается теплота сгора¬
ния топлива, под которой понимают пол¬
ное тепловыделение при сжигании 1 кг
массы топлива.
В зависимости от глубины залегании
ископаемого топлива различают открытый
(карьерный) и шахтный способы добычи.
Открытый способ значительно экономич¬
нее шахтного, однако он применим при
залежах, выходящих на поверхность зем¬
ли или близко к ней расположенных. При
глубоком залегании топлива применяется
шахтная разработка.
Жидкое топливо. Естественным жид¬
ким топливом является сырая нефть, пред¬
ставляющая собой жидкую смесь органи¬
ческих соединений, главным образом угле¬
водородов. В состав сырой нефти входят
также жидкие кислородные, сернистые и
азотистые соединения и различные. смолы.
Минеральных примесей в нефти мало
(0,1—0,3%), содержание влаги 1—2%.
Сырая нефть как топливо в энергетике
имеет ограниченное применение. Ее подвер¬
гают предварительной переработке с из¬
влечением более легких фракций (бензина,
лигроина, керосина, газойля). Общий вы¬
ход светлых нефтепродуктов в зависимо¬
сти от качества исходной нефти состав¬
ляет 40—60 %. Остающиеся после перера¬
ботки тяжелые остатки — мазут — исполь¬
зуют как энергетическое топливо. В соот¬
ветствии с ГОСТ 10585—75 используют
следующие марки топочного мазута: М40,
Ml00 и качественный мазут марок 40В и
100В. Маркировку мазута производят по
условной вязкости, которая определяется
по времени истечения порции мазута че¬
рез тарированное отверстие при стандарт¬
ной температуре (50 или 80 °С) в сравне¬
нии с истечением такой же порции дистил¬
лированной воды при 20 °С.
Мазут как энергетическое топливо
имеет следующие преимущества перед
твердым топливом: высокую теплоту сго¬
рания, минимальное содержание влаги м
минеральных примесей, его можно транс¬
портировать по трубопроводам на большое
расстояние, удобно подавать в топку при
сравнительно простом и дешевом оборудо¬
вании для подготовки к сгоранию. Режим
горения в топке отличается устойчивостью,
простотой и легкостью регулирования,
практическим отсутствием отходов сжига¬
ния (золы и шлаков). Основные недостатки
при сжигании мазута, особенно сернисто¬
го — коррозия ' металла поверхностей на¬
грева и газоходов в области контакта их
с продуктами сгорания при относительно
низкой температуре металла (ниже
150 °С), а также загрязнение воздушного
бассейна в районе электростанции вредны¬
ми газами и сажистыми частицами.
Газовое топливо. Оно представляет со¬
бой смесь горючих и негорючих газов,
содержащую небольшое количество приме¬
сей в виде водяных паров и пыли. Разли¬
чают газовое топливо естественное и ис¬
кусственноеЕстественные газы, так же
как и нефть, имеют биохимическое проис¬
21


хождение. Они образовались в результате
разложения органических веществ — расти¬
тельного и животного мира. Естественные
газы скапливаются над нефтью в виде «га-
вовых шапок», образуя нефтегазовые ме¬
сторождения.
В пористой породе благодаря боль¬
шой проникающей способности и подвиж¬
ности газы могут перемещаться на даль¬
нее расстояние от места их образования;
скапливаясь в складках плотных горных
пород, естественные газы образуют чисто
газовые месторождения, такие газы назы¬
вают природными. Природный газ отлича¬
ется большим 'содержаниём метана СН4
(80—98 %).
При добыче нефти выделяются газы,
которые называются попутными или нефте¬
промысловыми. Попутный газ находится
также в растворенном состоянии в нефти
и отделяется от нее на нефтеперерабаты¬
вающих заводах в сепараторах.
Искусственные газы являются побоч¬
ным продуктом металлургической промыш¬
ленности, они забалластированы негорю¬
чими компонентами (азотом, углекислотой
и др.) и поэтому имеют низкую теплоту
сгорания. Эти газы нецелесообразно тран¬
спортировать на большое расстояние — их
используют как местное топливо, главным
образом в промышленной энергетике.
Газовое топливо обладает еще боль¬
шими достоинствами, чем мазут: в нем
почти отсутствуют минеральные примеси,
его легко транспортировать по трубопро¬
водам на большое расстояние, не нужно
сложного оборудования для его подготовки
перед сжиганием, горение газа устойчи¬
вое, загрязнение атмосферного воздуха ми¬
нимальное. Перед подачей природного га¬
за в магистральные трубопроводы его под¬
вергают очистке от ряда вредных примесей
и осушке (удаление водяных паров). За¬
вершающей операцией является Ъдорация
газа — придание ему запаха, позволяющего
легко обнаружить присутствие газа в воз¬
духе. Операцию осуществляют введением
в газ небольших количеств резко пахну¬
щих веществ — меркаптанов.
2.2.	Состав топлив
Твердое и жидкое органическое
топливо. Твердое и жидкое органи¬
ческое топливо состоит из сложных
химических соединений, образован¬
ных в основном пятью химическими
элементами — углеродом С, водо¬
родом Н, серой S, кислородом О и
азотом N. В состав топлива входят
также влага W и негорючие твер¬
дые (минеральные) вещества, кото¬
рые после сгорания образуют сухой
остаток — золу А. Влага и зола со¬
ставляют внешний балласт топли¬
ва, а кислород и азот — внутренний
22
его балласт. Расчеты по сжиганию
топлива выполняют на основании
его элементного состава, т. е. содер¬
жания в топливе (по массе в про¬
центах) химических элементов С,
Н, S, О и N, содержания влаги W
и золы А, которые определяют в
лабораторных условиях. Продукты
сгорания также подвергаются хи¬
мическому анализу.
Различают следующий элемент¬
ный состав топлив (ГОСТ 17070—
79):
рабочей массы топлива
Cp+Hp+Op+Np+Sp+Ap+
+Wp= 100%;	(2.1)
аналитической массы
Ca+Ha+Oa+Na+Sa+Aa+
+Wa=100%;	(2.2)
сухой массы
Cc+Hc+Oc+Nc+Sc+Ac=
= 100%;	(2.3)
сухой беззольной (условно го¬
рючей массы)
Cr+Hr+Or+Nr+Sr=100%;	(2.4)
органической массы
Co+Ho+Oo+№+S°=100%.	(2.5)
Рабочая масса (2.1) представ¬
ляет собой топливо в том виде, в'
каком оно поступает в топку. Рас¬
четы котлов выполняют по рабочей
массе топлива.
В лабораторных анализах топ¬
ливо доводят до воздушно-сухого
состояния, при этом часть его рабо¬
чей влаги (внешняя влага WBH) те¬
ряется, а остающуюся связанную с
веществом топлива влагу Wa назы¬
вают аналитической, как и массу
I такого топлива (2.2). При полном
удалении влаги из топлива остает¬
ся сухая масса (2.3).
Поскольку содержание внешнего
балласта (Ap+Wp) подвержено из¬
менениям в зависимости от условий
залегания, способа добычи и хра¬
нения топлива, сравнивать разные
сорта топлива можно не по рабочей
массе, а по составу, включающему
стабильные для данного сорта топ-


лива элементы. Этот состав безвод¬
ного и беззольного топлива ранее
получил название горючей массы
(2.4). Понятие о горючей массе яв¬
ляется условным, так как содержа¬
щийся в топливе азот не горит, а
кислород в некоторой части нахо¬
дится в соединении с водородом.
Горючими элементами топлива
являются углерод С, водород Н и
сера S. Наибольшей теплотой сго¬
рания на единицу массы обладает
водород (120,5 МДж/кг), но его в
составе топлив немного (4—6% в
твердбм и до 10% в мазуте). Ос¬
новным горючим элементом являет¬
ся углерод (34,1 МДж/кг). Сера
является вредной примесью, так
как она выделяет при сгорании ма¬
ло теплоты (9,3 МДж/кг), а в экс¬
плуатации продукты сгорания серы
вызывают большие трудности.
В твердом топливе различают серу
колчеданную SK, органическую S0
и сульфатную Sc. Сульфатная се¬
ра входит в состав высших окислов
FeS04, CaS04 и MgS04 и поэтому
дальнейшему окислению не подвер¬
гается и при горении переходит
в золу.
Другие разновидности серы —
колчеданная (в виде железного
колчедана — пирита FeSj) и орга¬
ническая (сера, входящая в слож¬
ные органические соединения)—
подвержены окислению и образуют
в топке сернистый газ SO2, поэтому
их называют горючей серой (Sr=
= S0+SK). Суммарное содержание
горючей и сульфатной серы состав¬
ляет общую серу: S=Sr+Sc. В за¬
висимости от содержания серы раз¬
личают малосернистые (Sp<;0,5%),
сернистые (Sp=0,54-2,5%) и высо¬
косернистые (Sp>2,5%) топлива.
Состав топлива, свободный не толь¬
ко от балласта, но и от колчедан¬
ной серы, представляет собой орга¬
ническую массу (2.5). Поскольку
состав каждой массы, %, относят к
единице массы — 1 кг, то по мере
перехода от рабочей к горючей и
затем органической массе содержа¬
ние остающихся элементов увеличи¬
вается. Рисунок 2.2 иллюстрирует
HUfJO
Влага
1 U, CLLJDl
Летучие
Вещества
		-	н
Горючая часть негорючая часть
(твердая) i (зола)
wa
Sr
^ Soffiu,
Ж
В
1
тгт
18111
рШШж
органичес
шя масса _ |
t сса
Горючая масса 1
Аналитическая ма
Рабочая масса
Рис. 2.2. Схема классификации состава
твердого топлива
взаимосвязь между составом раз-
личных масс твердого топлива. При
нагреве частиц топлива в топке вы¬
ше 110°С происходит испарение
оставшейся влаги и затем частичное
термическое расщепление топлива
с выделением газовых (летучих)
компонентов.
В табл. 2.2 приведены основные
характеристики твердых и жидких
топлив, используемых на электро¬
станциях. В основу классификации
твердого топлива положена горю¬
чая масса, которая более точно от¬
ражает химический состав данного
вида топлива (без влияния внеш¬
них факторов). В связи с выполне¬
нием расчета паровых котлов по
рабочей массе возникает необходи¬
мость пересчета из одной массы
топлива в другую. При составлении
пересчетных коэффициентов следует
помнить, чем (по составу) отлича¬
ются сравниваемые массы и в ка¬
кой из них процентное содержание
элементов должно быть выше. Так,
для сравнения горючей и рабочей
масс топлива можно записать вы¬
ражение (2.1) следующим образом:
Cp+№+Op+Np+Sp=
= 100—(Ap+Wp). (2.6)
Отсюда в сравнении с (2.4) коэф¬
фициент пересчета из горючей мас¬
сы в рабочую составит
100 — (AP+WP)
100
*г-р=-
(2.7)
а при обратном пересчете
к —	100
Ар—г  '
100 —(АР+ WP)
(2.8)
23


Таблица 2.2. Средний состав горючей массы твердого и жидкого топлива
Объемная доля компонентов в горючей массе, %
Низшая теп*
Топливо
сг
ог
нг
Nr
sr
,лота сгорания
Q|j» МДж/кг
Древесина
51
42,5
6
0,5
17,5—18,7
Торф
55-60
38—33
6—5,5
2,0
0,3-0,5
20,1—23,4
Бурые угли
64—77
15—25
4—6
1 — 1,15
0,5-7,5
25,1—29,0
Каменные угли (молодые)
75-80
10-16
5-6
1,5
0,5—7,0
30,2—33,6
Каменные угли (старые)
88—90
3—4
4—4,5
1,5
1—3
33,2—35,2
Антрациты
90—93
2-4
2—4
1,0
0,5-2
33—?4
Горючие сланцы
, 60—70
8—10
8—10
0,3-1,0
4,7—5,1
27—35,4
Мазут
86-88
0
со
1
о
сл
10-10,5
0,2-0,3
0,5-3,5
40,2—44,0
Таблица 2.3. Средний состав природных газов некоторых месторождений СССР
Объемная доля компонента в газе, %
Теплота сго-
Месторождение
СН4
С2Нв
С3Нв
HaS
COa + Na
с
рання QH,
МДж/м3
Плотность
газа р, кг/м®
Степное (Саратоская
обл.) в
95,1
1
2,3
1,9
—
0,7
36,2
0,771
Бугуру ланское (Орен¬
81,7
5,0
3,8
0,6
8,9
36,9 .
0,854
бургская область)
98,8
0,4
0,3
Северо-Ставропольское
—
0,5
36,0
0,723
Березовское (Тюменская
95,0
0,5
0,5
0,4
3,6
36,5
0,762
область)
Карадагское (Азербайд¬
93,4
2,2
' 3,7
0,5
0,2
37,0
0,803
жанская ССР)
Дашавское (Западная Ук¬
раина)
Шебелинское (Восточная
Украина)
98,3
0,3
0,3
0,1
1.0
35,9
0,724
93,0
4,5
’ 1
1,9
—
1,7
37,3
0,768
Газлийское (Узбекская
94—98
1—3
0,6—1,8
—
0,3-1,2
36,5—36,2
0,74—0,75
ССР)
Тогда процентное содержание эле¬
ментов рабочей массы составит
Ср=/Сг-рСг; Нр=
=Яг-рНг и т. д. (2.9)
Природный газ. Природный газ
представляет собой механическую
смесь различных горючих и негорю¬
чих газов. Основными составляю¬
щими природного газа являются
метан СН4 (86—95%), тяжелые уг¬
леводороды СтНл (9—4%), азот
N2 (5-1%).
Процентный состав природного
газа выражают уравнением
CH4+2CmHn+C02+N2+H2S+
+ ...=100, (2.10)
в котором объемная доля компонен¬
та выражена в процентах. В табл.
2.3 приведен средний состав при¬
24
родных газов ряда крупных место¬
рождений. Балластом в природных
газовых топливах являются в основ¬
ном азот и диоксид углерода, со¬
держание которых в газах не пре¬
вышает нескольких процентов.
При эксплуатации состав сжи¬
гаемого газа определяют экспери¬
ментально газоанализаторами.
2.3.	Теплота сгорания топлива
Теплотой сгорания топлива на¬
зывают количество теплоты, выде¬
ляемой при полном сгорании еди¬
ницы массы, кДж/кг, или объема,
кДж/м3, топлива. Различают выс¬
шую и низшую теплоту сгорания.
Высшей теплотой сгорания QB
называют количество тепла, кото¬
рое выделяется при полном сгора¬
нии 1 кг твердого или жидкого топ-


лива (или 1 м3 газового топлива)
при условии, что образующиеся при
сгорании водяные пары конденси¬
руются и возвращается их теплота
конденсации.
В паровых котлах продукты сго¬
рания не охлаждаются до темпера¬
туры конденсации паров. В этих ус¬
ловиях теплота конденсации теря¬
ется и общее используемое тепло¬
выделение при горении топлива бу¬
дет меньше. Количество теплоты,
которая выделяется при полном
сгорании 1 кг твердого или жидкого
(или 1 м3 газового) топлива за вы¬
четом теплоты конденсации водя¬
ных паров, называют низшей тепло¬
той сгорания QH.
Высшая и низшая теплота сго¬
рания топлива связаны соотноше¬
нием
Qb—Qh^-Qkoh-	(2-11)
В общем случае теплота конденса¬
ции влаги, кДж/кг,
Q„=238°f^+i^)B214H+
+ 24W,	(2.12)
где Н и W — содержание водорода
и влаги в топливе, %; 2380 — при¬
близительная теплота конденсации
1 кг влаги при парциальном давле¬
нии водяных паров в топочной ка¬
мере (р=10-ь 15 кПа), кДж/кг.
Масса получающихся водяных
паров при окислении водорода кис¬
лородом в 9 раз больше массы во¬
дорода, что Отражает в формуле
(2.12) произведение 9Н.
Чем выше влажность топлива и
содержание водорода, тем в большей
степени различаются Q„ и Q„.
Для определения низшей тепло¬
ты сгорания преобразуем формулы
(2.11) и (2.12) и получим:
для рабочей массы
QHP=QBP—214НР—24 Wр;	(2.13)
для сухой массы
Qhc=Qbc—214НС;	(2.14)
для горючей массы
QHr=Q„r_2l4Hr.	(2.15)
Связь между низшими теплота-
ми сгорания рабочей, сухой и го¬
рючей масс топлива выражают сле¬
дующими формулами:
Qp„ =Q„C 10°~0WP - 24 WP; (2.16)
|Qp„ = QHrloo-(AP+wp)-24Wp
(2.17)
Влажность топлива может изме¬
няться при его транспорте и хране¬
нии; может меняться и зольность
топлива в зависимости от способа
добычи и мощности пласта угля.
Теплоту сгорания топлива при из¬
менении его влажности от Wip до
W2p и зольности от Aip до А2р вы¬
ражают формулой
Q£2 = (Q£i + 24WIp)
100 —W2p—Агр
100—WjP— Axp
— 24WjP.	(2.18)
Теплота сгорания топлива опреде¬
ляется по калориметру. Средний
состав и теплота сгорания всех из¬
вестных месторождений топлив оп¬
ределены и сведены в таблицы рас¬
четных характеристик топлив. При
сжигании топлива, химический со¬
став которого отличается от таблич¬
ного, его теплоту сгорания, кДж/кг,
можно установить, используя эмпи¬
рическую формулу Д. И. Менделе¬
ева
QHr=339Cr+ Ю30НГ—
—109 (Ог—Sr),	(2.19)
а для рабочей массы топлива
Q„p=339Cp+1030Hp—
—109 (Op—Sp)— 24Wp, (2.20)
где С, H, О и S — массовые доли
компонентов топлива, для которого
определяют удельную теплоту сго¬
рания, %.
Объемную теплоту сгорания га¬
зового топлива определяют как
сумму теплот сгорания входящих в
его состав различных горючих га¬
зов с учетом их процентного содер¬
жания. Объемную теплоту сгорания
относят к 1 м3 сухого газа и опре-
25


деляют по формуле
Q(Ic = 0,01(QCHCH4 + QCjHC2He +
Ч" Qc.hC,H, -{-.. .)•	(2.21)
Здесь Q„c — объемная теплота сго¬
рания на сухую массу газового топ¬
лива, кДж/м?; СН4, С2Н6 ит. д.—
объемная доля горючих газов в топ¬
ливе, %; Qch.- Qc^h. и Т- Л.
объемная теплота сгорания соответ¬
ствующих газов, кДж/м3.
Теплоту сгорания газового топ¬
лива можно определить также га¬
зовым калориметром.
Теплота сгорания условного
топлива. Паровые котлы одинако¬
вой паропроизводительности и теп¬
ловой мощности могут потреблять
существенно разное количество топ¬
лива, так как его теплота сгорания
у разных видов топлив меняется в
широких пределах. Для сравнения
экономичности работы электростан¬
ций и упрощения расчетов введено
понятие условного топлива, имею¬
щего теплоту сгорания Qy.T=
=29 310 кДж/кг (7000 ккал/кг).
Потребление разных видов топлива
электростанциями пересчитывают в
условное топливо, используя соот¬
ношение
ВУ.Т = ВЯ(2.22)
Vy.T
где Бу.т, Вя—расход соответствен¬
но условного топлива, кг условного
топлива/с, и натурального, кг/с,
имеющего теплоту сгорания рабо¬
чей массы QHp.
В показатели условного топлива
можно пересчитать и потребление
природного и другого горючего га¬
за электростанцией.
2.4.	Технические
характеристики топлива
2.4.1.	Твердое топливо
Зольность, влажность и выход
летучих являются техническими ха¬
рактеристиками топлива и оказыва¬
ют существенное влияние как на
конструкцию котла и вспомогатель¬
26
ного оборудования, так и на орга¬
низацию его эксплуатации.
Зольность. Ископаемое топливо
содержит негорючие минеральные
вещества, которые состоят главным
образом из глины Al203-2Si02X
Х2Н20, силикатов Si02 и железно¬
го колчедана FeS2. В их состав,
кроме того, входят сульфаты каль¬
ция и железа, закись железа, окис¬
лы различных металлов, фосфаты,
щелочи, хлориды и т. д. Минераль¬
ные примеси горючих сланцев в ос¬
новном состоят из карбонатов каль¬
ция СаС03 и магния MgC03.
При сжигании топлива его мине¬
ральные примеси в зоне высоких
температур ядра факела претерпе¬
вают ряд превращений, в процессе
которых образуется зола. Исходные
минеральные примеси в топливе и
зола различаются не только по хи¬
мическому составу, но и количест¬
венно. Поэтому термин «зольность
топлива» являётся условным. Од¬
нако этот термин стал общеприня¬
тым.
Зола представляет собой смесь
минералов, находящихся в свобод¬
ном состоянии или связанных с
топливом. Свойства золы играют
большую роль в организации рабо¬
ты парового котла. Мельчайшие
твердые частицы золы подхватыва¬
ются потоком топочных газов и
уносятся из топочной камеры, обра¬
зуя летучую золу. Последняя за¬
грязняет конвективные поверхности
нагрева, снижая их тепловую эф¬
фективность. Часть золы, расплав¬
ленной в ядре факела, выпадает
в низ топочной камеры (шлакопри-
емник) или прилипает к трубным
поверхностям и затвердевает, обра¬
зуя шлаки. Следовательно, шлак
представляет собой твердый рас¬
твор минералов, и его химический
состав отличается от состава золы.
Из свойств золы, оказывающих
большое влияние на организацию
процесса сжигания топлива и усло¬
вия работы конвективных поверх¬
ностей нагрева, особое значение
имеет характеристика ее плавкости.
Плавкость определяют в лабора-


Рис. 2.3. К определению плавкости золы
топлива по состоянию золовой пирамидки:
/ — до нагрева; 2 — начало деформации; 3 —
размягчение; 4 — жидкоплавкое состояние
торных условиях при постепенном
нагреве в электрической печи спе¬
циально приготовленных из иссле¬
дуемой золы трехгранных пирами-
док (рис. 2.3). В процессе нагрева
отмечают следующие характерные
температуры:
U — начала деформации, соот¬
ветствующая началу изменения
формы (закругление вершины пи¬
рамидки) ;
ti — размягчения, при которой
вершина пирамидки касается плос¬
кости ее основания или пирамидка
приобретает полусферическую фор¬
му;
tz — жидкоплавкого состояния,
при которой пирамидка растекается
на плоскости.
Характеристики плавкости золы
обычно приводятся в таблицах топ¬
лив.
Кроме приведенных температур
t\, U и U различают температуру
нормального жидкотекучего состоя¬
ния *н.ж, соответствующую нижнему
пределу устойчивого вытекания
шлака из отверстия заданного раз¬
мера. Последняя характеризуется
вязкостью шлака ро=200 П (пуаз).
Значения температуры 1В.Ж опреде¬
ляются химическим составом шла¬
ков и составляют для разных твер¬
дых топлив от 1300 до 1600°С. Низ¬
кие температуры /1, h и £н.ж созда¬
ют возможность удаления шлаков
из нижней части топки в жидком
виде. При высоких значениях ука¬
занных температур подавляющая
часть минерального состава топли¬
ва остается в зоне факела в твер¬
дом состоянии и образует летучую
золу, поскольку уровень температур
газов в зоне горения топлива не мо¬
жет быть очень высоким.
Влажность. Различают влагу
поверхностную, капиллярную, кол¬
лоидную и кристаллогидратную.
Грунтовая вода и атмосферные
осадки, попадающие в топливо, ме¬
ханически удерживаются на его по¬
верхности за счет смачиваемости
водой поверхностного слоя топлива.
Количество механически удержива¬
емой на поверхности топлива влаги
зависит от фракционного состава—
оно тем больше, чем мельче топли¬
во, так как сильно растет поверх¬
ность смачивания. Капиллярная
влага находится в капиллярах и
порах, имеющихся в большом коли¬
честве в молодых углях (торфе и
буром угле).
Коллоидная влага обусловлена
коллоидно-химической структурой
органической части исходного топ¬
лива, способной впитывать в себя
часть внешней влаги (явление на¬
бухания поверхностного слоя).
Кристаллогидратная влага явля¬
ется составной частью топлива, она
входит в состав ряда минералов
(например, CaS04-2H20). На гид-
ратную влагу приходится лишь не¬
сколько процентов общего содер¬
жания влаги, и ее количество
уменьшается с уменьшением золь¬
ности топлива. Полное выделение
этой влаги происходит только при
разрушении кристаллов (при тем¬
пературах 700—800 °С).
Повышенная влажность топлива
вызывает ряд трудностей: снижает¬
ся теплота сгорания и увеличива¬
ются расход топлива и затраты на
его размол и транспорт, увеличива¬
ется объем продуктов сгорания и
расход энергии на привод дымосо¬
са, усиливается коррозия и загряз¬
нение поверхностей нагрева липки¬
ми отложениями, главным образом
воздухоподогревателя.
Большинство сортов твердого
топлива обладает значительной по¬
движностью частиц, т. е. характе¬
ризуется хорошей сыпучестью, и
при насыпании на горизонтальную
поверхность обладает углом естест¬
27


венного откоса 40—50°. Однако с
повышением влажности сыпучесть
ухудшается, и при достижении так
называемой предельной влажности
наступает полная потеря сыпучести.
В зимнее время высокая влажность
вызывает смерзаемость топлива. По
этой причине наблюдаются случаи
резкого уменьшения подачи топли¬
ва и аварийного сброса нагрузки.
Как видно, наличие влаги в топ¬
ливе оказывает существенное вли¬
яние на эксплуатацию оборудова¬
ния. Поэтому влажность является
важной технической характеристи¬
кой топлива.
Летучие вещества. Если твердое
топливо постепенно нагревать в
инертной среде без доступа возду¬
ха, то при высоких температурах
сначала выделяются водяные пары,
а затем происходит разложение
кислородсодержащих молекул топ¬
лива с образованием газообразных
веществ, получивших название ле¬
тучих веществ (СО, Н2, СН4, С02,
CmHn, 02 и др.). Выход летучих ве¬
ществ из твердых топлив происхо¬
дит в интервале температур от 110
до 1100°С. Наибольший выход (до
95%) имеет место при температуре
до 800 °С. Поэтому условно за вы¬
ход летучих веществ твердых топ¬
лив принимают уменьшение веса
пробы топлива после выдержки в
тигле при <=850±25°С в течение
7 мин, отнесенное к горючей массе
топлива — Vr, %.
Поскольку выход летучих ве¬
ществ прежде всего определяется
содержанием кислорода в топливе,
то он тем больше, чем моложе топ¬
ливо. Так, у бурых углей Уг=45-ь
50%, каменных Vr=25-f-40%, а у
антрацитов Уг=Зч-4%.
Твердый горючий остаток после
выхода летучих называется кок¬
сом. Он может быть ^плотным (спек¬
шимся) или порошкообразным.
В воздушной среде кокс воспламе¬
няется при <=900ч-1200°С. Лету¬
чие вещества, выделившиеся из топ¬
лива, обеспечивают более раннее
воспламенение кокса, так как они
сами воспламеняются при более
28
низкой температуре, чем коксовый
остаток (350—600 °С), быстро под¬
нимая тем самым температуру кок¬
совых частиц. По мере увеличения
химического возраста топлива (бо¬
лее глубокой стадии углефикации)
общее тепловыделение при горении
летучих веществ заметно снижается
и воспламенение топлива затрудня¬
ется.
В связи с этим выход летучих
оказывает непосредственное влия¬
ние на организацию топочного про¬
цесса, выбор объема топочной ка¬
меры, эффективность (полноту)
сжигания топлива. Эта характери¬
стика положена в основу класси¬
фикации твердых топлив.
Классификация. Твердые топли¬
ва делят на следующие группы:
древесина, торф, бурый уголь, ка¬
менный уголь, антрацит, горючие
сланцы. Принадлежность топлива
(кроме сланцев) к той или иной
группе устанавливается по эле¬
ментному составу горючей массы
(рис. 2.4).
Как отмечалось ранее, в процес¬
се углефикации происходит повы¬
шение содержания углерода и
уменьшение содержания кислорода,
выход летучих также уменьшается
главным образом вследствие умень¬
шения содержания кислорода, од¬
нако тепловая ценность топлива
возрастает.
Самым молодым из ископаемых
твердых топлив является торф.
Электростанции сжигают преиму¬
щественно фрезерный торф, полу¬
чаемый срезанием с поверхности
пласта торфа тонкого слоя фреза¬
ми. Фрезерный торф имеет высокую
влажность рабочей массы (W?=
=50% и более) и в связи с этим
довольно низкую теплоту сгорания
(Qhp=8500 кДж/кг). Перед сжига¬
нием торфяная масса подвергается
глубокой сушке в процессе размо--
ла. Как молодое топливо, торф об¬
ладает большим выходом летучих
веществ (Уг=70%), что позволяет
успешно сжигать его в пылевидном
состоянии, несмотря на относитель¬
но низкое тепловыделение. Но од-


Рис. 2.4. Изменение элементного состава горючей массы и теплоты сгорания основных ви¬
дов твердого топлива
новременно торф отличается повы¬
шенной взрывоопасностью в процес¬
се нагрева в воздушной среде и тре¬
бует принятия соответствующих мер
безопасности в эксплуатации.
Бурые угли характеризуются
высокой общей влажностью и зна¬
чительной зольностью, так что
внешний балласт этих топлив
(Wp+Ap) составляет около полови¬
ны массы топлива. В связи с этим
топливо имеет невысокую теплоту
сгорания	(QHP=6,7-^17 МДж/кг).
Наличие большого внешнего балла¬
ста и особенно влажности делает
неэкономичной его перевозку на
большие расстояния. Поэтому элек¬
тростанции размещают вблизи ме¬
ста добычи бурых углей. Характер¬
ная особенность бурых углей —
большой выход летучих веществ на
горючую массу (Vr=40-f-55%) —
обеспечивает высокоэкономичное их
сжигание в топках в виде подсу¬
шенной пыли.
По содержанию в рабочей массе
топлива влаги они делятся на три
группы: Б1—с содержанием влаги
Wp>40%, Б2 —при Wp=30-H40%
и БЗ — при Wp<30%.
У каменных углей выход лету¬
чих и содержание углерода колеб¬
лются в очень широких пределах
(например, Уг=9-=-50%). Поэтому
для них выработана дополнитель¬
ная классификация, в основу кото¬
рой положены выход летучих ве¬
ществ и характеристика коксового
остатка. Различают следующие
марки каменных углей: длиннопла¬
менный (Д), газовый (Г), газовый
жирный (ГЖ), жирный (Ж), кок¬
совый жирный (КЖ), коксовый
(К), отощенный спекающийся
(ОС), слабоспекающийся (СС), то¬
щий (Т). Наибольший выход лету¬
чих имеют длиннопламенные и га¬
зовые угли (Уг>30%), наимень¬
ший— тощие (9—17%). Термины
«жирный» и «тощий» характеризу¬
ют наличие в угле жирных кислот
и смол, в основном подвергающихся
термическому разложению с обра¬
зованием газообразных компонен¬
тов.
Полуантрациты (ПА) и антра¬
циты (А) —это наиболее старые из
углей с высокой степенью углефи-
кации (Сг=90-^93%) и низким вы¬
ходом летучих веществ (У=3,0ч-
10%). Антрациты имеют низкую
влажность и зольность, однако теп¬
лота сгорания их ниже, чем у то¬
щих каменных углей и полуантра-
цитов, за счет снижения содержа¬
ния водорода до Нр=1,5%. Полу¬
антрациты занимают промежуточ¬
ное положение между каменными
углями и антрацитами и имеют вы¬
ход летучих 5—10%. Устойчивое
воспламенение этих топлив дости¬
гается только при высокой темпера¬
туре в нижней зоне топки.
Угли классифицируют также по
29


размеру куска в процессе добычи:
плита — П (более 100 мм), круп¬
ный— К (50—100 мм), орех — О
(25—50 мм), мелкий — М (13—
25 мм), семечко — С (6—13 мм),
штыб — Ш (^6 мм), рядовой — Р
(размер кусков не ограничивается).
Для более полной характеристики
ископаемых углей к условному обо¬
значению марки угля добавляют ус¬
ловное обозначение класса, напри¬
мер: бурый рядовой —БР, антраци¬
товый штыб — АШ, газовый с се¬
мечком и штыбом — ГСШ и т. п.
Коксовый уголь марок К, КЖ и
спекающиеся угли подвергают обо¬
гащению с выделением малозольно¬
го концентрата и после спекания
используют для металлургических
целей. -Высокозольный промежуточ¬
ный продукт с Ас=40ч-45% сжига¬
ют в энергетических установках, а
остающиеся очень высокозольные
остатки, так называемые «хвосты»
с Ас>45%, удаляют в отвалы.
Горючие сланцы занимают осо¬
бое место. Они представляют собой
минеральные вещества, пропитан¬
ные органическими соединениями,
состав которых сходен с составом
нефти. Выход летучих на горючую
массу составляет 80—90%. Ввиду
большого содержания золы, дости¬
гающего в рабочей массе 55% и бо¬
лее, и наличия влаги (до 20%)
сланцы являются низкосортным топ¬
ливом; их теплота сгорания Qnp=
= 6-М1 МДж/кг. Поэтому наибо¬
лее целесообразным является 'энер¬
готехнологическая переработка го¬
рючих сланцев с получением цен¬
ных газов, смол и жидкого топлива
для сжигания в котлах электро¬
станций.
2.4.2.	Мазут
Качество мазута оказывает
сильное влияние на конструкцию и
работу котельной установки, на схе¬
му и компоновку электрической
станции в целом. Поэтому его свой¬
ства являются техническими харак¬
теристиками. Свойства мазута
можно разделить на две группы:
«управляемые», которые в процессе
30
Рнс. 2.5. Зависимость вязкости мазутов or
температуры
его подготовки можно существенно
изменить и привести к желаемым
значениям (вязкость, плотность, со¬
держание влаги), и «неуправляе¬
мые», практически не изменяющие¬
ся в процессе подготовки мазута
(зольность, температуры застыва¬
ния и воспламенения).
Вязкость. Она является важней¬
шей технической характеристикой,
определяющей возможность и усло¬
вия применения мазута. Вязкость
мазута весьма существенно зависит
от температуры (рис. 2.5). В лога¬
рифмических координатах эта за¬
висимость выражается прямой ли¬
нией. Вязкость мазута оказывает
сильное влияние на продолжитель¬
ность сливно-наливных операций,
эффективность транспортировки по
трубопроводам, качество‘распыле¬
ния мазута перед сжиганием в топ¬
ках и полноту его сжигания, а так¬
же на способность отстаивать со¬
держащуюся в нем воду.
На рис. 2.5 пунктирными линия¬
ми показаны предельные значения
вязкости, при которой обеспечива¬
ется удовлетворительная работа пе¬
рекачивающих мазут поршневых
насосов (/), центробежных насосов
(II), нормальная работа распыли-
вающих паромеханических (III) и
механических форсунок (IV). Кро¬
ме энергетических на рис. 2.5 пока¬
зана характеристика транспортных
мазутов, применяемых для судовых


установок (флотский мазут Ф5).
Повышение вязкости мазутов с по¬
нижением температуры определяет¬
ся присутствием в них парафинов.
При невысокой температуре по
своим механическим свойствам ма¬
зут марок М40 и М100 занимает
промежуточное состояние между
жидкостью и твердым телом. Он
обладает свойством налипать на
стенки емкостей, труб, аппаратуры
и прочно удерживаться на них, осо¬
бенно при пониженных температу¬
рах (менее 40 °С), что может выве¬
сти мазутосистему из работы. При
нагреве мазута до 70 °С и выше эти
явления исчезают.
Плотность. Обычно используются
относительной плотностью мазутов
(плотностью по отношению к плот¬
ности воды при температуре 20 °С).
Последняя составляет р2о=0,994-
4-1,06. С повышением температуры
относительная плотность уменьша¬
ется и может быть определена по
формуле
где pt — относительная плотность
мазута при определяемой темпера¬
туре; р — коэффициент объемного
расширения топлива при нагреве на
1°С: для мазута р= (5,14-5,3) X
хю-4.
Влажность. Для мазута с отно¬
сительной плотностью при 20 °С
р2о<1 влагу отделяют отстаивани¬
ем в баках. Благодаря несколько
большей плотности вода осаждает¬
ся в нижних участках емкости, от¬
куда она дренируется. При р2о>1
вода всплывает на поверхность
очень медленно, и это затрудняет ее
удаление. Содержание воды в тех¬
ническом мазуте составляет 1—3%.
Влага в небольшом количестве спо¬
собствует распылу мазута и улуч¬
шает характеристики воспламене¬
ния. При повышенном содержании
влаги (до 10—15%) развивается
коррозия конвективных поверхно¬
стей нагрева и растут потери теп¬
лоты с продуктами сгорания.
Зольность. При переработке
нефти содержащиеся в ней мине¬
ральные примеси концентрируются
в основном в более тяжелых фрак¬
циях, главным образом в мазуте.
Зольность мазута на сухую массу
должна быть не более 0,1% (ГОСТ
10585—75). Подобно золе твердого
топлива размягченная зола мазута
способна образовывать плотные от¬
ложения на поверхностях нагрева
котла, ухудшающие передачу теп¬
лоты рабочему телу. В эксплуата¬
ции принимают меры по предотвра¬
щению образования плотных труд¬
но удаляемых отложений.
Особенностью золы мазута
(главным образом, сернистого) яв¬
ляется наличие в ней ванадия, ин¬
тенсифицирующего образование
плотных отложений на поверхно¬
стях нагрева. Окислы ванадия, кро¬
ме того, при температуре металла
выше 590 °С вызывают коррозию
этих поверхностей. Поэтому в экс¬
плуатации мазутных электростан¬
ций принимают меры, предотвра¬
щающие развитие интенсивной ва¬
надиевой коррозии.
Температура застывания. Она
зависит от химической природы ис¬
ходной нефти и технологии ее пере¬
работки и характеризует ту мини¬
мальную температуру, при которой
мазут теряет свойство текучести.
Температура застывания оказывает
непосредственное влияние на выбор
технологической схемы хранения
мазута, его транспорта по трубо¬
проводам и подачи в топку.
При высокой температуре засты¬
вания возникают трудности слива
из цистерн и перекачки по трубо¬
проводам. Застывший мазут прихо¬
дится подогревать, что увеличива¬
ет эксплуатационные расходы и вы¬
зывает потерю времени. Лучшим
является мазут с температурой за¬
стывания ниже —5°С. Температу¬
ра застывания большинства марок
мазутов от + 10 до +36°С.
Температура вспышки. Эта тем¬
пература определяет условия, когда
пары мазута в смеси с окружаю¬
щим воздухом вспыхивают при со¬
прикосновении с открытым пламе¬
нем.
31


Мазут, сжигаем,ый на электро¬
станциях, имеет температуру
вспышки 90—140 °С. Во избежание
пожара температура подогрева ма¬
зута в открытых системах всегда
должна быть ниже температуры
вспышки, причем недогрев должен
составлять не менее 10°С. Закры¬
тая система подогрева — в теплооб¬
менниках под давлением — допу¬
скает подогрев мазута выше тем¬
пературы вспышки.
Температура воспламенения.
Это температура, при которой после
вспышки топливо горит не менее
5 с. Температура воспламенения пре¬
вышает температуру вспышки на
15—20 °С.
2.4.3: Природный газ
Основными техническими харак¬
теристиками природного газа явля¬
ются плотность, взрываемость и ток¬
сичность.
Плотность. Почти все виды га¬
зового топлива легче воздуха (см.
табл. 2.3), поэтому проникший в по¬
мещение газ скапливается под пе¬
рекрытиями. В целях безопасности
перед пуском котла проверяют от¬
сутствие газа в вероятных местах
его скопления.
В практике пользуются поняти¬
ем относительной плотности газа,
представляющей собой отношение
плотности газа к плотности воздуха
при <=0°С и р=0,1 МПа:
Ротн^= Рг/рв=гРг/1 >293, (2.24)
где рв — плотность воздуха при
/=0°С и р=0,1 МПа, равная
1,293 кг/м3.
Взрываемость. Смесь горючего
газа с воздухом в определенных
пропорциях в присутствии огня мо¬
жет взорваться. Опасные концент¬
рации горючего газа в воздухе за¬
висят от химического состава и
свойства газа (рис. 2.6). При кон¬
центрации меньше нижнего преде¬
ла воспламеняемости газовоздуш¬
ная смесь не взрывается и не горит.
При концентрации газа в смеси,
превышающей верхний предел вос¬
пламеняемости, смесь не горит, но
при ее разбавлении воздухом и за-
32
Наименование
газа
Химичес¬
кая
срормула
Пределы воспламеняемости,
объемные доли,°/о
Водород
н2
к?
Оксид углерода
СО
шт
Ж
щ
’т
'Ш
Метан
CHif
Этан
С2Н6
Пропан
СзНб
бутан
СчНю
Ш
Этилен
СгНч
ш
т
Ацетилен
С2Н2
Vs'/'s ''Sfs////
'^77>
Wi
i
Сероводород
H2S
л
1
Природный газ
—
ж
Доменный газ
-—
X
ж
Ж
ж
Коксовый газ
—
Л
ш
ж
|_]_
1
0	20	40 S0 80	100
Объемная доля газа В газовоздушной смеси, %
Рис. 2.6. Пределы воспламенения газовоз¬
душных смесей при 20 °С (р=0,1 МПа)
жигании (например, на выходе из
горелки в топку) она будет спокой¬
но гореть без взрыва.
Токсичность. Под токсичностью
понимают способность газового
топлива вызывать отравление. Наи¬
более опасными компонентами в
этом отношении являются оксид уг¬
лерода СО и сероводород H2S. Пре¬
дельно допустимая объемная кон¬
центрация СО в воздухе составляет
0,0024%, или 0,03 мг/л. Опасна для
жизни объемная концентрация ок¬
сида углерода около 0,4% при воз¬
действии на человека в течение 5—
6 мин. Даже незначительная объ¬
емная концентрация СО в воздухе
(0,02%) вызывает заметное отрав¬
ление. Сернистые соединения в
большинстве природных газов прак¬
тически отсутствуют. В попутных
газах некоторых месторождений со¬
держится значительное количество
сероводорода (до 2,5%). Он также
весьма токсичен. Предельно допу¬
стимая концентрация сероводорода
в воздухе 0,01 мг/л.
Поскольку в природном газе все
его компоненты перемешаны рав¬
номерно, то концентрацию в возду¬
хе вредных газов можно установить
по присутствию метана, процентное
содержание которого определяют
прибором — метаномером,	по¬
скольку заранее известен состав
сжигаемого природного газа.


Почти все природные газы сов¬
сем не имеют запаха или имеют
весьма слабый запах. Для своевре¬
менного обнаружения утечки газа и
принятия мер безопасности газовое
топливо, не имеющее запаха, до по¬
ступления в газовую магистраль
одорируют, т. е. придают характер¬
ный острый запах.
2.4.4.	Приведенные
характеристики топлива
С увеличением балласта умень¬
шается горючая часть топлива и
одновременно снижается его тепло¬
та сгорания. Для обеспечения за¬
данной паропроизводительности
котла при этом потребуется увели¬
чить общий расход топлива, а зна¬
чит, еще более увеличится поступ¬
ление балласта в котел. Если.отне¬
сти содержание балласта в 1 кг
топлива (золы и влаги в процен¬
тах) к 1 МДж низшей теплоты
сгорания данного топлива, то полу¬
чатся приведенные тепловые харак¬
теристики золы, влаги, которые от¬
личаются от их процентного содер¬
жания в топливе. Чем ниже теплота
сгорания топлива, тем значитель¬
нее возрастают приведенные ха¬
рактеристики, которые, как оказа¬
лось, точно отражают соотношение
массовых расходов балласта, в га¬
зоходах котла при изменении со¬
става и теплоты сгорания топлива.
В практике пользуются тремя
характеристиками — приведенны¬
ми влажностью, зольностью и сер¬
нистостью (% -кг/МДж), которые
определяют по формулам
Wn=Wp/QHp; An=Ap/Q„p Sn=
=SpIQhp.	(2.25)
Так, при одинаковом исходном со¬
держании 5р=3% в 1 кг мазута
(Q„p=39 МДж/кг) и бурого угля
(Qhp=12 МДж/кг) приведенная
сернистость будет составлять у ма¬
зута 5п=0,077°/о, а у бурого угля
Sn=0,25%. Отсюда следует, что
при одинаковой мощности парового
котла выброс окислов серы с ухо¬
дящими газами на буром угле бу¬
3-5185
дет в 3,25 раза больше. Концент¬
рация золы и влаги в продуктах
сгорания топлива однозначно опре¬
деляется приведенными характери¬
стиками. Так, любое топливо счи¬
тается малозольным, если Лп<
<0,95% кгДМДж, и высокозоль¬
ным при Лп>4% кг/МДж. То же
самое относится к наличию вла¬
ги— сухое топливо при Wn<.
<0,7% кг/МДж и высоковлажное
при Wn>5% кг/МДж.
2.5. Топливная база
электростанций СССР
Геологоразведочные и исследователь¬
ские работы непрерывно расширяют тол*
ливно-энергетический потенциал страны.
Однако географически эти запасы разме¬
щены резко неравномерно. Основная мас¬
са органического топлива находится в во¬
сточных и среднеазиатских районах. На
европейскую часть и Урал приходится
лишь 11 % всех топливных ресурсов, а
потребление составляет примерно 80 %.
Почти 75 % всех видов добываемых
органических топлив используется как ко¬
тельно-печное топливо, из них 2/3 идет на
производство электроэнергии. Доля сжи¬
гаемого в котлах электростанций газа и
мазута составляет 46—50 %, причем боль¬
шая Доля приходится на природный газ.
Остальное падает на твердые топлива,где
увеличивается доля использования камен¬
ных и бурых углей восточных месторож¬
дений. Расширяющаяся добыча топлив в
восточных районах обеспечивает постоян¬
ный прирост использования энергоресурсов
в топливно-энергетическом балансе страны.
Из твердых топлив наибольшее значение
для европейской части СССР имеет До¬
нецкий бассейн, располагающий каменны¬
ми углями различных марок и антрацита¬
ми. Но запасы топлива в нем уже далеко
не удовлетворяют потребности. Кроме того,
слабые по мощности пласты, добыча из
глубоких шахт делают это топливо очень
дорогим. Основная масса ископаемых топ¬
лив находится в Центральной и Западной
Сибири, Казахстане. Кузнецкий бассейн
(Западная Сибирь) является крупнейшим
в СССР по запасам каменных углей. Эти
топлива на месте добычи в 2—3 раза де¬
шевле донецких, поэтому даже с учетом
стоимости перевозки они оказываются кон¬
курентоспособными в европейской части
СССР с донецкими углями. Однако даль¬
ние перевозки огромных масс топлива
весьма затруднительны. Большие запасы
бурых углей находятся в Канско-Ачинском
бассейне (Центральная Сибирь). Близкое
расположение к поверхности земли, мощ¬
ные пласты позволяют развернуть откры¬
тую добычу этих топлив, что делает их
наиболее дешевыми топливами СССР. Та¬
33


кими же характеристиками обладает Эки-
бастузское месторождение каменных углей
(Восточный Казахстан), на базе которого
развернулся Павлодаро-Экибастузский энер¬
гетический комплекс. Большими запасами
каменных углей обладает недавно разве¬
данное Нерюнгринское месторождение
(Южная Якутия). Однако эти месторож¬
дения находятся далеко от развитых цент¬
ров потребления энергии.
Применительно к Канско-Ачинским бу¬
рым углям разрабатывается также план
комплексной энерготехнологической их пе¬
реработки с получением ценных химиче¬
ских веществ, буроугольного мазута и кок-
сика — топлива с высокой теплотой сгора¬
ния (около 29,3 МДж/кг).
Истощаются запасы нефти, добывае¬
мой в районе Северного Кавказа, на тер¬
ритории Татарской и Башкирской АССР.
Месторождения нефти интенсивно разра¬
батываются на севере Тюменской области.
Добыча нефти и газового конденсата в
этом районе составляет свыше половины
всей добычи в стране. Здесь за короткий
срок геологами разведаны и введены в
эксплуатацию такие месторождения, как
Самотлорское, Федоровское, Мамонтовскос.
Эти же районы богаты запасами природ¬
ного газа (Уренгойское, Медвежье, Ям-
бургское, Заполярное), дающими значитель¬
ную (долю добычи газа в стране.
Месторождения природного газа имеются
в других районах нашей страны. К наи¬
более известным относятся Шебелинское
(под Харьковом), Дашавское (Винницкая
область), Газлийское (Средняя Азия). В
последние годы открыты и начали активно
эксплуатироваться месторождения в Турк¬
мении, на Южном Урале (Шатлыкское,
Оренбургское). Удаленность наиболее пер¬
спективных месторождений нефти и при¬
родного газа от промышленных центров
заставляет строить сверхдальние нефте- и
газопроводы. Так, для доставки тюменско¬
го газа в Центр вводится в действие
шесть мощных газопроводов диаметром
1420 мм и протяженностью 3—5 тысяч ки¬
лометров, что требует больших затрат. За¬
пасы газа и нефти открыты на территории
Коми АССР. Близость этого района к
промышленным центрам европейской части
СССР заставляет ускоренно развивать до¬
бычу топлива в этом трудном по природ¬
ным и климатическим условиям районе.
Особое место в развитии топливно-
энергетического комплекса занимает атом¬
ная энергетика/ АЭС будут строиться
главным образом в европейской части
СССР. Это позволит резко сократить пе¬
реброску сюда органического топлива из
восточных районов для производства элек¬
троэнергии. Атомная энергетика становится
источником производства не только элект¬
ричества, но и теплоты. В Горьковской и
Воронежской областях вводятся в строй-
атомные станции теплоснабжения (ACT).
Одновременно закладываются основы но¬
вых видов источников энергии — солнца,.
ветра, геотермальных вод, биомассы и др.
В начале 1983 года завершена разра¬
ботка Энергетической программы СССР на\
длительную перспективу. Энергетическая-
программа направлена на дальнейшее сни¬
жение доли нефтепродуктов как топлива
электростанций и увеличение использова¬
ния угля и природного газа. Особое внима¬
ние уделяется развитию добычи всех ви¬
дов топлив в Западной и Восточной Си¬
бири и созданию на этой базе нескольких
топливно-энергетических комплексов с раз¬
вертыванием на их базе крупных энерго¬
емких промышленных предприятий. Важное
место в Энергетической программе СССР
отводится ускоренному развитию атомной-
энергетики в европейской части страны и
сокращению транспорта органического топ¬
лива из Сибири.
Контрольные вопросы к гл. 2
1.	Какими . особенностями должны от¬
личаться энергетические топлива от топлив,
используемых для других нужд народного-
хозяйства?
2.	Перечислите основные химические,
элементы, из которых состоят органические
топлива. Какие из них могут выделять
теплоту при окислении?
3.	Как изменяется содержание горючих
элементов в массе топлива по 'мере увели¬
чения химического возраста топлива?
4.	В чем различие высшей и низшей,
теплот сгорания топлива?
5.	Что такое условная теплота сгора¬
ния и какое значение она имеет?
6.	Перечислите технические характери¬
стики твердых топлив, жидкого топлива и.
природного газа.
7.	Какие трудности в процессе работы
парового котла может создать золовой.
остаток топлива?
8.	Какова роль летучих веществ при
сжигании твердых топлив?
9.	Почему вязкость относят к наиболее
важной технической характеристике ма¬
зута?
10.	Какие технические характеристики
природного газа следует считать наиболее
важными?
И. В каких случаях удобно пользо¬
ваться приведенными характеристиками
топлив?
12. Назовите месторождения твердых
топлив, нефти, природных газов на терри¬
тории СССР.
34


Глава третья
ТОПЛИВНО-ТРАНСПОРТНОЕ ХОЗЯЙСТВО и
ПЫЛЕПРИГОТОВЛЕНИЕ НА УГОЛЬНЫХ
ЭЛ ЕКТРОСТАНЦИЯХ
3.1. Технологическая схема
топливоподачи и
приемные устройства
Твердое топливо обычно достав¬
ляют на электростанцию с места
его добычи железнодорожным или
водным транспортом. Недостаток
водного транспорта для большинст¬
ва районов страны — сезонность.
Дальние перевозки топлива, на рас¬
стояния свыше 1000 км, целесооб¬
разны только для высокосортных
углей с теплотой сгорания QHp>
>20 МДж/кг. При расположении
электростанции вблизи места добы¬
чи топлива (до 20—30 км) возмож¬
на его доставка с помощью ленточ¬
ных закрытых конвейеров или по
подвесной канатной дороге.
Каждая электростанция, сжи¬
гающая твердое топливо, имеет раз¬
витое топливно-транспортное хозяй¬
ство. Все операции по перемеще¬
нию топлива на территории элект¬
ростанции механизированы, управ¬
ление топливоподачей осуществля¬
ется из центрального пункта, где
сосредоточены контролирующие
приборы и аппаратура дистанцион¬
ного управления. В табл. 3.1 при¬
ведены данные о среднечасовом
расходе твердого топлива электро¬
станциями различной мощности.
Как видно, крупные электростан¬
ции потребляют более 1000 т/ч уг¬
ля. Даже при доставке топлива ва¬
гонами большой грузоподъемности
(60—125 т) на электростанции не¬
обходимо постоянно разгружать за
1 ч 15—30 вагонов топлива, что
обеспечивается применением для
разгрузки высокопроизводительных
вагоноопрокидывателей.
При проектировании топливно¬
го тракта электростанции должны
быть учтены вид и свойства посту¬
пающего топлива и особенности его
доставки. В комплекс систем топ¬
ливного тракта современных элек-
з*
тростанций входят приемо-разгру¬
зочное устройство, склад топлива
для обеспечения работы электро¬
станции при перерывах в топливо¬
снабжении, устройства для дробле¬
ния топлива, устройства для пере¬
мещения топлива и подачи его в
бункера сырого угля котельного от¬
деления, оборудование систем пы-
леприготовления и транспорта го¬
товой пыли к горелкам паровых
котлов.
На рис. 3.1 показана схема наи¬
более распространенного в насто¬
ящее время топливоподающего
тракта. Транспорт топлива после
разгрузки вагонов осуществляется
ленточными конвейерами (ЛК). Их
нумерация является типовой и при¬
нята аналогичной в любой схеме
топливоподачи. Ленточный конвейер
ЛК1 находится ниже уровня земли,
над ним происходит разгрузка ва¬
гонов, поступающих в вагоноопро-
кидыватель.
Подача топлива сначала на
склад, а потом со склада на элек¬
тростанцию всегда дороже, чем
обеспечение станции топливом «с
колес». Поэтому обычно свежее
топливо направляют сразу на сжи¬
гание. Этому принципу соответст-
Таблица 3.1. Часовой расход
натурального топлива для конденсационных
электростанций различной мощности
при коэффициенте использования
суточного максимума нагрузки, равном
0,8
йЕн
о о £3
Параметры
пара
Расход натурального топ*
лива, т/ч, при низшей
теплоте сгорания, МДж/кг
о « =
!§§
Р.
МПа
t, °с
25,0
21,0
17,0
12,5
1200
13
565/565
420
505
630
840
1600
13
565/565
473
568
710
946
2400
24
545/545
775
930
1165
1550
3000
24
545/545
975
1170
1465
1960
4800
24
545/545
1525
1825
2280
3040
6400
24
545/545
2440
3050
4070
35
35


Рис. 3.1. Технологическая схема топливо-
подачи на ТЭС:
/ — здание вагоноопрокидывателей; 2 — дробиль¬
ный корпус; 3 — узел пересыпки топлива; 4 —
угольный склад; 5 — углеприемная траншея; 6 —
кран-перегружатель; 7 — железнодорожная ветка;
8 — подземный бункер топлива
вует нумерация ленточных конвей¬
еров: основное направление подачи
топлива — от здания вагоноопро¬
кидывателей в главное здание
ТЭС.
Различают два основных вида
приемных разгрузочных устройств:
с вагоноопрокидывателями и при¬
емным бункером под ними и со ще¬
левыми бункерами. В устройствах
первого типа (рис. 3.2) несамораз-
гружающиеся полувагоны (с от¬
крытым верхом) вводят в вагоно-
опрокидыватель, закрепляют в нем
и переворачивают. Затем вагон воз¬
вращается в нормальное положение
и выталкивается из вагоноопроки-
дывателя очередным полувагоном
с топливом. Производительность
вагоноопрокидывателя в среднем
составляет 12 разгрузок вагонов в
час, что соответствует производи¬
тельности 600—1000 т/ч угля в за¬
висимости от грузоподъемности ва¬
гона. Для удаления остатков- топ¬
лива со стенок вагона используют
виброочистное устройство, которое
включается в работу на 5 с в пере¬
вернутом положении полувагона.
Применение вагоноопрокидыва¬
телей оправдано на электростанци¬
36
ях с большим расходом топлива..
Весь процесс разгрузки топлива,
включая подачу груженых полува¬
гонов в опрокидыватель, собствен¬
но разгрузку, а также зачистку осу¬
ществляется дистанционно с пульта.
Приемное разгрузочное устрой¬
ство со щелевым бункером
(рис. 3.3) предназначено для само-
разгружающихся вагонов. Под пу¬
тями на всей их длине располага¬
ется бункер с приемом топлива че¬
рез щели по всей его длине, закры¬
тые сверху приемной решеткой с
отверстиями 150X150 мм. Топливо
из бункера поступает на горизон¬
тальный разгрузочный стол, отку¬
да самоходным лопастным питате¬
лем перегружается на отводящие
топливо ленточные конвейеры.
Большая вместимость бункера под
железнодорожными путями требу¬
ет значительного заглубления под¬
земной части разгрузочного устрой¬
ства. Поэтому приемное устройство
со щелевым бункером вытесняется
вагоноопрокидывателями, имеющи¬
ми большую производительность
при меньших габаритах.
Смерзшееся топливо на электро¬
станциях перед разгрузкой разогре¬
вается в закрытых отапливаемых
помещениях — тепляках (рис. 3.4),
в которых расположены тепловые
излучатели из трубчатых панелей,
обогреваемых насыщенным паром.
Одновременно с излучением целе¬
сообразен умеренный обогрев воз¬
духом, подаваемым в виде струй,
обтекающих стенки полувагонов.
На мощной электростанции с боль¬
шим расходом топлива тепля¬
ки рассчитаны на 10—20 полуваго¬
нов. Тепляк разделен на секции с
разной температурой, через кото¬
рые проводят вагоны при убыва¬
ющей интенсивности обогрева.
Превращение кускового топлива
в угольную пыль производится в
два этапа. Вначале сырое топливо
подвергается дроблению до разме¬
ра, не превышающего 15—25 мм,
в специальном дробильном отделе¬
нии. Затем измельченное топли¬
во — дробленка — поступает в буи-


Рис. 3.2. Приемно-разгрузочное устройство с роторными вагоноопрокидывателями:
1 — вагоноопрокндыватель; 2 — приемный бункер; 3 — ленточный питатель; 4 — ленточный конвейер;
5 — мостовой кран; 6 — дискозубчатая дробилка
кера сырого угля, после чего под¬
вергается размолу в углеразмоль¬
ных мельницах до окончательного
продукта — угольной пыли с раз-
мерой частиц не более 300—
500 мкм. Одновременно с размо¬
лом топливо подсушивается до не¬
обходимой влажности, обеспечива¬
ющей хорошую текучесть пыли.
Поставляемый на электростанции
уголь не должен содержать кусков
крупнее 30.0 .мм. Для исключения
более крупных или смерзшихся кус¬
ков под приемным бункером уста¬
навливают дискозубчатые дробил¬
ки (см. рис. 3.2, поз. б), выполни-,
ющие роль первой ступени дроб¬
ления топлива. Затем уголь попа¬
дает на горизонтальный ленточный
конвейер JIK1 (см. рис. 3.1), да¬
лее через узел пересыпки поступа¬
ет на наклонный ленточный кон¬
вейер первого подъема ЛК2 и по¬
дается в дробильный корпус. Лен¬
ты транспортеров изготовляют из
нескольких слоев специальной хлоп-
37


Рис. 3.3. Приемно-разгрузочное устройство
со щелевым бункером:
1 — щелевой бункер; 2 — разгрузочный стол: 3 —
ленточный конвейер; 4 — лопастный питатель;
5 — приемная решетка
Рис. 3.4. Тепляк для разогрева вагонов с
твердым топливом:
/ — железнодорожный вагон; 2 н 4 — тепловые
излучатели; 3 — вентилятор; 5 — металлический
экран; 5 —сопло подачи горячего воздуха
38
Рис. 3.5. Оборудование дробильного кор¬
пуса:
1	— ленточный конвейер №	2;	2 — приводной
барабан; 3 — электромагнит; 4 — очистительная
лента; 5 — бункер сброса металла; 6 — веерооб¬
разная решетка (грохот); 7 — молотковая дро¬
билка; 8 — колосниковая решетка; 9 — течка
сброса мелких фракций; 10 — ленточный конвей¬
ер К<г 3
чатобумажной ткани — бельтинга,
соединенных вулканизированной ре¬
зиной. Ширина ленты доходит до
2	м. Скорость движения ленты со¬
ставляет 2—3 м/с. Наибольшая
производительность одной нитки
конвейера достигает 2200 т/ч.
Принципиальная схема дробильной
^установки показана на рис. 3.5. Ленточный
^конвейер ЛК2 подает поток топлива, ко¬
торое нередко содержит значительное ко¬
личество металлических предметов разных
размеров и формы (крепежные костыли,
зубья экскаваторов, гусеничные траки, бол¬
ты и т. п.). Удаление металлических пред¬
метов из потока топлива производят с
помощью электромагнитных сепараторов.
В последнее время на топливоподаче мощ¬
ных электростанций используют грузо-
подъемные электромагниты типов М-42 и
М-62, имеющих значительно большую
подъемную силу, чем старые подвесные
электромагнитные сепараторы ЭП-1 и ЭП-2
и электромагнитные шкивы, которые не
обеспечивали полного удаления металла из
толстого слоя топлива на ленте.
Удаление металла производят перед
дробильной установкой в месте ссыпания
топлива с ЛК2. На рис. 3.5 показан узел
металлоудаления с мощным электромагни¬
том и использованием очистительной лен¬
ты. Последняя при своем движении отво¬
дит уловленный металл в сторону, и ког¬
да напряжение магнитного поля снижает¬
ся, кусок металла отрывается от ленты и
падает в приемный бункер.


Для экономии электроэнергии и сохра¬
нения магнитных свойств электромагнита
он включается в работу, когда в слое топ¬
лива появляется металлический предмет.
Импульс на включение подает датчик ме¬
таллоискателя, установленный над слоем
топлива на определенном удалении от
электромагнита. Датчик срабатывает на
металлические предметы массой 0,1—0,2 кг.
Более мелкие предметы не опасны для ра¬
боты дробилок. Поступающее на дробле¬
ние топливо имеет до 50 % мелких фрак¬
ций (менее 20 мм). Чтобы не перегружать
дробилку, производят предварительный
рассев топлива с отделением мелочи, кото¬
рая проходит помимо дробилки.
Для отсева мелочи* обычно используют
неподвижные наклонные веерообразные
решетки с продольными расширяющимися
вниз щелями, которые получили название
грохоты. Топливо движется вдоль решет¬
ки, рассыпается по ней, и мелочь провали¬
вается сквозь щели. Для создания грохо¬
тов используют трапецеидальные или тре¬
угольные полосы металла. Угол наклона
грохота составляет 40—55°.
Принцип дробления крупного топлива
в молотковой дробилке — ударный. Била,
вращающиеся с большой скоростью (735—
960 об/мин), разбивают поступающие ку¬
ски топлива. Дополнительное дробление
происходит при ударе топлива о брониро¬
ванные внутренние стенки. В нижней, ча¬
сти дробилки находится решетка, через ко¬
торую готовые фракции топлива — дроб-
ленка — попадает на узел пересыпки и
поступает на ленточный конвейер № 3
второго подъема топлива в главное зда¬
ние ТЭС.
Качество дробления топлива характе¬
ризуется соотношением масс частиц раз¬
личного размера. Для этого производят
рассев пробы топлива на ситах с отвер¬
стиями 5 и 10 мм. Соответствующий оста¬
ток топлива на этих ситах в процентах от
начальной массы пробы обозначают R$ и
Яю. Он характеризует суммарное массовое
содержание частиц* с размером, большим
размера отверстий сита. Обычная дроблен-
ка имеет остатки на ситах R5—20+22 %
и Яю=4-ь5 %.
С увеличением размера фракций (уг-
рублением дроблении) снижается эффек¬
тивность сушки топлива, растет износ раз¬
мольного оборудования пылесистемы и
расход электроэнергии на получение пыли.
При уменьшении размеров фракций дроб¬
лении происходит потеря сыпучести сыро¬
го топлива, в результате чего начинается
налипание топлива на рабочие органы
дробильного и углетранспортного оборудо¬
вания, на стенки бункеров топлива, опре¬
деляемое величиной влажности рабочей
массы топлива. Поэтому максимальный
размер кусочков после дробления для
сильновлажных топлив должен быть 25—
30 мм, а для умеренно влажных и сухих—
около 15—20 мм. Для отбора из потока
топлива древесных предметов, тряпок и бу¬
маги применяют специальные устройства—
щепоуловители. Удаление длинномерных
древесных предметов (кусков досок, палок
и т. п.) производят на узлах пересыпки
топлива с использованием наклонных реше¬
ток, через которые топливо проваливается,
а большие деревянные предметы отводятся
в сторону.
В зависимости от характеристик топ¬
лива, количества древесных предметов па
электростанциях применяют различные ин¬
дивидуальные конструкции систем улавли¬
вания щепы.
3.2.	Топливные склады
и их механизация
Создаваемые на электростанции запа¬
сы топлива предназначаются для обеспе¬
чения резерва топлива на случай перебрев
в его доставке или сезонного несоответст¬
вия поступления и потребления на ТЭС
(например, в осенне-зимний период). Сум¬
ма запаса топлива на ТЭС создает госу¬
дарственный резерв готового к использо¬
ванию топлива.
Хранение запаса топлива на ТЭС осу¬
ществляется на открытых площадках вбли¬
зи главного здания станции. Емкость
угольного склада должна обеспечить двух¬
недельный запас топлива .при расположе¬
нии ТЭС на расстоянии до 100 км от
места его. добычи и месячный при боль¬
ших расстояниях, при этом запас топлива
исчисляется по максимальному его потреб¬
лению всеми котламич станции. Хранение
топлива на открытом* складе сопровожда¬
ется естественными потерями, составляю¬
щими 0,2—0,5 % топлива в год. Поэтому
запас топлива необходимо периодически
обновлять и дополнять. Запас тофра хра¬
нится за пределами станции на расстоя¬
нии до 5 км в относительно небольших
складах, которые связаны со станцией же;
лезнодорожной колеей.
Для хранения топлива на электростан¬
ции создают расходные и основные (ре¬
зервные) склады. Расходные склады слу¬
жат для временного складирования из¬
лишков топлива в связи с неравномерно¬
стью его поступления на электростанцию, а
основные — для длительного планового
хранения, обеспечивающего нормальную
работу электростанции при длительной за¬
держке в доставке топлива. Топливо на
складах укладывают в правильно оформ¬
ленные штабеля.
Во избежание самовоспламенения топ¬
ливо укладывают в штабеля в сухую, же¬
лательно холодную погоду и с обязатель¬
ным послойным уплотнением штабеля и его
откосов, особенно нижнего пояса, гусени¬
цами бульдозеров и катками через каж¬
дые 1—1,5 м высоты.
В результате недостаточного отвода
теплоты из штабеля температура окисли¬
тельного процесса повышается и при до¬
стижении «критической» температуры на¬
ступает самовозгорание топлива, при кото¬
ром возникают тлеющие очаги с появле¬
39


нием дыма и пламени. Самовозгорание
топлива зависит от технических характери¬
стик топлива (содержания летучих и сер¬
нистых соединений), окружающей темпера¬
туры и возможности доступа содержащих¬
ся в воздухе влаги и кислорода в глубь
штабеля. Наиболее склонны к самовозго¬
ранию бурые угли, сланцы и торф. Не
склонные к самовозгоранию АШ и тощие
угли.
Безопасное хранение топлива на скла¬
дах требует наблюдения и обновления шта¬
белей. Систематически контролируют тем¬
пературу внутри штабеля. При повышении
температуры до 60 °С топливо обновляют
независимо от предельных сроков хра¬
нения.
Основными техническими средствами
подачи топлива на склад для хранения и
выдачи его со склада для сжигания яв¬
ляются механизмы и машины непрерывно¬
го действия. Расходные склады обслужи¬
ваются ленточными конвейерами и маши¬
нами периодического действия.
Механизация работ на крупных скла¬
дах осуществляется в настоящее время с
помощью кранов-перегружателей и буль¬
дозеров. В перспективе складское хозяйств
во электростанций будет более широко ос¬
нащаться машинами непрерывного дейст¬
вия — штабелерами и роторными погрузчи¬
ками. Первые машины этого типа намече¬
но установить на крупнейших угольных
электростанциях — Экибастузскои ГРЭС и
Березовской ГРЭС-1.
На рис. 3.6 показан широко распрост¬
раненный кран-перегружатель с наиболь¬
шим пролетом моста 76 м и емкостью ков¬
ша 12 м3. Достоинством крана является
широкий диапазон выполняемых операций
по подаче угля на штабель, выдаче его на
станцию, по извлечению из штабеля ло¬
кальных очагов самовозгорания и т. п.
Однако этот тип крана относится к маши¬
нам периодического действия, имеющего
кроме рабочего времени еще и холостой
ход ковша. Кран может обслуживать шта¬
беля топлива в сочетании с другими меха¬
низмами: бульдозерами, ленточными кон¬
вейерами.
К высокопроизводительной машине не¬
прерывного действия относится укладчик
штабеля — штабелер (рис. 3.7). Это пере¬
движной на железнодорожном ходу пор¬
тал с поворотной стрелой, имеющей лен¬
точный конвейер для подачи топлива в
штабель, что обеспечивает высокую произ¬
водительность портала при непрерывной
подаче топлива на склад по длине и ши¬
рине штабелей.
Аналогичным образом выполнен ротор¬
ный погрузчик для выдачи угля со склада
на электростанцию (рис. 3.8). Такие маши¬
ны обладают производительностью
(до 1800 — 2000 т/ч), но ограничены по
диапазону работ, поэтому топливный склад
должен иметь оба вида таких машин.
Однако по сравнению с ковшовыми кра¬
нами-перегружателями эти машины дают
заметную экономию капитальных и теку¬
4/)
щих затрат, которая увеличивается по ме-
ре роста мощности электростанции.
3.3.	Угольная пыль
и ее характеристики	:
Дробленое топливо превращают
в пылевидное состояние в мельни¬
цах, в которых получают полидис-
персный порошок, т. е. смесь ча¬
стиц различных размеров — от 0,1
до 300—500 мкм, а при грубом раз¬
моле бурых углей — до 1000 мкм.
Полидисперсныйг характер пыли
является следствием того, что раз¬
мольные устройства не могут вы¬
давать монодисперсную пыль, со¬
стоящую из частиц одного, наперед
заданного размера, определяемого
требованиями наиболее эффектив¬
ного сжигания топлива. Этому ус¬
ловию отвечала бы пыль с разме¬
ром частиц 50—100 мкм.
Пылинки топлива имеют непра¬
вильную форму, зависящую глав¬
ным образом от рода топлива, раз¬
мера его частиц и метода размола.
Этим объясняются трудности опре¬
деления поверхности пыли расчет¬
ным путем. Мелкие фракции топ¬
лива (с размером менее 20 мкм)
по форме близки к кубу или ром¬
бу, остальные имеют довольно
сложную изрезанную внешнюю по¬
верхность. В основном суммарная
■ поверхность всех частиц исходной
порции угольной пыли определяет¬
ся ее мелкими фракциями, количе¬
ство которых велико (хотя общая
их масра может быть не определя¬
ющей), а удельная поверхность(на
единицу массы) больше, чем у
крупных частиц. Пыль топлива ад¬
сорбирует значительное количество
воздуха, и поэтому свежеприготов¬
ленный порошок имеет объемную
массу 400—500 кг/м3; со временем
пыль слеживается, и объемная мас¬
са увеличивается до 800—900кг/,м3.
Для предупреждения слеживания
пыль в бункерах периодически сра¬
батывают до минимального уровня.
Пыль характеризуется высокой
текучестью, в бункере пыли можно
утонуть и задохнуться. В бункерах
работать разрешается только пос-


38000
76000
32000
Рис. 3.6. Грейферный кран-перегружатель производительностью 700 т/ч:
^ основная ферма крана; 2 — консоль правая; 3— консоль левая; 4 — опоры; 5 — надземная эстака¬
да с ленточным конвейером подачи топлива на склад; 6 — конвейер подачи топлива со склада: 7 8 9 —
штабеля топлива
Рис. 3.7. Штабелеукладчик (штабелер):
J — конвейер подачи топлива на склад; 2 — железнодорожная платформа; 3 — поворотная стрела; 4 —
ленточный конвейер стрелы; 5 — штабель топлива
Рис. 3.8. Роторная погрузочная машина:
1—5 — то же, что и на рис. 3.7; 6 —
ле освобождения их от пыли, и при
соблюдении специальных мер пре¬
досторожности. Пыль в смеси с
воздухом (аэропыль) образует
эмульсию, которая подобно жидко¬
сти легко транспортируется по тру¬
бопроводам. Это положительное
свойство широко используется при
пневмотранспорте в сушильно¬
мельничных системах.
Тонкость размола и фракцион¬
ный состав являются основными
характеристиками пыли. Они ока¬
зывают большое, а иногда решаю¬
щее влияние на экономичность пы-
леприготовительной установки и на
7 — загрузочный люк
.1
I
работу парового котла. Тонкость
размола определяют по рассеву за¬
данной порции полученного порош¬
ка на ситах (рис. 3.9). Отобранную
порцию пыли просеивают через че¬
тыре-пять сит с постепенно убы¬
вающим размером ячеек сита
(ячейка — квадратное отверстие в
решетке сита размером х). Рассев
производят на вибрационной маши¬
не. Сита нумеруют по размеру от¬
верстия в свету, выраженному в
микрометрах.
По принятой методике ситового
анализа .пыли за суммарный оста¬
ток на сите заданного размера при-
41
роторный погрузчик;


пимают общее количество частиц с
размером больше, чем размер ячей- -
ки сита х, мкм;, и выражают его
в процентах первоначальной массы
навески. Этот остаток обозначают
через Ях. Так, Rwoo (рис. 3.9) пред¬
ставляет долю остатка на сите
1000 мкм. Поэтому такие остатки
на ситах называют интегральными.
С помощью сит возможно рас¬
сеивать только пыль с размером
зерен более 40 мкм. Более мелкие
фракции легко цепляются за ше¬
роховатости материала сетки, со¬
единяются друг с другом и, имея
малую массу, не проходят сквозь
очень тонкие отверстия. Фракцион¬
ный анализ мельчайшей пыли про¬
изводят методом отвеивания на воз¬
душном классификаторе с примене¬
нием различных скоростей воздуха
в разделительных цилиндрах. Для
рассева берется проба пыли массой
25 или 50 г и доводится в сушиль¬
ном шкафу до воздушно-сухого со¬
стояния при температуре 50—
70 °С.
По данным рассева строят зер¬
новую характеристику, т. е. зависи¬
мость остатков Rx от размера ча¬
стиц х (рис. 3.10). Для ее построе¬
ния откладывают значения полных
•остатков на ситах по оси ординат
и соответствующие размеры частиц#
(т. е. размер ячеек сит) по оси абс¬
цисс. Соединяя плавной кривой
экспериментальные точки, получа¬
ют зерновую характеристику, кото¬
рую называют интегральной зерно¬
вой характеристикой.
у	'Iс
Oi		flt
-Крыша.
'сито ЮОО мкм
Сито 500 мкм
Сито 200мкм
Сито 90 мкм
Х-90МКМ.
Сито 50 мкм
-АР°
Рис. 3.9. Схема производства ситового ана¬
лиза топлива на комплекте из пяти сит:
х — размер ячейки решетки сита
42
Рис. 3.10. Зерновая характеристика пыли:
1 — грубая пыль размола бурого угля; 2 — тон¬
кая пыль размола .антрацита; 3 — «идеальная»
пыль для сжигания
Из рис. 3.10 следует, что чем
круче зерновая характеристика, тем
больше в пыли мелких частиц, лег¬
ко сгорающих в топках котлов, и
уменьшается масса крупных частиц
(размером более 200 мкм), веду¬
щих к недогоранию топлива. Вме¬
сте с тем на получение мелкой пы¬
ли затрачивается больше энергии
в процессе размола. «Идеальная»
топливная пыль (рис. 3.10, кривая
3) характеризуется отсутствием
очень мелких частиц, требующих
большой затраты энергии на раз¬
мол, и крупных, которые могут
привести к недогоранию топлива
(недожогу) и экономическим поте¬
рям. Однако получить такую моно-
дисперсную пыль невозможно.
Реальная топливная пыль по-
лидисперсна, так как представля¬
ет собой смесь различного фракци¬
онного состава, и зерновые харак¬
теристики полидисперсной топлив¬
ной пыли резко отличаются от иде¬
альной. Анализ многочисленных
зерновых характеристик размола
различных видов топлива показал,
что все кривые описываются урав¬
нением
Rx = me~*xn, (3.1)
где Дх — остаток на сите с линей¬
ным размером отверстий х, %; b
и п — постоянные коэффициенты,
характеризующие соответственно
тонкость измельчения и равномер¬


ность зернового состава; е — осно¬
вание натуральных логарифмов.
Коэффициент Ь изменяется в
пределах 0,0025—0,1; чем тоньше
пыль, тем меньше Ь. Коэффициент
полидисперсности пыли п характе¬
ризует структуру пыли, ее распре¬
деление по фракциям. При п> 1
пыль характеризуется незначитель¬
ным количеством мельчайших фрак¬
ций (*<15-4-25 мкм). При п> 1
в пыли растет количество средних
и крупных фракций (грубая пыль).
При /1^1 масса мелких частиц в
пыли увеличивается (тонкая пыль).
Коэффициент полидисперсности
топливной пыли, являющийся пока¬
зателем ее структуры, зависит от
совершенства мельничной системы
и свойств топлива и обычно имеет
значения /г=0,8-!-1,2.
В эксплуатации для быстрой
(оперативной) оценки качества
угольной пыли пользуются обычно
ситом с отверстиями 90 мкм, да¬
ющим четкое представление о ха¬
рактере пыли (тонкая или грубая),
т. е. пользуются остатком Rgо.
Для каждого сорта топлива, ти¬
па пылеприготовительного и топоч¬
ного устройства имеется наивыгод¬
нейшая, так называемая экономи¬
ческая тонкость размола, соответ¬
ствующая минимуму суммарных за¬
трат (рис. 3.11). Экономическую
тонкость размола устанавливают
испытанием в процессе эксплуата¬
ции. Основным фактором, влияю¬
щим на экономическую тонкость
размола, является выход летучих
Рис. 3.11. К определению экономической
тонкости размола:
С11П —затраты энергии на пылеприготовленне;
См „ — затраты, вызванные механическим недо¬
жогом топлива
	ih
га
Э\ о
\Bpdk
итпигит
7 пж
Челябина
[Подмосковный Б
Карагандинский <5>ПЖ Эстонские сланцы
%0	%5	2$
Рис. 3.12. Связь коэффициентов К&ор и
/Сл.о для различных топлив
Vr. Чем больше выход летучих, тем
грубее может быть размол: для
бурых углей /?9о^50-^60%, камен¬
ных углей 20—35%, А и ПА 7—
8%, поскольку выход летучих
уменьшает размер коксового остат¬
ка и обеспечивает раннее воспла¬
менение топлива.
В зависимости от выхода лету¬
чих и фракционного состава пыли
экономически оправданную тон¬
кость размола можно оценить по
формуле
/?<ют = 4 + 0,8/zVr.	(3.2)
Механические (прочностные)
свойства различных видов топлива
различны. Одна и та же мельница
при размоле различных видов топ¬
лива имеет разную производитель¬
ность. Для. размольной характери¬
стики топлива введено понятие о
лабораторном относительном коэф¬
фициенте размолоспособности Кл.оУ
под которым условно принято по¬
нимать отношение удельного рас¬
хода электроэнергии Ээт на раз¬
мол эталонного топлива к удельно¬
му расходу испытуемого топлива
Эн при одинаковой начальной круп¬
ности проб и одинаковой тонкости
полученной пыли, т. е. Кл. о =
=Ээт/Зи. В практике удобнее его
определять как отношение произ¬
водительностей лабораторной мель¬
ницы на испытуемом и эталонном
топливах за одинаковое время ра-
43


боты:
К? Л.(-=5И/Вэт,
при этом оба топлива размалывают
в воздушно-сухом состоянии.
Расчетный коэффициент размо-
лоспособности получают по фор¬
муле
^.0=0,34^.0+0,61.	(3.3)
Эталонным является топливо,
отличающееся высокой механиче¬
ской прочностью (донецкий антра¬
цит) и требующее большого расхо¬
да энергии на размол, поэтому в
подавляющем большинстве случаев
коэффициент Кг..о для испытуемых
топлив получается больше единицы.
Чем выше значение Кл.о топлива, тем
легче оно разрушается при размо¬
ле, тем выше производительность
углеразмольной мельницы.
На электростанциях топливо из¬
мельчается не в воздушно-сухом со¬
стоянии, а при рабочей влажности
Wp. Фракционные составы рабочей
и лабораторной проб также раз¬
личны. Оба обстоятельства оказы¬
вают сильное влияние на произво¬
дительность мельницы, в связи с
чем введено понятие коэффициента
размолоспособности рабочего топ¬
лива:
Кр.т = Кл.о^. (3.4)
где Ядр — поправочный коэффи¬
циент на изменение производитель¬
ности мельницы в зависимости от
степени дробления топлива; Пвл—
поправочный коэффициент, учиты¬
вающий отрицательное влияние
влажности топлива на его размо-
лоспособность (чем выше влаж¬
ность, тем хуже размалывается
топливо и тем меньше этот коэф¬
фициент).
Абразивность '— одна из важ¬
ных характеристик топлива, опре¬
деляющая степень износа мелющих
органов и длительность кампании
мельничной установки. Это свойст¬
во топлива характеризуют коэффи¬
циентом абразивности, под которым
понимают износ мелющих органов,
выполненных из эталонного метал¬
ла, т. е. убыль их массы AG, при-
44
ходящийся на единицу подведенной
к мельнице энергии АЭ, г/(кВт*ч):
K*6P=AG/A9.	(3.5)
В качестве эталонного металла
принята сталь марки СтЗ. Коэф¬
фициент абразивности для энерге¬
тических углей составляет 0,3—
3,0 г/(кВт-ч). Рассмотренные вы¬
ше характеристики топлива Кл.о и
Кабр связаны между собой (рис.
3.12). Более твердые топлива, по¬
требляющие больше энергии на раз¬
мол, вызывают и более сильный из¬
нос мелющих органов.
Срок службы мелющих органов
зависит и от износостойкости ме¬
талла, из которого выполнены. ме¬
лющие органы. Это имеет особо
важное значение для расчета и
эксплуатации быстроходных мель¬
ниц, для которых велик износ ме¬
лющих органов, а их замена тре¬
бует остановки мельницы.
Наиболее эффективным являет¬
ся применение твердых сплавов для
наплавки на мелющие органы. Их
использование приводит к увеличе¬
нию стойкости металла в 2—4 раза,
что характеризует повышение ра¬
бочей кампании мельниц в том же
соотношении.
Конечная влажность пыли
(влажность после размола топли¬
ва) оказывает большое влияние на
производительность мельницы, на¬
дежность и безопасность сушиль¬
но-мельничной системы, бесперебой¬
ность подачи пыли в топку.	'
В процессе размола топлива об¬
разующаяся пыль подсушивается
горячим воздухом либо высокотем¬
пературными газами, отобранными
из газохода кстла. Этот сушильный
агент используется и для транспор¬
та пыли к горелкам. Угольная пыль
не должна иметь чрезмерно высо¬
кую влажность, но вместе с тем не
должна быть пересушенной. Высо¬
кая влажность ограничивает произ¬
водительность мельницы, приводит
к слеживанию пыли в бункерах и
налипанию на стенки пылепроводов
и оборудование, затрудняет вос¬
пламенение и ограничивает скорость
сгорания. Вместе с тем чрезмерно


сухая пыль склонна к самовозго¬
ранию и взрывоопасна.
Для большинства. видов энерге¬
тического топлива конечную влаж¬
ность пыли выбирают равной или
близкой его гигроскопической влаж¬
ности, т. е. к остаточной влажности
топлива при его сушке в комнат¬
ных (лабораторных) условиях.
Взрываемость. Топливная пыль
< вместе с воздухом в определенных
условиях может образовать взры¬
воопасную смесь. Взрывоопас¬
ность определяется выделением ча¬
стицами пыли горючих газов, со¬
здающих взрывоопасную смесь с
воздухом. Интенсивность выхода
газов определяется температурой
частиц, взвешенных в воздухе. Про¬
центное содержание кислорода в га¬
зовоздушной смеси имеет при этом
решающее значение. При недостат¬
ке кислорода возникновение взрыва
невозможно. Предельное содержа¬
ние 02 в сушильном агенте, ниже
которого топливная пыль не взры¬
вается, равно для торфяной и слан¬
цевой пыли 16%, пыли бурых углей
18%, пыли каменных углей 19%.
Присутствие в сушильном агенте
инертных продуктов сгорания, а
также водяных паров снижает
взрывоопасность аэропыли вследст¬
вие снижения доли кислорода.
К взрывоопасным относят пыль
всех твердых топлив, кроме ан¬
трацитов и полуантрацитов. Наи¬
большую опасность представляют
торфяная пыль и пыль углей, у ко¬
торых выход летучих веществ вы¬
ше 25%. В целях взрывобезопасно-
сти на элементах пылеприготови¬
тельной установки устанавливают
взрывные клапаны, которые при
мгновенном росте давления в ме¬
сте взрыва открываются и сбрасы¬
вают часть среды вовне и тем са¬
мым снижают давление и исключа¬
ют разрушение оборудования. Для
гашения пожара, который может
возникнуть в оборудовании пыле-
системы в результате взрыва или
при возгорании ранее отложившей¬
ся пыли, предусматриваются уст¬
ройства ввода насыщенного пара,
распыление воды или подача угле¬
кислоты. Во избежание отложений
пыли внутри устройств пылесисте-
мы не допускаются горизонтальные
участки на пылепроводах, резкие
прямые' повороты и неомываемые
потоком воздуха углы и участки
(зоны застоя движения). Темпера¬
тура аэропыли после мельниц не
должна превышать 80—130 °С и
устанавливается в зависимости от
качества топлива, склонности по¬
лученной пыли к созданию взрыво¬
опасной ситуации (более низкая
для топлив с высоким выходом ле¬
тучих горючих веществ).
3.4.	Оборудование систем
пылеприготовления
ЗАЛ Углеразмольные мельницы
Основным элементом любой пылесисте-
мы является углеразмольная мельница.
В табл. 3.2 приведены некоторые харак¬
теристики наиболее распространенных мель¬
ниц для размола топлива. Они различа¬
ются по принципу измельчения топлива и
по, частоте вращения подвижной части
мельницы. Наиболее широкое распростра¬
нение получили шаровые барабанные
(ШБМ) и молотковые (ММ) мельницы. На
их долю приходится более 90% размола
всех твердых топлив.
В ШБМ размалывают преимуществен¬
но топлива с относительно малым выходом
летучих веществ (старые каменные угли и
антрациты), а ММ используют при размо-
Таблица 3.2. Характеристики основных углеразмольных мельниц
Мельница
Обоз¬
наче¬
ние
Принцип размо¬
ла топлива
Частота вращения размоль¬
ной части, с"1 (об/мин)
Классификация по
частоту вращения
Шаровая барабанная
ШБМ
Удар, истира-.
ние
Раздавливание
Удар
п
0,25-0,42(15—25)
Тихоходная
Валковая среднеходная
Молотковая
Мельница-вентилятор
МВС
ММ
МВ
0,85—1,3(50—80)
12,5—16,3(750—980)
12—24,5(735—1470)
Среднеходная
Быстроходная
я
45


РсА
Рис. 3.13. Шаровая барабанная мельница:
/ — барабан; 2 — опорная цапфа; 3 —подшипник; 4 — большая приводная шестерня; 5 — малая шестерня;
6— редуктор; 7 — электродвигатель, а — муфта сцепления: 9 — неподвижный патрубок; 10 — броневые
плиты волнистой формы; 11 — траектория движения шара; 12 — возврат из сепаратора
ле молодых каменных углей, бурых, углей,
торфа и сланцев. Размол некоторых видов
каменных углей более экономично проис¬
ходит с применением валковых среднеход-
ных мельниц. В отдельных случаях при
размоле сильно влажных бурых углей
(с /Сл.о>1,2) используется мельница-вен¬
тилятор.
Шаровая барабанная мельница. Такая
мельница представляет собой цилиндр (ба¬
рабан) диаметром 2—4 к* и длиной 3—Юм,
частично заполненного (до 1/3 объема)
стальными шарами диаметром 30—60 мм
(рис. 3.13). Внутренние стенки барабана
покрыты волнистыми броневыми плитами.
Сверху корпус барабана имеет тепло- и
звукоизоляцию. Вес такой мельницы со¬
ставляет от 100 до 380 т в зависимости от
производительности. Торцы барабана вы¬
полняют конической формы, и они заканчи¬
ваются цилиндрическими цапфами, опираю¬
щимися на подшипники. Через цапфу с
одного торца барабана подводят дробленое
топливо и первичный воздух, а с другого
торца отводят пылевоздушную смесь.
Мельница приводится во вращение от
электродвигателя через редуктор и пару
шестерен. В более мощных мельницах при¬
вод от электродвигателя осуществляют че¬
рез фрикционную передачу. В этом случае
барабан мельницы опирается на четыре ци¬
линдрических катка, два из которых — ве¬
дущих. К вращающейся мельнице примы¬
кают неподвижные патрубки. Место соеди¬
нения тщательно уплотняют во избежание
присоса воздуха. При вращении барабана
шары поднимаются на некоторую высоту
и затем падают вниз. Размол топлива про¬
исходит за счет удара падающих шаров и
перетирание топлива между шарами. При
данной конструкции брони высота подъ¬
ема шаров зависит от частоты вращения
мельницы.
Оптимальная производительность мель¬
ницы по размалываемому топливу полу¬
46
чается при частоте вращения барабана
Яб=0,76лкр,	(3.6)-
где Якр — критическая частота вращения
мельницы (с-1), когда шары и уголь за
счет центробежных сил «прилипают» к
стенкам барабана.
Критическую частоту вращения бара¬
бана пКр можно найти из соотношения ра¬
венства действующих на шар сил — цент¬
робежной Рц=то>2Кр/Гб и силы тяжести
шара Gm = mg, где тп—масса шара, кг;
!0кр=я£>бЛкр — критическая скорость на
внутренней стенке барабана, м/с; rc, D6 х-
радиус и диаметр барабана, м; g=
= 9,81 м/с2—ускорение свободного паде¬
ния. Из равенства Pn=Gm после преобра¬
зований следует
яКр = 0,705/КЩ:	(3.7)
Оптимальная степень заполнения объема-
барабана шарами ф опт также зависит от
диаметра барабана и принятой частоты вра¬
щения и выражается уравнением
фопт = 6,12(лкр/лб)1.*\	(3.8)
Оптимальная степень заполнения составля¬
ет около 0,2. Следовательно, для принятых
размеров мельницы нельзя произвольно вы¬
бирать степень заполнения и частоту вра¬
щения мельницы. Так как в процессе
эксплуатации шары истираются и масса
их постепенно уменьшается, необходимо их.
периодически добавлять. Шаровую загруз¬
ку мельницы можно контролировать по за¬
трате мощности электродвигателя мель¬
ницы.
Износ массы шаров и брони мельницы
зависит от твердости мегалла и абразчз-
ности топлива (см. § 3.3) и составляет
от 50 до 450 г/т размолотой пыли. Износ
шаров обычно в 2—3 раза больше, чем
брони барабана. В мельнице большой про¬
изводительности истирание шаров в сред-


>Рис. 3.14. Связь производительности ШБМ
с расходом энергии на пылеприготовление:
I _ потребляемая мельницей мощность; 2 —
удельный расход электроэнергии
нем составляет от 100 до 500 кг металла
в сутки.
Восполнение потери массы шаров про¬
изводят без останова мельницы догрузкой
крупных шаров заданной массы через вход¬
ной патрубок, т. е. вводом вместе с топ-
-ливом. Во время очередного ремонта мель¬
ницы шары из нее выгружают и наиболее
мелкие (сильно изношенные) отсепарйруют
.и заменяют новыми, поскольку изношенные
шары малых размеров (менее 15 мм) не
обеспечивают размола топлива.
Одновременно с топливом в мельницу
подают горячий воздух. Воздух выполняет
.две функции — подсушивает топливо в про¬
цессе размола и транспортирует готовую
пыль в мельнице и за ее пределами. Во
•избежание переизмельчения готовую пыль
необходимо немедленно удалить из мельни¬
цы, а для этого требуется соответствующее
количество воздуха.
Скорость воздуха, отнесенная к сво¬
бодному сечению барабана, составляет
1—3,5 м/с в зависимости от требуемой
тонкости размола (меньшие значения — для
выдачи фракций меньших размеров). Та¬
ким образом, в зависимости от воздушного
•режима мельница выполняет функции пер¬
вичного сепаратора пыли. Размольная про¬
изводительность мельницы Вм зависит от
определяющих параметров следующим об¬
разом:
A^4W’e Фб°’в, (3.9)
где Lo — длина барабана мельницы, м.
Как видно, производительность мель¬
ницы существенно зависит от диаметра
барабана, однако с увеличением D0 еще
более сильно растет мощность приводного
двигателя мельницы	поэтому
экономичного роста производительности
достигают путем увеличения не только диа¬
метра, но и других параметров мельниц.
Кроме размольной выделяют сушиль¬
ную производительность мельницы, т. е.
такое количество топлива, которое может
быть подсушено в мельнице от исходной
•влажности Wр до требуемой влажности
:лыли Wnjl. Размольная и сушильная про¬
изводительности мельницы должны быть
одинаковыми. Это достигается регулирова¬
нием количества и температуры сушиль¬
ного агента на входе в мельницу.
Мощность, затрачиваемая на вращение
мельницы, Nyt практически нс зависит от
загрузки топливом (рис. 3.i4) в силу
большой массы шаров и самого барабана
мельницы. Приближенно мощность, потреб¬
ляемая электродвигателем мельницы при
вращении ее без подачи топлива, выра¬
жается следующей формулой:
= Nx.x-\-ClGm,	(3.10)
где а — постоянный коэффициент; Nx.x —
мощность холостого хода корпуса мельни¬
цы без шаровой загрузки, кВт; Сш — мас¬
са шаровой загрузки, т.
В связи с этим при уменьшении ко¬
личества размалываемого топлива в мель¬
нице удельный расход энергии на размол
Эр, кВт-ч/кг, возрастает, так как
3v=Nu/Bu.	(3.11)
Удельный расход электроэнергии на раз¬
мол для АШ составляет 30—40 кВт-ч/т,
каменных углей—15—25 и бурых углей-
10—15 кВт-ч/т.
На измельчение топлива приходится
лишь небольшая доля общего расхода
энергии. Поэтому КПД ШБМ очень низок
(до 10—15%). Отсюда следует, что ша¬
ровые барабанные мельницы целесообразно
либо загружать на полную производитель¬
ность, либо останавливать, когда сделан
необходимый запас угольной пыли для ра¬
боты котла.
Шаровые барабанные мельницы выпус¬
каются номинальной производительностью
от 4 до 70 т/ч по определяющему топли¬
ву-антрациту типа АШ с /Сл.о=0,95 и
получением пыли с #эо=7%. Типоразмер
мельницы выражают двумя цифрами, ха¬
рактеризующими ее диаметр и длину ба¬
рабана, см, например 287/470,	340/600.
400/1000. Кроме того, в практике мельни¬
цу часто обозначают по ее номинальной
производительности (Ш-16, Ш-25, Ш-70),
где цифра означает производительность в
т/ч. В зависимости от размолоспособности
топлива, необходимой степени его размола
(Rqo) производительность ШБМ будет от¬
личаться от номинальной. Зависимость
производительности мельницы от характе¬
ристики размалываемого топлива выража¬
ется следующим образом:
где Вв — номинальная производительность
мельницы по определяющему топливу.
Так, при размоле в ШБМ вместо ан¬
трацита бурого угля с Кл.о=1,75 и соста¬
вом пыли #90=50% производительность
мельницы Вм' увеличится в 2,58 раза по
сравнению с номинальной Ва. Гидравличе-
47


Рис. 3.15. Молотковая мельница:
/ — вал; 2 — диски; 3 — бнлодержгтели; 4 — била; 5 — корпус; 6 — подшипники
ское сопротивление мельницы 1,5—2 кПа.
Достоинствами шаровых барабанных
мельниц являются пригодность для размо¬
ла не только мягкого, но и твердого топ¬
лива практически любой влажности, воз¬
можность глубокого регулирования тонко¬
сти размола, высокая надежность в экс¬
плуатации, легкая замена изношенных ша¬
ров, нечувствительность к попаданию
в мельницу металлических предметов.
Недостатками этих мельниц являются
большие габариты и повышенные удельные
затраты металла на изготовление, повы¬
шенный расход электроэнергии на размол,
значительный шум, сопровождающий ее
работу.
Быстроходные молотковые мельницы
(ММ). В этих мельницах топливо измель¬
чается главным образом при ударе молот¬
ков (бил), а частично также истирается
между билами и корпусом мельницы. Раз¬
мол получается более грубый, чем в ШБМ,
в связи с чем ММ предназначены для раз¬
мола высокореакционных углей. Конструк¬
ция собственно мельницы характеризуется
следующими показателями (рис. 3.15).
На горизонтальном валу закрепляют
неподвижно диски. В мощных мельницах
диски вытачивают заодно с валом; послед¬
ний охлаждается водой через выполненные
в нем осевые сверления. На дисках закреп¬
ляют свободно качающиеся билодержатели,
на противоположных концах которых на¬
сажены била, изготовляемые из отбеленно¬
го чугуна или марганцовистой стали. Все эти
элементы (вал, диски, билодержатели, би¬
ла) в описанной конструкции составляют
ротор, который помещают в стальной кор¬
пус толщиной 10—15 мм, изнутри выло¬
женный броневыми плитами толщиной 20—
30 мм. Мельница приводится во вращение
48
непосредственно от электродвигателя через
эластичную муфту.
Основной мелющий элемент мельни¬
цы — била. Они работают в наиболее тя¬
желых условиях и подвержены интенсив¬
ному износу. Важнейший параметр, опре¬
деляющий эффективность процесса размо¬
ла,— окружная скорость бил ис. Произво¬
дительность мельницы пропорциональна
кубу окружной скорости, т. е. Вм °° ив3.
В свою очередь
UG=nD0nUt	(3.13)
где Do — диаметр окружности, проведенной
по верхним концам бил, м; пн—частота
вращения ротора, с-1. Следовательно, чем
больше частота вращения ротора, тем
больше производительность мельницы.
Однако увеличение частоты вращения свя¬
зано со значительным ростом мощности
электродвигателя и появлением сильной
вибрации мельницы, поэтому часто огра¬
ничивают значение пм < 12,2	с-1
(735 об/мин).
Сушильным агентом являются горячиГг
воздух и топочные газы. При сушке то¬
почными газами высокой температуры уда¬
ется существенно увеличивать глубину суш¬
ки влажного топлива.
Распространение получили две кон¬
струкции ММ: с тангенциальным (ММТ)
и аксиальным (ММА) подводом воздуха.
Применяются также комбинированные ак¬
сиально-тангенциальные мельницы (ММАТ).
В тангенциальной мельнице (рис. 3.16,а)
в воздушный короб поступает и топливо.
Следовательно, сырое топливо встречается
с горячим воздухом еще до поступления
в мельницу. В аксиальной мельнице
(рис. 3.16,6) первичный воздух подводят
с торцов. Топливо подают отдельно от воз-


ПылеВоздушная смесь	•
к сепаратору	Пыле8оздуш.ная
Дробленое	* сепаратору
топливо 1	|	||
I I кршый
Ф
<9
воздух
7
Рис. 3.16. Схемы молотковых мельниц:
а — с тангенциальным подводом воздуха; б —
с аксиальным подводом воздуха
духа над мелющим устройством, и оно
подсушивается непосредственно в мельнице.
В процессе размола топлива била изна¬
шиваются, увеличивается зазор между
верхней кромкой била и корпусом, растет
доля истирания в зазоре, повышается рас¬
ход электроэнергии на размол; износ бил
становится еще более интенсивным. Била
ММ изнашиваются быстрее, чем шары
в ШБМ, так как суммарная поверхность
бил значительно меньше суммарной по¬
верхности ^шаров. Обычно допускают износ
бил до 50 % их первоначальной массы
(шары ШБМ заменяют при срабатывании
их на 80 %). Это приводит к необходимо¬
сти частой замены би^ (через 300—600 ч
работы), в связи с чем молотковые мель¬
ницы устанавливают для размола мягких
сортов топлива (/Сл.о>1,1) и обязательно
с резервом по производительности.
Важной характеристикой молотковой
мельницы является ее удельная нагрузка
на ротор, кВт/м2:
N7=NM/FV.	(3.14)
Здесь Nм — потребляемая мощность мель¬
ницы, кВт; Fv=LvDp — продольное сечение
ротора, м2; Lp и Ьр — длина и диаметр
ротора по наружным граням бил, м.
При чрезмерной загрузке молотковой
мельницы топливом происходит перегрузка
ее электродвигателя и он автоматически
отключается (явление «завала» мельницы);
Максимальное значение Ny изменяется
в пределах 25—50 кВт/м2.
Наиболее экономичный размол дости¬
гается при загрузке, соответствующей опти¬
мальной потребляемой мощности мельни¬
цы Ммопт, т. е. мощности, отвечающей ми¬
нимальному удельному расходу энергии на
размол.
На рис. 3.17 нанесены характерные для
ММ зависимости потребляемой мощности
NM (кривая 1) и удельного расхода элек¬
троэнергии эм (кривая 2) от размольной
производительности мельницы Вы:
9m=Nk/Bu.	(3.15)
На кривой 1 отмечены следующие три
характерные точки:	Л, соответствующая
оптимальному значению мощности ЛГМ0ПТ и,
следовательно, минимальному расходу элек¬
троэнергии на размол (точка Д на кривой
2); Б, отвечающая AfMMaKC, при превыше¬
нии которой происходит завал мельницы
топливом; Г, соответствующая £м = 0 и
Nu=Nx.x. При Nu<NKonT, т. е. на поло¬
гом участке кривой АГ, потребляемая мощ¬
ность мельницы растет медленнее, чем про¬
изводительность, в связи с чем удельный
расход электроэнергии на размол падает,
достигая минимума в точке Д. При даль¬
нейшем росте производительности, когда
NK>NM°n\ мощность резко возрастает,
в результате чего удельный расход электро¬
энергии на размол также возрастает.
Молотковые мельницы выполняют но¬
минальной производительностью от 3 да
87 т/ч при расчете на бурый уголь
с Кл о=1,70 при размоле топлива до /?9о=
= 55%, а для каменного угля с /Сл.о=1,35
при Лво=20%. Типоразмер мельницы обозна¬
чают тремя цифрами — диаметром ротора,
мм, длиной ротора, мм, и частотой вращения,
об/мин (например, ММА 1500/1180/735,
ММТ 2600/3350/590, ММАТ 2000/3230/740).
Обычно ММ компонуется вместе с сепара¬
тором пыли и представляет собой единую
установку (рис. 3.18). Молотковые мельни¬
цы рекомендуются для размола углей, до¬
пускающих сжигание относительно грубой
пыли (бурые угли, каменные угли с Vr>
>28%, а также торф и сланцы)..При раз¬
моле этих топлив ММ имеют в 1,5—2 раза
меньший удельный расход энергии, чем
ШБМ [8—12 (кВт-ч) /т|..
Среднеходные мельницы. Они исполь¬
зуются для размола углей умеренной твер¬
дости. В мельницах этого типа размол про¬
исходит главным образом под воздействием
сил раздавливания, а также истирания час¬
тиц топлива между собой. Вентилирующий
воздух нагнетают дутьевым вентилятором,
в связи с чем мельница оказывается под
избыточным давлением 2,5—3,5 кПа. Воз¬
можна работа мельницы и под разреже-
Рис. 3.17. Связь производительности ММ
с расходом энергии на пылеприготовление:
/ — потребляемая мельницей мощность; 2 —
удельный расход электроэнергии
4-5185
49


Рис. 3.18. Компоновка молотковой мельни¬
цы с центробежным сепаратором пыли:
1 — молотковая мельница; 2 — сепаратор пылн;
3 — ввод сырого топлива; 4 — возврат грубой пы¬
ли; 5 — предохранительный клапан
нием. Температура подаваемого в мельницу
воздуха не превышает 250—300 °С. Поэто¬
му для предотвращения замазывания такие
мельницы применяют для углей умеренной
влажности. Среднеходные мельницы имеют
сравнительно небольшой удельный расход
электроэнергии на размол [для мягких
углей Эм = 12-?-15 (кВт-ч)/т и для твердых
18—20 (кВт*ч)/т1 и относительно малый
износ мелющих элементов. Они компактны,
имеют меньший уровень вибрации и шума,
но чувствительны к попаданию в них ме¬
таллических предметов.
Намечается их широкое применение
в отечественной энергетике в первую оче¬
редь для станций на экибастузском угле.
Мельницы этого класса начали серийно
изготовляться у нас в виде валковых сред-
неходных мельниц (МВС). Такая мельница
представляет собой плоский вращающийся
стол, по которому перекатываются, как пра¬
вило, два конических валка, установленных
на неподвижных осях (рис. 3.19). Валки
50
'	ЛылеВоздушная смесь к сепаратору
Рис. 3.19. Валковая среднеходная мель¬
ница:
1 — вращающийся стол; 2 — конические валки;
3 — пружины; 4 — рычаги; 5 — подача топлива;
6 — подача воздуха; 7 — редуктор
Аэро ПЫЛЬ
Рис. 3.20. Мельница-вентилятор с пред-
включенными билами:
/ — предвключенные била; 2 — ротор вентилято¬
ра; 3 — лопатки крыльчатки; 4 — электродвига¬
тель; 5 — сепаратор; 6 — течка возврата грубых
фракций; 7 — шахта для подсушки поступающего
топлива
прижимаются к столу мощными пружина¬
ми. В мельницах большой производитель¬
ности давление пружины на один валок до¬
стигает 500 кН.


Топливо подают на стол, и при его
вращении за счет центробежных сил оно
попадает под валки и раздавливается за
счет давления создаваемого натяжением
пружин. Измельченное топливо подхваты<
вается потоком воздуха и выносится в се¬
паратор.
Мельница-вентилятор (МВ). МВ пред¬
ставляет собой совмещенный агрегат, в ко¬
тором ротор одновременно выполняет функ¬
ции мелющего механизма и крыльчатки
вентилятора. Показанная на рис. 3.20 МВ
имеет вал консольного типа. Ротор мель¬
ницы со стороны входа топлива осна¬
щен диском, на котором расположе¬
ны углеразмольные била (по подобию ММ),
что обеспечивает грубый размол поступаю¬
щего в МВ кускового топлива. Мельницы-
вентиляторы большой мощности имеют
двухопорный вал с четырьмя рядами пред-
включенных бил. За билами на ротор на¬
сажена крыльчатка вентилятора, лобовая
(ударная) сторона которой наплавлена
твердым сплавом типа Т-620 (для защиты
от износа) и которая кроме основной своей
задачи (создание напора на выходе) обес¬
печивает также дальнейший размол (дроб¬
ление) частиц топлива, поступающих вместе
с сушильным агентом после предвключен-
ных бил.
Ротор помещен в стальной корпус,
имеющий форму улитки и изнутри выло¬
женный броневыми плитами. Вал мельницы
охлаждается воздухом, подсасываемым вен¬
тилятором в корпус мельницы. Мельницы-
вентиляторы используются для размола
высоковл&жных бурых углей сравнительно
малой твердости (/Сл.о>1,2-г-1,4). Для
предварительной подсушки топлива перед
МВ имеется подсушивающая шахта, в ко¬
торую вместе с топливом поступает су¬
шильный агент в виде смеси горячих газов
и воздуха либо целиком газы, отсасывае¬
мые из верхней или нижней части топки,
с температурой 900—1000°С. Лопатки вен¬
тилятора создают относительно невысокое
давление (1,2—1,5 кПа), однако достаточ¬
ное для отсоса газов из топки и работы
системы с прямым вдуванием топливно-су¬
шильной смеси в горелки. Для регулирова¬
ния температуры сушильного агента на
входе в мельницу (не выше 500 °С) преду¬
смотрена подача горячего воздуха с тем¬
пературой 250—300 °С в нижнюю часть
шахты.
Измельченное топливо поступает в се¬
паратор, готовая для сжигания пыль за¬
тем вдувается в топку. Удельные расхо¬
ды электроэнергии на размол угля в МВ и
ММ близки друг к другу.
Основным недостатком МВ является
самопроизвольно устанавливаемый расход
газов через мельницу в зависимости от про¬
изводительности из-за низкого давления,
создаваемого крыльчаткой. Причем при
большой нагрузке расход газов уменьшает¬
ся из-за увеличения сопротивления систе¬
мы — в этом случае пыль недосушивается.
Типоразмер МВ обозначают тремя цифра¬
ми:	первая—диаметр ротора, мм, вто-
4*
Рис. 3.21. Сепараторы пыли:
а — центробежный; б — инерционный; / — короб
подачи пылевоздушной смеси; 2 — возврат круп¬
ных частиц топлива в мельницу; 3 — наружный
конус; 4 — внутренний конус; 5 — пылевыдающий
патрубок; 6. — поворотные лопатки; / — раздели¬
тельная перегородка; 8 — корпус сепаратора;
9 — регулирующий шибер; 10 — внутренняя пере¬
городка
рая — рабочая ширина лопатки крыльчатки,
мм, третья — частота вращения ротора,
об/мин. Наибольшая из МВ имеет обозна¬
чение: МВ 2700/850/590. Номинальная про¬
изводительность выпускаемых МВ состав¬
ляет от 3,6 до 44 т/ч по бурому углю
с теми же характеристиками, что и ММ.
Удельный расход электроэнергии на раз¬
мол в МВ бурых углей составляет 8,5—
13,5 кВт-ч/т пыли.
3.4,2.	Сепараторы пыли
Сепаратор служит для отделения мел¬
ких фракций пыли от крупных. Из мельни¬
цы в него поступает пылевоздушная смесь
с различным фракционным составом пыли.
В результате центробежного, инерционного
или гравитационного эффекта крупные
фракции отделяются в сепараторе и воз¬
вращаются в мельницу для дополнительно¬
го размола, а готовая пыль уносится пото¬
ком сушильного воздуха или газа.
Совершенство сепаратора определяется
полнотой отделения грубых фракций без
возврата частиц малого размера. Поэтому
при выборе оборудования пылеприготовле-
ния следует рассматривать мельницу и се¬
паратор как единое целое.
В каждом типе сепараторов могут
использоваться несколько различных эффек¬
тов для разделения фракций, однако с пре¬
обладанием одного из них. Наиболее рас-
51


нлапан-мигалну
Рис. 3.22. Пылевой циклон:
1 — корпус; 2 — регулирующий патрубок с лопат¬
ками; 3 — внутренний цилиндр; 4 —взрывной
клапан; 5 — выход транспортирующего агента
(воздуха); 6 — подводящий патрубок; 7 — теле¬
приемник
пространены центробежные и инерционные
сепараторы.
. Центробежный сепаратор (рис. 3.21,а)
имеет два вставленных один в другой
стальных конуса, образующих.две камеры
отсеивания, каждая с рукавом для возвра¬
та крупной пыли. Пылевоздушная смесь
подводится снизу в наружный конус; вслед¬
ствие увеличения сечения по мере подъема
потока происходит уменьшение скорости, и
при этом отделяются наиболее крупные
фракции, которые через горловину возвра¬
щаются в мельницу. Следовательно, первая
ступень сепарации осуществляется под воз¬
действием гравитационных сил. В верхней
части сепаратора пылевоздушная смесь за¬
кручивается на завихривающих лопатках,
в результате чего возникают центробежные
силы — вторая ступень сепарации, — и во
внутреннем конусе отделяются оставшиеся
крупные фракции пыли, которые через ру¬
кав также возвращаются в мельницы. При¬
годная для эффективного сжигания пыль
через патрубок 5 выносится из сепаратора.
Тонкость помола регулируют поворотом ло¬
паток.
Центробежные сепараторы широко при¬
меняют в сочетании с ММ (см. рис. 3.18)
при размоле бурых и каменных углей,
а также в системах пылеприготовления
с ШБМ независимо от сорта топлива.
Инерционный сепаратор (рис. 3.21,6).
В сепараторе разделение фракций пыли до¬
стигается изменением направления потока
пылевоздушной смеси, определяемого кон¬
фигурацией корпуса, скоростью потока и
положением шибера. Отделившиеся от по¬
52
тока крупные частицы возвращаются
в мельницу для дополнительного размола,
а мелкие уносятся воздухом в горелки.
Сепараторы инерционного типа широко
применяют в сочетании с ММ при размоле
бурых углей и сланцев; их устанавливают
также к мельницам-вентиляторам.
3.4.3.	Пылевой циклон
и клапан-мигалка
Циклон применяется для отделения го¬
товой пыли от транспортирующего воздуха
(рис. 3.22). Отделение происходит за счет
центробежного эффекта, а также при по¬
вороте воздушного потока в центральную
отводную трубу. На входе в нее устанав¬
ливают направляющие лопатки для обеспе¬
чения спокойного входа воздуха. Центро¬
бежный эффект усиливается с увеличением
входной скорости в циклон и при умень¬
шении диаметра циклона. Однако при рос¬
те скорости усиливается возврат отсепари-
рованных частиц в поток воздуха и умень¬
шается КПД очистки потока, а уменьшение
диаметра ведет к росту сопротивления цик¬
лона и необходимости установки вместо
одного нескольких циклонов на поток аэро¬
пыли. Обычная скорость пылевоздушного
потока на входе в циклон щц'= 18-5-22 м/с,
расчетный диаметр циклона
Оц=1,1зКус.а/Шц', (3.16)
где У0.л — расход сушильного агента (пы¬
левоздушного потока), м3/с.
Коэффициент полезного действия цик¬
лонов составляет 80—93 %. Следователь¬
но, сушильный агент после циклона содер¬
жит еще много мельчайших частиц пыли,
не уловленных в циклоне. Диаметр цикло¬
нов, применяемых в пылесистемах электро¬
станций, /)ц = 3-5-4 м. В схемах пылеприго¬
товления, где необходимо наиболее полно
отделить пыль от транспортирующего .ее
сушильного агента, кроме основного цикло¬
на большого диаметра применяют батарей¬
ные циклоны (рис. 3.23),. представляющие
собой набор большого числа циклонов ма¬
лого диаметра (200—300 мм). Сочетание
основного и батарейного циклонов обеспе¬
чивает отделение пыли с КПД около 99 %.
Работа циклона резко ухудшается при
подсосе в него снизу атмосферного возду¬
ха. Поэтому под циклоном всегда устанав¬
ливают два последовательно расположенных
на течке пыли клапана-мигалки, которые
пропускает . накопившуюся пыль порция¬
ми с последующим закрытием течки
(рис. 3.24). При этом достаточную плот¬
ность-поддерживает слой пыли, который
постоянно находится в пылеподводящем
патрубке. Мигалки устанавливают не толь¬
ко под циклоном, но и под другими эле¬
ментами пылесистемы, из которых необхо¬
димо выдать топливо или его пыль без
присоса воздуха.


7
Рис. 3.23. Общий вид батарейного циклона (а) и его элемент (б):
/ — входной 'патрубок; 2 — распределительная камера; 3 — циклонный элемент; 4 —труба отвода, очи¬
щенного газа; 5 — отвод пыли из элемента; 6— сборный бункер пыли; 7 — камера очищенного газа;
— опорные конструкции
3.4,4.	Бункера и питатели пыли
Бункер пыли является емкостью для
хранения запаса пыли около работающего
котла. Объем пылевого бункера опреде¬
ляют, исходя из работы парового котла на
запасе пыли в нем в течение 2—3 ч с но¬
минальной нагрузкой и с сохранением по
истечении этого срока минимальной высо¬
ты слоя пыли в бункере не менее 3 м для
обеспечения равномерной загрузки питате¬
лей пыли.
Бункера пыли должны иметь верти¬
кальные гладкие металлические стенки для
исключения налипания и застревания пыли
в бункере. У выпускных патрубков наклон
стенок к горизонту должен быть больше
угла естественного откоса свежей угольной
пыли, т. е. не менее 65° (рис. 3.25).
Питатели пыли устанавливают под бун¬
кером пыли для регулирования подачи ее
в пылепроводы. Питатели пыли выполняют
в двух, модификациях. Шнековый питатель
(рис. 3.26) регулирует подачу пыли изме¬
нением частоты вращения шнека. Для рав¬
номерности заполнения ячеек шнека пылью
передние витки имеют увеличивающуюся
высоту стенки, а для сокращения самопро¬
извольного протекания пыли вдоль шнека
шаг его последних витков уменьшается.
Лопастный питатель (рис. 3.27) исключает
перетекание пыли. Подача пыли произво¬
дится вращающимися звездочками, распо¬
ложенными между неподвижными дисками
Подвод топливной
пыли из циклона
Рис. 3.24. Клапан-мигалка:
1 — корпус; 2 — пылеподводящий патрубок; 3 —
регулирующий конус; 4 — опорное острие; 5 —
рычаг; 6 — опорная призма рычага; 7 — противо¬
вес; 8 — пылевыдающнй патрубок
53


Рис. 3.25. Узел ,подачи пыли в пылепровод:
/ — пылевой бункер; .2 — питатель пыли; 3 — пы¬
леприемный патрубок; 4 — шибер с дистанцион¬
ным управлением; 5 — течка выдачи пыли в
пылепроЬод; 6 — эжектор-смеситель; 7 — пыле-
пропод
Топлибнал пыль из
Рис. 3.26. Шнековый питатель пыли МЭИ—
Мосэнерго:
1 — корпус; 2 — шнек; 3 — пылевой бункер; 4 —
привод от электродвигателя; 5 — приемный пат¬
рубок; 6 — пылевыдающий патрубок; / — прием¬
ные ступенчатые витки; II — подающие витки;
III — прессующие витки
со сбросными окнами на противоположных
сторонах. Регулирование частоты вращения
питателей пыли производится электродви¬
гателями постоянного тока. На каждую го¬
релку работает отдельный питатель пыли.
3.4.5.	Бункера
и питатели сырого угля
Бункера сырого (дробленого) угля
устанавливают индивидуально для каждого
парового котла, имеющего пылеприготови¬
тельную установку (один-два бункера).
Вместимость бункеров должна обеспечить
работу котла с номинальной нагрузкой от
5 до 8 ч в зависимости от вида топлива.
Для исключения налипания сырого угля на
стенки они имеют угол наклона не менее
чем 60—70° в зависимости от влажности
топлива и одновременно снабжаются пнев-
мообрушителями.
54
ТогтлиИнал пыль
из бункера.
4		V .
\	I
Рис. 3.27. Лопастный питатель пыли:
/ — ворошитель пыли; 2, 3 — звездочки; 4 — пы¬
левыдающий патрубок; 5,	6 — диски с окнами;-
7 — редуктор; 8 — регулирующие шиберы
Питатели сырого угля устанавливают
для равномерной и регулируемой подачи
топлива в углеразмольные мельницы. На
электростанциях находят применение лен¬
точные (для сухих углей) и скребковые
(для влажных, склонных к замазыванию
углей) питатели угля. Ленточный питатель
сырого угля представляет собой конвейер
с прорезиненной транспортной лентой. По¬
дача топлива регулируется положением ши¬
бера, изменяющего толщину слоя топлива
на ленте, либо изменением скорости ее
движения. Здесь же происходит взвешива¬
ние топлива с автоматической записью рас¬
хода. Скребковый питатель (рис. 3.-28)
также выполнен как конвейер, но его лента
имеет вертикальные скребки (перегородки),
обеспечивающие транспорт увлажненного
слипающегося топлива. Для уменьшения
присоса холодного воздуха в мельницу
в течке топлива за питателем устанавли¬
вается клапан-мигалка, но еще лучше вы¬
полнить питатель с закрытым кожухом.
В последнее время стали внедряться шне¬
ковые питатели сырого угля, которые отли¬
чаются от аналогичных питателей пыли
увеличенным диаметром вала, выполнением
шнека перьевым с увеличенным расстоя¬
нием между ребрами шнека. Они показали
себя более надежными в работе, имеют
линейную характеристику подачи топлива


Рис. 3.28. Скребковый
питатель сырого угля:
1 — течка сырого угля нз
•бункера; 2 — регулирующий
шибер; 3 — звено цепи; 4 —
4циток-ограничитель; 5 —
скребок; 6 — шестерня; 7 —
течка угля к мельнице
в зависимости от частоты вращения шнека,
в течение длительной эксплуатации вы¬
явился меньший износ металла по сравне¬
нию со скребковыми питателями.
3.5.	Системы пылеприготовления
Совокупность оборудования, не¬
обходимого для размола топлива,
его сушки и подачи готовой пыли
в топочные устройства паровых кот¬
лов, называют системой пылепри¬
готовления.
Различают центральную и инди¬
видуальную системы пылеприготов¬
ления. В первом случае пыль по¬
лучают в оборудовании, размещен¬
ном в отдельном здании (централь¬
ном пылезаводе). Полученную здесь
пыль используют затем для всех
паровых котлов электростанции. Во
втором пыль получают в оборудо¬
вании, размещенном непосредствен¬
но у парового котла, и при этом
предусматривают возможность пе¬
редачи пыли соседним агрегатам.
Выбор системы пылеприготовления
является технико-экономической за¬
дачей.
Центральная система пылепри¬
готовления отличается большой
сложностью, высокой стоимостью
оборудования, она показала себя
недостаточно надежной в эксплуа¬
тации и потому получила ограни¬
ченное применение. На новых элек¬
тростанциях она не сооружается.
Широко применяются индивидуаль¬
ные системы пылеприготовления
как более простые и надежные.
Индивидуальные системы пыле¬
приготовления в зависимости от ха¬
рактера использования сушильного
агента, транспортирующего готовую
угольную пыль, разделяются на
замкнутые и разомкнутые. В пер¬
вом случае увлажненный сушиль¬
ный агент вместе с сухими части¬
цами пыли поступает в топочную
камеру парового котла. Во втором
влажный сушильный агент отделя¬
ется от угольной пыли, тщательно
очищается от мелких фракций ее
55


и отводится помимо котла в ды¬
мовую трубу и далее в атмосферу.
Выгодность применения той или
другой системы определяется тех¬
нико-экономическими расчетами. В
свою очередь замкнутая система
пылеприготовления может быть вы¬
полнена:	а) с непосредственным
(прямым) вдуванием угольной пы¬
ли в топочную камеру или б) с при¬
менением промежуточного бункера
пыли.
. 3.5.1. Пылеприготовление
с замкнутой схемой
сушки топлива
и прямым вдуванием пыли
в топочную камеру
Из бункера сырое дробленое
топливо поступает в мельницу
(рис. 3.29). Сюда же подводится
часть горячего воздуха после на¬
грева в воздухоподогревателе (пер¬
вичный воздух). Размолотое топли¬
во поступает из мельницы в сепа¬
ратор. После него готовая топлив¬
ная пыль вместе с воздухом (аэро¬
пыль) проходит через распредели¬
тель в горелки. Вторичный воздух
поступает непосредственно в горел¬
ки. В этой схеме промежуточная
емкость для пыли не предусмотре¬
на. При такой жесткой связи рабо-
Рис. 3.29. Схема пылеприготовления с пря¬
мым вдуванием пыли в топку:
1 — бункер сырого угля; 2 — отсекающий шибер;
3 — питатель сырого угля; 4 — молотковая мель¬
ница с инерционным сепаратором; 5 — пылепро-
воды; 6 — горелки; 7 — горячий воздух; 8 — дуть¬
евой вентилятор; 9 — забор воздуха над паровым
котлом; 10 — клапан-мигалка
56
та парового котла всецело зависит
от надежности пылесистемы. При
работе агрегата на частичной на¬
грузке расход топлива на мельни¬
цу соответственно уменьшается.
Снижение нагрузки до 0,7£>йом обес¬
печивается изменением подачи топ¬
лива в мельницы, а при более глу¬
боком снижении нагрузки.— отклю¬
чением отдельных мельниц. Гидрав¬
лическое сопротивление всего трак¬
та подачи угольной пыли преодоле¬
вается дутьевым вентилятором, ус¬
тановленным перед воздухоподогре¬
вателем, в связи с чем пылесисте-
ма оказывается не под разреже¬
нием, а под избыточным давлением
(перед мельницей 1 —1,5.кПа). По¬
этому для предупреждения выбива¬
ния пыли в помещение необходимо
обеспечивать высокую плотность
всей пылесистемы.
Обычно доля первичного воздуха
в зависимости от степени влажно¬
сти исходного топлива составляет
=0,15^—0,4. Достоинства схемы
заключаются в ее простоте, ком¬
пактности, наличии небольшого ко¬
личества оборудования, исключении
прцсосов холодного воздуха и, сле¬
довательно, в относительно низком
расходе электроэнергии на размол
и транспорт пыли в системе. Одна¬
ко, такая схема обслуживает только
свой котел и не обладает возмож¬
ностью передачи части готовой пы¬
ли на другие котлы, поэтому каж¬
дый из установленных на станции
котлов должен иметь свой рёзерв
мельниц на случай выхода их из
строя. Он сводится к следующему
требованию: при останове одной из
мельниц оставшиеся в работе мель¬
ницы должны обеспечить не менее
90% номинальной производитель¬
ности парового котла.
3.5.2.	Пылеприготовление
с замкнутой схемой
сушки топлива
и промежуточным
бункером пыли
Схема пылеприготовления с про¬
межуточным бункером пыли пока¬
зана на рис. 3.30. До входа в мель-


Рис. 3.30. Схема пылеприготовления с промежуточным пылевым бункером:
/ — бункер сырого топлива (дроблении); 2 — отсекающий шибер; 3 — питатель сырого угля; 4 —подсу¬
шивающая труба; 5 — шаровая барабанная мельница; 6 — сепаратор пыли; 7 —циклон; S —мельничный
вентилятор; 9 — бункер готовой пыли; 10 — реверсивный шнек; 11 — распределитель пыли; 12 — пита¬
тель пыли; 13 — горелка; 14 — короб горячего воздуха; 15 — клапан присадки холодного воздуха; 16,
17 — отключающие клапаны; 18 — забор холодного воздуха; 19 — дутьевой вентилятор; 20 — короб первич¬
ного воздуха; 21 — смеситель пыли с воздухом; 22 — клапан-мигалка
ницу топливо и первичный воздух
на участке 3—4 м движутся вме¬
сте, и топливо успевает частично
подсушиться. Однако основная суш¬
ка происходит в самой мельнице в
процессе размола и обнажения но¬
вой поверхности топлива.
Из мельницы пылевоздушная
смесь поступает в сепаратор, где
крупные частицы отделяются от ос¬
новного пылевоздушного потока,
после чего возвращаются в мель¬
ницу для дополнительного размола.
Из сепаратора пылевоздушный по¬
ток поступает в циклон.
Особенностью данной схемы яв¬
ляется отделение готовой пыли от
транспортирующего воздуха в цик¬
лоне. Пыль направляется в бункер
пыли, из которого специальными
питателями подается в пылепрово-
ды. Освободившийся от большей
части пыли сушильный агент с тем¬
пературой 80— 100°С мельничным
вентилятором нагнетается в короб
первичного воздуха и затем рас¬
пределяется по пылепроводам. Чис¬
ло пылепроводов и питателей пыли
равно количеству горелок парового
котла. Сушильный агент после цик¬
лона содержит около 10—15%самой
мелкой угольной пыли, поэтому его
нельзя выбрасывать в дымовую
трубу.
Мельничный вентилятор создает
разрежение в системе, что исклю¬
чает выброс пыли в окружающую
среду, но ведет к присосам холод¬
ного воздуха в пылесистему в ме¬
стах неплотностей.
Регулирование производительно¬
сти парового котла обеспечивается
в этой схеме питателями пыли 12
за счет запаса пыли в бункере.
Обычно паровой котел обслужива¬
ют две пылесистемы. Производи¬
тельность их по топливу на 15—
20% больше максимального расхо¬
да топлива на котел, поэтому часть
времени в работе остается одна пы-
лесистема. В схеме предусмотрена
возможность переброса части гото¬
вой пыли в бункера других пыле-
систем через реверсивный шнек 10,
что обеспечивает маневренность в
использовании оборудования.
Таким образом, углеразмольная
мельница может работать в этой
схеме с постоянной оптимальной
нагрузкой, что позволяет использо¬
вать здесь шаровую барабанную
мельницу. Загрузка мельницы топ-
57


ливом поддерживается питателем
сырого топлива 3.
Запас пыли в бункере позволя¬
ет кратковременно' остановить обе
мельницы для осмотра и ремонта.
В этом случае клапаны 17 закры¬
ваются и мельничный вентилятор
переключается на подачу горячего
воздуха через клапан 16. Если тем¬
пература воздуха слишком высока
для вентилятора (более 350—
400 °С), то делают присадку холод¬
ного воздуха через клапан 15.
При сжигании низкореакцион¬
ных топлив с малым выходом ле¬
тучих веществ, таких, как антра¬
циты, полуантрациты и тощие ка¬
менные угли, для облегчения про¬
цесса воспламенения угольной пы¬
ли необходимо обеспечить повы¬
шение температуры аэропыли. Это
достигается реконструкцией данной
схемы на постоянную работу с по¬
дачей пыли горячим воздухом. Тог¬
да кроме первичного воздуха, иду¬
щего в пылесистему в количестве
15—25%, другая часть горячего
воздуха (в количестве 20—25%)
направляется в короб воздуха че¬
рез клапан 16 и затем в пылепро-
воды специальным вентилятором
горячего дутья (ВГД). В этом слу¬
чае температура аэропыли в го¬
релке будет близка к температуре
горячего воздуха и прогрев пыли
до воспламенения после выхода из
горелки существенно облегчается.
Однако воздуха, поступающего в
этом случае в горелку, недостаточ¬
но для полного горения топлива.
Поэтому низкотемпературный ув¬
лажненный сушильный агент с не¬
большим содержанием тонкой
угольной пыли после циклона мель¬
ничным вентилятором 8 также на¬
правляют в зону горения через спе¬
циальные сбросные сопла или по¬
дают в кольцевой канал по пери¬
ферии основных горелок.
Недостатки ^схемы пылеприго-
товления с промежуточным бунке¬
ром пыли заключаются в сложно¬
сти и громоздкости оборудования,
повышенном сопротивлении пыле-
системы и расходе электроэнергии
58
на пылетранспорт, росте пржаро- и
взрывоопасности в связи с транс¬
портом пылевоздушной смеси к
хранением большого количества
сухой угольной пыли. Однако бла¬
годаря указанным особенностям
данной схемы она надежно обеспе¬
чивает работающие котлы угольной
пылью и поэтому нашла широкое
применение.
Отмеченные недостатки указан¬
ной схемы привели к созданию в
последнее время модернизирован¬
ной системы подачи угольной пыли
к горелкам с высокой концентрацией
пыли в пылепроводе. Вместо обыч¬
ной концентрации пыли в потоке
первичного воздуха 0,4—0,6 кг пы¬
ли на 1 кг воздуха по новому ме¬
тоду концентрация составляет 30—
60 кг/кг. Подача пыли производит¬
ся сжатым воздухом при небольшом
его расходе (0,1— 0,3% общего рас¬
хода воздуха в горелки) по трубо¬
проводам малого диаметра. Распыл
подаваемой пыли горячим возду¬
хом осуществляется непосредствен¬
но у горелок. При этом ликвиди¬
руется громоздкая система пыле-
проводов диаметром 300—500 мм
от бункеров пыли к горелкам кот¬
ла, обеспечивается равномерность-
раздачи пыли по всем горелкам,,
резко снижается удельный расход
энергии на пневмотранспорт.
3.5.3.	Пылеприготовление
с разомкнутой схемой сушки
Разомкнутая схема пылеприго-
товления применяется только при
сжигании сильновлажных топлив с
приведенной влажностью Wn >
>3,6 %-кг/МДж. Усложнение и
удорожание схемы компенсируются
при этом повышением КПД котла
за счет уменьшения потери теплоты
с уходящими газами и снижения
недожога топлива в топочной
камере. Сушка сильновлажного
топлива обеспечивается высокотем¬
пературным агентом, состоящим из^
смеси горячего воздуха и топочных
газов с температурой смеси /см—
= 500-s-600 °С, либо путем отбора:


Рис. 3.31. Разомкнутая схема пылеприготовления с газовой сушкой топлива:
/ — бункер сырого топлива; 2 — отсекающий шибер; 3 — питатель сырого угля; 4 — смеситель газов и
сырого топлива; 5 — углеразмольная мельница; 6 — сепаратор пыли; 7 — циклон; 8 — пылеуловитель;
9 — бункер пыли; 10 — паровой котел; 11 — воздухоподогреватель; 12 — горелка; 13 — электрофильтры;
J4 — мельничный вентилятор; 15 — вентилятор горячего дутья; 16 — дымосос; 17 — клапан-мигалка;
/5 —дутьевой вентилятор; 19 — питатель пыли; 20— смеситель пыли с воздухом; 21 — короб горячего
воздуха
для сушки только продуктов сго¬
рания (около 10%) с такой же тем¬
пературой (рис. 3.31). До поступ¬
ления в мельницу топливо смеши¬
вается с сушильным агентом, и за
счет большой разности температур
за короткое время контакта, исчис¬
ляемое 1—2 с, из него испаряется
значительная часть влаги, что об¬
легчает размол топлива в мельнице.
Сильновлажный сушильный агент
с температурой 80—100 °С после
циклона проходит систему пылеуло¬
вителей (батарейные циклоны, ма¬
терчатые фильтры) и сбрасывается
б короб уходящих газов за котлом
перед электрофильтрами. Готовая
пыль после циклона и пылеулови¬
телей поступает в бункер пыли и
подается затем в горелки горячим
воздухом. Такая схема подготовки
сильновлажного топлива позволяет
устойчиво его сжигать, что невоз¬
можно при использовании ранее
рассмотренных схем.
Существенными недостатками
разомкнутой схемы являются поте¬
ря части (1—2%) мельчайшей
угольной пыли, не уловленной пы¬
леуловителями, и повышенный рас¬
ход энергии на размол и транспорт
сушильного агента. Это ограничи¬
вает применение схемы только для
таких топлив, сжигание которых
обычными способами не обеспечи¬
вается.
Контрольные вопросы к гл. 3
1.	Что входит в состав топливоподаю¬
щего тракта?
2.	Какое оборудование входит в состав
приемно-разгрузочного устройства?
3.	Какие операции осуществляются в
дробильном отделении?
4.	Как определяется качество дробле¬
ния топлива?
5.	Назовите меры, обеспечивающие
надежность хранения твердого топлива на
топливном складе.
6.	Что такое зерновая характеристика
угольной пыли? Как определяют оптималь¬
ную степень размола угля?
7.	Назовите наиболее важные характе¬
ристики угольной ныли. Какие меры при¬
нимают для исключения взрыво- и пожаро¬
опасности в пылеснстеме?
8.	Какие принципы размола твердого
топлива ^применяют в углеразмольных
мельницах?
9.	Что характеризуют понятия раз¬
мольной и сушильной производительности
мельницы? Каково должно быть соотно¬
шение между ними?
10.	Какие мельницы пригодны для
размола молодых по возрасту мягких теп¬
лив и старых топлив типа антрацита?
11.	Назовите типы сеператоров пыли.
С каким типом мельницы применяют каж¬
дый из них?
12.	Перечислите питатели сырого угля
и пыли', применяемые на электростанциях.
13.	Какое оборудование включает в се¬
бя система пылеприготовления? Какими
элементами отличаются друг от друга раз¬
ные виды систем пылеприготовления?
59


Глав а четвертая
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО
ГАЗОМАЗУТНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
4.1.	Приемные устройства мазута
В качестве жидкого топлива на элект¬
ростанции в основном поступает высоко¬
вязкий мазут марки All00 и в небольших
количествах растопочный мазут М40, в от¬
дельных случаях — маловязкая стабилизи¬
рованная нефть. Для перекачки мазута,
^заполнения и слива его из емкостей тем¬
пература мазута должна быть не ниже
65 °С для мазута марки А140 и 70 °С для
М*100, что соответствует вязкости не выше
30 ° ВУ.
Мазут большей частью поступает на
электростанции по железной дороге в ци¬
стернах с грузоподъемностью до 125 т,
которые не приспособлены для поддержа¬
ния необходимой температуры текучести
мазута. В пункты назначения мазут при¬
бывает с низкой температурой (особенно
в его внешней пристенной зоне) и высокой
вязкостью, что делает невозможным его
самостоятельный слив.
Теплопроводность и температуропро¬
водность мазута очень малы, а поэтому
разогреть всю массу мгзута на большую
глубину (диаметр цистерны 2600—2800 мм)
при подводе теплоты только снаружи за
короткое время невозможно. На электро¬
станциях применяют два способа ускорен¬
ного слива мазута из цистерн: 1) прогрев
всей массы топлива в цистерне свежим па¬
ром; 2) интенсивный прогрев нижней ча¬
сти цистерны отаружи с одновременным
сливом разогретого мазута.
Подогрев мазута открытым паром по¬
лучил наиболее широкое распространение
(рис. 4.1). Для этого сливная эстакада
оборудуется стационарной разводкой па¬
ра, поступающего с давлением 1,2—1,5 МПа
и температурой 200—280 °С. Пар шлангом
подводится к центральной и двум боковым
изогнутым штангам, которые на нижних
концах имеют отверстия диаметром 5—
6 мм для выхода пара в толщу мазута.
Вытекающие из отверстий струи пара за
счет теплоты конденсации разогревают ма-
зу*г, который по мере увеличения текучести
сливается через нижнее отверстие цистер¬
ны.
Недостатком подогрева мазута откры¬
тым паром является значительное обвод¬
нение топлива, при этом в последующем
мазут практически не отстаивается от во¬
ды. Этот способ прогрева требует длитель¬
ного времени и ведет к продолжительному
простою цистерн под разгрузкой. Такой
же длительностью разгрузки ввиду слабой
интенсивности обладает и метод внешнего
комбинированного разогрева прибывших:
цистерн в специальных тепляках за счет
теплового излучения от трубчатых панелей,
обогреваемых паром при температуре око¬
ло 200 °С, и струями горячего воздуха с
температурой 125°С.
Большей интенсивностью разогрева ма¬
зута отличаются цистерны, оборудованные
паровой рубашкой (рис. 4.2,а). В таких
цистернах, поступивших на разгрузочную*
эстакаду, уже через несколько минут пос¬
ле подачи пара стенки корпуса нагрева-
ют!:я до температуры 80 °С, пристенный
слой мазута становится текучим и стекает
к сливному патрубку 3 (рис. 4.2,6). На
его место поступают холодные слои мазу¬
та и разогреваются. Интенсивный -нагрев
определяется конденсацией поступающего*
пара, в связи с чем разогрев и слив мазу¬
та из цистерны происходят в 2—3 раза
быстрее, чем в цистернах обычной кон¬
струкции. При этом в 2—2,5 раза умень¬
шается расход пард по сравнению с от¬
крытым способом нагрева, не происходит
обводнения мазута, достигается полный
слив и не требуется последующей очистки
цистерны от остатков вязкого мазута.
Поиски новых, эффективных методов сли¬
ва • жидкого топлива ведутся в различных
направлениях.Среди них можно назвать
слив под избыточным давлением в цистер-
Рис. 4.1. Устройство
для разогрева паром
мазутных цистерн:
J — цистерна с мазутом;
2 — гибкий шланг для
пара d—32 мм; 3 — паро¬
вой стояк 50 мм; 4 —
паропровод; 5 — цент¬
ральная штанга; 6 — бо¬
ковая штанга


Рис. 4.2. Схема разгрузочной эстакады для цистерн с паровой рубашкой:
а -*■ общий вид цистерны; б — разгрузочная эстакада; 1 — цистерна; 2 — паровая рубашка; 3 — сливной
патрубок; 4 — межрельсовый приемный бункер; 5 — трубчатый подогреватель; 6 — паровой шланг; 7 —
паропровод; 8 — запорный клапан; 9 — поворотная колонка для присоединения шланга при разогреве ма¬
зута открытым паром; 10 — эстакада для обслуживания фронта слива
Рис. 4.3. Технологиче¬
ская схема подготовки
мазута на электростан¬
ции:
1 — цистерна с мазутом; 2—
сливное устройство; 3 —
фильтр грубой очистки; 4 —
приемный резервуар с по¬
догревом; 6 — перекачива¬
ющий насос; 6 — основном
резервуар; 7, 8 и 19 —ли¬
нии рециркуляции; 9 — на:
сос первой ступени; 10 —
обратный затвор; 11 — паро¬
вой подогреватель мазута;
12 — фильтр тонкой очист¬
ки; 13 — насос второй сту¬
пени; 14 — запорная за¬
движка; 15 — регулятор рас¬
хода; 16 — расходомер; 17 —
задвижка перед горелкой;
18 — форсунка
61


не за счет подачи в верхнюю ее часть сжа¬
того пара, применение вибрации в процессе
разогрева мазута, увеличивающей интен¬
сивность теплообмена, использование ин¬
фракрасных излучателей вместо паровых
калориферов при нагреве в тепляках и др.
При расположении электростанции
вблизи нефтеперерабатывающего завода
(НПЗ) электростанция получает горячий
мазут с температурой £0—95 °С по трубо¬
проводам прямо в резервуары станции.
Этот способ исключает потери теплоты
при охлаждении мазута на НПЗ и повтор¬
ные затраты ее на последующий нагрев
мазута на ТЭС.
4.2.	Технологическая схема
подготовки мазута к сжиганию
Мазутное хозяйство электростанции
состоит из комплекса сооружений, уст¬
ройств, аппаратов и агрегатов, предназна¬
ченных для приема, хранения, подготовки
и подачи жидкого топлива (мазута) к па¬
ровым котлам для сжигания.
На ТЭС жидкое топливо может ис¬
пользоваться как основное, как резервное
или в качестве растопочного. На газома¬
зутных электростанциях оно чаще всего
является основным топливом, т. е. сжига¬
ется в котлах большую часть года. Подача
основного или резервного топлива всегда
рассчитывается на обеспечение полной
мощности электростанции. Мазут в качест¬
ве растопочного топлива используют на
пылеугольных электростанциях. Произво¬
дительность мазутного хозяйства в этом
случае значительно меньше, так как мазут
нужен только для растопки отдельных кот¬
лов с доведением их тепловой мощности до
30—50 % , номинальной. Однако принципи¬
альная схема мазутного хозяйства в обоих
случаях одинакова. Мазутное хозяйство
должно обладать абсолютной надежностью
подачи топлива, иметь достаточно простую
технологическую схему в интересах удоб¬
ного обслуживания и быстрого безошибоч¬
ного подключения резервного оборудова¬
ния.
Технологический тракт подготовки ма¬
зута на электростанции (рис. 4.3) включа¬
ет в себя приемно-сливное . устройство
(сливные эстакады с желобами, приемные
резервуары с погруженными перекачиваю¬
щими насосами), основные резервуары для
хранения постоянного запаса мазута, ма¬
зутонасосную систему трубопроводов для
перекачки мазута и пара и группу Подо¬
гревателей мазута. Подготовка мазута
перед его сжиганием заключается в удале¬
нии механических примесей, повышении
давления мазута и его подогреве, необхо¬
димых для снижения потерь энергии на
транспорт мазута к паровым котлам 'и
его тонкого распыления в форсунках горе-
лочных устройств. Система резервуаров-
хранилищ мазута со всем оборудованием
подготовки и перекачки мазута по суще¬
62
ствующим противопожарным нормам
должна располагаться на удалении от
главного, корпуса электростанции, вне ее
территории.
В приемно-сливном устройстве посту¬
пающий мазут подогревается до 60—70 °С
и подается погруженными перекачивающи¬
ми насосами в основные резервуары —
наземные железобетонные баки-хранилища.
Так, на ГРЭС мощностью 2400 МВт по ти¬
повому проекту мазут хранится в 12 таких
резервуарах диаметром 42 м и вместимо¬
стью по 10 тыс. м3 каждый. Температура
мазута в баках поддерживается не ниже
60 °С в любое время года за счет цирку¬
ляционного подогрева путем возврата
в бак части (до 50 %) разогретого во
внешних паровых подогревателях мазута
Недостаток циркуляционного подогрева
мазута—повышенный расход электроэнер¬
гии на его перекачку, однако это окупа¬
ется достоинствами метода.
Типовой является двухступенчатая схе¬
ма подачи топлива, разработанная инсти¬
тутом Теплоэлектропроект (ТЭП). По этой
схеме подготовка топлива к сжиганию (по¬
догрев, перемешивание мазута в резервуа¬
рах, фильтрация от внешних загрязнений)
осуществляется за счет работы насосов
первой ступени при низком давлении мазу¬
та (около 1 МПа). Насосы второй ступени
перекачивают в главное здание ТЭС уже
подогретый и очищенный мазут и развива¬
ют необходимое высокое давление (3,5—
4,5 МПа). Производительность насосов
первой ступени выбирается с учетом 50 %
рециркуляции мазута в пределах мазутно¬
го хозяйства, а насосов второй ступени —
также с учетом дополнительного расхода
на рециркуляцию мазута, которая нужна
для поддержания температуры при транс¬
порте мазута к котлам в любых режимах
эксплуатации. При высокой скорости ма¬
зута на выходе из распыливающей форсун¬
ки может иметь место сильный абразивный
износ металла мазутных каналов форсунки
и быстрый выход ее из строя. Кроме того,
при диаметре ‘выходного сопла форсунки
3—5 мм не исключено его забивание круп¬
ными твердыми частицами или сгустками
асфальтосмолистых веществ. Очистка ма¬
зута от более грубых фракций происходит
в фильтрах грубой очистки с размером яче¬
ек сетки 1,5X1,5 мм2, которые устанавли¬
вают обычно на сливе мазута в приемные
резервуары. Последующее удаление приме¬
сей производится в фильтрах тонкой очист¬
ки, установленных перед насосами второй
ступени на подогретом мазуте. За счет
избыточного давления насосов первой сту¬
пени мазут продавливается через цилинд¬
рическую сетку с размером ячеек 0,3—
0,5 мм. Повышение температуры мазута
обеспечивается в паровых подогревателях.
Более распространенными являются сек¬
ционные подогреватели, выполненные по
схеме «труба в трубе» (рис. 4.4). Мазут
по нескольким трубкам малого диаметра
движется внутри камер-секций и снаружи


ssoo
то
Рис. 4.4. Секционный подогреватель мазута (Башкирэнерго):
/ — вход мазута; 2 — выход подогретого мазута; 3— вход пара; 4 — выход конденсата
обогревается конденсирующимся паром.
Такие подогреватели при давлении грею¬
щего пара'до 1,5 МПа обеспечивают на¬
грев мазута до 150 °С. Коэффициент тепло¬
передачи при скорости мазута 1—1,5 м/с
составляет 120—300 Вт/(м2‘К) в зависи¬
мости от степени загрязнения внутренней
поверхности трубок.
Подогреватели обычно располагают
группами вне помещения мазутонасосной.
На мазутное хозяйство ГРЭС мощностью
2400 МВт расход пара (в зимний период)
составляет около 56 кг/с (200 т/ч). Кон¬
денсат пара подвергается затем тщатель¬
ной очистке от мазута и масел и исполь¬
зуется в цикле электростанции.
По условиям тонкого распыления ма¬
зута в форсунках очень важно поддержи¬
вать вязкость и давление мазута на нуж¬
ном уровне. При сжигании мазута с малы¬
ми избытками воздуха в мощных горелках
с высоконапорными форсунками механиче¬
ского распыла его вязкость перед форсун¬
ками не должна превышать 1,5-^2° ВУ,
для чего мазут марки Ml00 следует на¬
гревать до температуры 140 °С, а М200—
до 160°С. В других случаях (применение
•паромеханических форсунок, механические
форсунки малой мощности) вязкость мазу¬
та не должна быть выше 2,5—3° ВУ и
подогрев не ниже 120—140 °С. Для элект¬
ростанций, получающих мазут постоянного
качества, контроль за вязкостью мазута
по температуре вполне достаточен. Но не¬
редко электростанции получают мазут
с различными вязкостно-температурными
характеристиками. В таких случаях необ¬
ходим прямой контроль за вязкостью ма¬
зута в процессе эксплуатации, что обеспе¬
чивается автоматическим вязкозиметром.
По его* показателям изменяется темпера¬
тура подогрева мазута.
В процессе эксплуатации мазутопро-
водов и подогревателей на внутренней по¬
верхности труб увеличиваются загрязнения
в виде отложений высокомолекулярных
соединений. В подогревателях при темпе¬
ратуре стенки выше 150 °С начинается
процесс коксования (отвердевания) отло¬
жений в пристенном слое. Это явление
ведет к росту гидравлического сопротив¬
ления (иногда в 5—10 раз) и снижению
теплообмена в подогревателе, что сокра¬
щает рабочую кампанию системы и требу¬
ет частых остановок на очистку. В целях
предотвращения загрязнения мазутопрово-
дов, уменьшения роста загустевших осад¬
ков в резервуарах в мазут вводят щелоч¬
ные растворимые присадки, разработанные
Всесоюзным научно-исследовательским ин¬
ститутом нефтепереработки типов ВНИИНП
102—ВНИИНП 106 в количестве около
0,2 % расхода мазута. Указанные присадки
снижают вязкость мазута за счет раство¬
рения части высокомолекулярных углеводо¬
родов и тем самым приводят к уменьше¬
нию осадка в резервуарах, мазутопроводах
и снижению коксования подогревателей и
каналов форсунок.
Работа системы мазутного хозяйства
автоматизирована. Насосы первой и второй
ступеней управляются дистанционно с мест¬
ного щита управления мазутонасосной или
главного щита электростанции. На случай
63*


гтадения давления в напорных мазутопро-
водах предусмотрено устройство автома¬
тического ввода резервных насосов, а для
оперативных переключений магистралей
установлены быстродействующие отсекаю¬
щие клапаны с соленоидными приводами.
На электростанциях, использующих
мазут только для растопки, применяют
низконапорные мазутные форсунки с па¬
ровым распылом мазута, к тому же для
растопки используют обычно маловязкий
мазут М40. В этом случае требования к
подготовке мазута ' несколько снижаются.
Подогрев мазута может быть ограничен
температурой 60—90 °С, которая необхо¬
дима только для транспорта мазута к го¬
релкам.
4.3.	Технологическая схема
подачи газового топлива
Г аз поступает на электростанцию от
магистрального газопровода или от газо-
распределительной станции с давлением
0,7—1,3 МПа. Газохранилищами электро¬
станции не располагают. Для снижения
давления поступающего газа до необхо¬
димого уровня у горелок 0,13—0,2 МПа
предусматривается его дросселирование
в газорегуляторном пункте (ГРП), который
ввиду повышенной взрывоопасности и рез¬
кого шума при дросселировании газа раз¬
мещают в отдельном помещении на терри¬
тории ТЭС (рис. 4.5).
В каждом ГРП выполняется несколь¬
ко (чаще три) параллельных газопроводов
с установкой на каждом регуляторе давле¬
ния, причем один из газопроводов явля¬
ется резервным. Кроме того, предусмат¬
ривается байпасная линия помимо регуля¬
торов. Для очистки газа от механических
примесей перед регулирующими клапанами
имеются фильтры. Регулирующие клапаны
поддерживают необходимое давление «пос¬
ле себя». В аварийных ситуациях, когда
давление газа окажется выше расчетного,
срабатывают предохранительные клапаны и
выбросят часть газа в атмосферу, сохра¬
нив в газопроводах необходимое давление.
Количество газа, прошедшее ГРП, регист¬
рируется расходомерами. Основными уст¬
ройствами на газопроводе к каждому па¬
ровому котлу являются автоматический
регулятор расхода газа (АРР) и отсекаю¬
щий быстродействующий клапан (БК).
Регулятор АРР обеспечивает необходимую
тепловую мощность парового котла в лю¬
бой момент времени. Импульсный отсекаю¬
щий БК отключает подачу газа в котел
в случае аварийнбй ситуации, когда по¬
ступление газа в топочную камеру может
создать опасность взрыва (обрыв факела
в топке, падение давления воздуха у го¬
релок, останов электродвигателей дымосо¬
са или дутьевого вентилятора и т. п.).
Для удаления взрывоопасных газовоз- •
душных смесей, образующихся в нерабочий
период, газовые линии перед ремонтом
продувают воздухом через специальные
отводящие трубы в атмосферу («свечи»).
Последние выведены за пределы здания
в места, недоступные для пребывания лю¬
дей. Перед растопкой котла после ремонта
или останова в резерв газовоздушную
смесь из газопровода вытесняют подачей
природного газа и сбросом смеси через све¬
чи. Окончание продувки газопровода газом
определяют по содержанию кислорода
в пробе не выше 1 %. Газопроводы выпол-
I Рис. 4.5. Схема снаб-
j жения газом электро-
| станции, работающей
на природном газе:
, 1 — газовая магистраль;
( 2 — газовая задвижка с
! электроприводом; 3 —
| запорная газовая за-
I движка; 4 — фильтр;
5	— регулятор давления;
6	— предохранительный
| клапан; 7 — байпасная
I линия; 8 — измеритель
I расхода; 9 — заслонка
I регулятора расхода га¬
за; 10 — быстродейству-
I ющий клапан; 11 — ре-
I гулирующая газовая за¬
движка; 12 — пробко-
I вый кран; 13 — газовая
| свеча; 14 — газовая го-
! релка; 15 — линия пода-
—J чн сжатого воздуха для
продувки газопровода:
16 — подача газа к га¬
зовому запальнику го¬
релки


<няют с уклоном, чтобы по мере накопле¬
ния .конденсата (за счет конденсации во¬
дяных паров) его можно было периодиче¬
ски удалять через конденсатоотводчики.
Эксплуатация газового оборудования
•на электростанции ведется на основе
«Правил безопасности в газовом хозяй¬
стве» Госгортехнадзора [3]. На электро¬
станции проводится ежесуточный осмотр
всех газопроводов и устройств на предмет
обнаружения возможной утечки газа как
по внешним признакам (запаху, звуку),
так и обмазкой вероятных мест утечки га¬
за мыльным раствором.
Контрольные вопросы к гл. 4
1.	Назовите способы ускорения раз¬
грузки цистерн с мазутом на электростан¬
циях.
Глава пятая
ЭЛЕМЕНТЫ ТЕОРИИ ГОРЕНИЯ
5.1.	Основы кинетики
горения топлива
Протекающие при горении топ¬
лива химические реакции соверша¬
ются с выделением теплоты. Такие
реакции называются экзотермиче¬
скими. К ним относятся реакции го¬
рения всех горючих срставляющих
топлива — углерода,, водорода, се¬
ры — в атмосфере избытка кислоро¬
да. В условиях высоких температур
в ядре факела могут протекать ре¬
акции, идущие с поглощением теп¬
лоты. Они являются эндотермиче¬
скими. К ним, например, относится
реакция образования окиси азота,
.кДж/моль, в зоне горения N2+02=
=2NO—180 или реакция восста¬
новления двуокиси углерода, кДж,
до окиси на раскаленной поверхно¬
сти коксовой частицы при отсутст¬
вии кислорода С+СОг=2СО —
7250 на 1 кг израсходованного уг¬
лерода.
Если топливо и окислитель на¬
ходятся в одном агрегатном состо¬
янии, то химический процесс их ре¬
агирования является гомогенным в
отличие от гетерогенного, когда они
вступают в реакцию, находясь в
различных агрегатных состояниях.
5-5185
2.	Какое оборудование включает в се¬
бя технологический тракт подготовки ма¬
зута?
3.	Как обеспечивается поддержание
текучести мазута в баках-хранилищах?
4.	Какими преимуществами обладает
двухступенчатая схема подачи мазута
к паровым котлам?
5.	Объясните принцип выполнения по¬
догревателей мазута и устройств для очи¬
стки мазута от вредных фракций.
6.	В чем смысл использования щелоч¬
ных жидких присадок, вводимых в ма¬
зут?
7.	Какое оборудование располагается
в газорегуляторном пункте?
8.	Какие меры предусмотрены на газо¬
проводах для предотвращения взрывоопас¬
ности?
Примером гомогенной реакции яв¬
ляется горение смеси, состоящей из
газового топлива и окислителя —
воздуха. Горение твердого топлива
в воздухе является гетерогенной ре¬
акцией.
Реакция может быть химически
обратимой, если она идет как в
прямом, так и в обратном направ¬
лении. При горении топлива в топ¬
ках котлов скорость прямого про¬
цесса несоизмеримо больше скоро¬
сти обратного процесса, поэтому го¬
рение топлива практически сопро¬
вождается химически необратимы¬
ми реакциями. Однако при весьма
высокой температуре в отдельных
зонах факела (выше 1700°С) об¬
ратная реакция (термическая дис¬
социация продуктов сгорания) мо¬
жет оказаться уже заметной. По¬
этому при высоких 1 температурах
горения невозможно достичь полно¬
го окисления горючих элементов
топлива, т. е. нельзя получить пол¬
ного теплового эффекта горения.
Чем выше при этом будет темпера¬
тура в зоне горения, тем меньшим
окажется тепловыделение за счет
прямого окисления топлива кисло¬
родом.
Интенсивность горения характе¬
65


ризуется скоростью химической ре¬
акции. Под скоростью гомогенной
реакции понимают массовое коли¬
чество газообразного вещества, реа¬
гирующее в единице объема и в
единицу времени. Скорость гетеро¬
генной реакции твердого вещества
с газовой фазой выражается массой
твердой части топлива, реагирую¬
щей на единице поверхности твер¬
дого горючего в единицу времени.
Для вступающих в химическую
реакцию веществ скорость реакции
прежде всего зависит от температу¬
ры й концентрации реагирующих
веществ. Скорость реакции подчи¬
няется закону действующих масс,
согласно которому в однородной
среде при постоянной температуре
скорость реакции пропорциональна
произведению концентраций реаги¬
рующих веществ. Для гомогенной
реакции типа mAA-tiB-*-dD ско¬
рость прямой химической реакции
записывается в следующем виде:
Wp=kCAmCBn, (5.1);
где k — константа скорости реак¬
ции, зависящая от температуры и
химической природы реагирующих
веществ; С а, Св— соответствующие
текущие концентрации реагирую¬
щих веществ А и В в смеси; т, п—
числа молей реагирующих веществ;
d — число молей конечного продук¬
та D.
В газовой смеси при постоянной
температуре парциальные давления
пропорциональны их концентраци¬
ям, поэтому формулу (5.1) можно
переписать, заменив концентрации
веществ СА и Св их парциальными
давлениями рА и рв:
wp=kpAmpBn. (5.2)
Закон действующих масс приме¬
ним и для гетерогенного горения,
когда в качестве горючего исполь¬
зуется твердое или жидкое топливо,
а окислителем выступает воздух
(кислород). В этом случае концент¬
рация горючего вещества в процес¬
се химической реакции не меняется
и ее скорость будет зависеть только
от концентрации окислителя (кис¬
66
лорода) у поверхности контакта с
горючим веществом:
Wp=kC0Kn,	(5.3)
где Сок" — концентрация газового
окислителя у поверхности. В свою
очередь константа скорости реак¬
ции k весьма сильно зависит от тем¬
пературы процесса. Эта зависи¬
мость носит экспоненциальный ха¬
рактер и выражается законом Ар¬
рениуса:
k=k0e~E'RT,	(5.4)
где	k0 -г- предэкспоненциал ьн ый
множитель; Е — энергия активации;.
R — газовая постоянная; Т — абсо¬
лютная температура процесса.
В процессе химической реакции
происходит столкновение молекул!
между собой. Если бы все столкно¬
вения приводили к реакции, то го¬
рение протекало бы с огромной ско¬
ростью, определяемой константой'
скорости Д>о. В действительности же
горение протекает с ограниченной
скоростью, поскольку не все сталки¬
вающиеся молекулы способны к ре¬
агированию, а лишь так называе¬
мые активные молекулы, обладаю¬
щие энергией, достаточной для раз¬
рушения внутримолекулярных свя¬
зей исходных веществ,. Этот уровень
энергии называют энергией актива¬
ции Е. Чем выше уровень энергии
активации, тем труднее происходит
разрушёние исходных молекул и
медленнее скорость реакции.
Число активных молекул резко*
увеличивается с повышением темпе¬
ратуры, что отражает формула.
(5.4). Энергия активации завйсит
не только от внутриатомных связей
в.молекуле, но и от того, с каким
веществом (в каком состоянии)
происходит реакция. При контакте,.,
например, молекулы горючего ве¬
щества с частицей, несущей заряд
(имеющей свободные валентные
связи) типа ОН-, Н+, О2-, энергия
активации существенно снижается,
а скорость реагирования сильно-'
возрастает.
На рис. 5.1 показана зависи¬
мость скорости реакции от опреде¬


ляющих факторов. Рост скорости
реакции с температурой тормозится
•аэродинамическим фактором — воз¬
можностью доставки в зону горения
торючего и окислителя, определяе¬
мой турбулентным массообменом.
JB топочных устройствах горение
происходит при постоянной подаче
топлива и окислителя (воздуха) в
зону горения и, следовательно, при
практической постоянной концент¬
рации реагирующих веществ во вре¬
мени. В этих условиях максималь¬
ная скорость реакции может быть
.достигнута при определенном соот¬
ношении концентраций горючего и
окислителя (рис. 5.1,в). Как прави¬
ло, это соотношение соответствует
молекулярным массам в формуле
химической реакции и называется
стехиометрическим. Существует
нижний предел концентрации горю¬
чего (НП), ниже которого горение
^становится невозможным, и верх¬
ний предел (ВП), когда уже ощу¬
щается нехватка окислителя для
поддержания горения. Во всем диа¬
пазоне концентраций между этими
пределами при внесении в горючую
смесь источника зажигания будет
происходить устойчивое горение.
Температура горючей смеси, на¬
чиная с которой смесь способна к
«самоускорению химической реакции
до устойчивого горения, называется
температурой воспламенения. Эта
^величина не является постоянной
для реагирующих веществ и зави¬
сит от условий отвода теплоты из
зоны реакции (см. рис. 5.2). Тепло¬
выделение в ходе реакции (при по¬
стоянной концентрации реагирую¬
щих веществ) определяется скоро-
Рис. 5.1. Зависимость скорости реакции от
температуры (а), энергии активации (б) и
концентрации горючего вещества (#):
НП — нежний предел; ВП — верхний предел
5*
Рис. 5.2. Графическое определение темпе¬
ратур воспламенения (Гв) и горения (7V*
при разных условиях теплоотвода к на¬
стенным экранам:
/ — тепловыделение в процессе реакции горения;
2	— интенсивный теплоотвод из зоны реакции;
3	— слабый теплоотвод из зоны реакции
стью реакции и теплотой горения:
Qp=wPGrq,	(5.5)
где Gr — количество горючего ве¬
щества топлива в зоне реакции; q—
теплота горения топлива.
Из (5.5) следует, что тепловыде¬
ление Qp определяется только из¬
менением скорости реакции с тем¬
пературой. Теплоотвод из зоны ре¬
акции в окружающую среду (к теп¬
ловоспринимающим поверхностям)
выражается формулой
Qo=aF (Т р—Т ст),	(5.6)
где а—коэффициент теплоотдачи;
F — тепловоспринимающая поверх¬
ность; Гр, Гст — температуры в зо¬
не реакции и на поверхности стен.
Из (5.6) следует, что при посто¬
янстве условий отвода теплоты из
зоны реакции (о«const) теплоот¬
вод Qo изменяется линейно в зави¬
симости от разности температур
Тр—Гст. На рис. 5.2 видно, что при
интенсивном теплоотводе из зоны
горения (а!г>аз) температура вос¬
пламенения выше, а устойчивого го¬
рения оказывается более низкой.
5.2.	Горение натуральных топлив
5.2.1.	Горение газового топлива
Ранее были изложены основные
законы кинетики (законы действу¬
ющих масс и Аррениуса), позволя¬
ющие определять скорость химиче-
67


ских реакций. В основе этих реак¬
ций лежат стехиометрические соот¬
ношения молекул исходных и ко¬
нечных продуктов. Эксперименталь¬
но установлено, что скорости про¬
текания реакций существенно пре¬
вышают их расчетные значения, по¬
лученные с применением закона
действующих масс и закона Арре¬
ниуса. В действительности реакции
в веществах, находящихся в паро¬
газовом состоянии, проходят чаще
не между исходными молекулами
горючего и окислителя, а через ряд
промежуточных стадий, в которых
вместе с молекулами участвуют ак¬
тивные осколки молекул — радика¬
лы и атомы, имеющие свободные
' связи,— Н, ОН, О, СН и др. При
этом переход от исходных веществ
к конечным продуктам происходит
через ряд промежуточных реакций,
протекающих с большой скоростью,
так как они обладают низкой энер¬
гией активации. Такие реакции, от¬
личительной особенностью которых
является огромная скорость их про¬
текания, получили название цеп¬
ных.
При горении газов протекают
разветвленные реакции, в процессе
которых один активный центр по¬
рождает два или большее число но¬
вых активных центров. Теорию цеп¬
ных разветвленных реакций разра¬
ботал академик Н. Н. Семенов. На¬
чалу реакции между веществами
предшествует период накопления
активных центров реакции в виде
заряженных частиц за счет разру¬
шения части исходных молекул
другими молекулами, обладающи¬
ми энергиями движения, выше
энергии связи атомов в исходной
молекуле. Этот период называют
периодом индукции. При высокой
температуре вступающих в реакцию
веществ период индукции занимает
от долей секунды до 1—2 с.
Рассмотрим механизм цепной
разветвленной реакции на примере
горения водорода согласно стехио¬
метрическому уравнению
2Н2+02=2Н20;	(5.7)
/Ч./Ч /X
'	v	—'
и тп.д.
Рис. 5.3. Цикл цепной реакции горени»
водорода:
О — возбудитель цепной реакции; □ —
конечный продукт
скорость реакции между молекула¬
ми горючего вещества
о>н, = Ке-*«гСкСо,	(5.8)
не может быть, достаточно большой.
Однако при температуре выше
500 °С горение водорода представ¬
ляет собой взрывную цепную реак¬
цию, идущую с очень большой ско¬
ростью. Зарождение цепей проис¬
ходит по реакции
Н2+Ма-*2Н+М,	(5.9)1
т. е. при столкновении с любой
активной молекулой Ма молекула
водорода Н2 распадается на два
атома водорода Н. Образовавшиеся
атомы водорода не могут долгое
время существовать самостоятель¬
но. Являясь активными центрами,
они возбуждают цепную реакцию
по схеме, изображенной в виде при¬
мера на рис. 5.3. Из цикла цепной'
реакции следует, что. наряду с обра¬
зованием конечного продукта Н20*
увеличивается число активных ча-
68


стиц — возбудителей цепи Н. (на 1
вступивший в реакцию активный
атом водорода после первого цик¬
ла образуются 3 атома водорода,
после второго цикла — 9, после
третьего — 27 и т. д.), что приводит
к дальнейшему лавинообразному
ускорению реакции.
В реальных процессах одновре¬
менно с лавинообразным ускорени¬
ем образования активных центров
часть их по ряду причин при кон¬
такте со стенками сосуда или друг с
другом погибает, что ведет к посте¬
пенному снижению скорости нара¬
стания реакции и переходу ее в
установившееся состояние, если
имеет место постоянный подвод
кислорода и водорода в зону реак¬
ции. По аналогичным законам цеп¬
ных реакций происходит горение
окиси углерода СО. Опыты показы¬
вают, что сухая смесь СО с возду¬
хом (без влаги и молекул водоро¬
да) до температуры 700 °С практи¬
чески не реагирует, а в дальнейшем
имеет место вялая реакция, соот¬
ветствующая по скорости стехио¬
метрическому уравнению, записан¬
ному в молекулярной форме. Про¬
цесс горения резко меняется, если в
зоне реакции окажутся пары влаги
или водород. Уже при температуре
300 °С идет интенсивное горение при
наличии в зоне реакции активных
центров Н, ОН, О,
Горение газового топлива в сме¬
си с воздухом идет с очень боль¬
шой скоростью (готовая смесь ме¬
тана с воздухом объемом 10 м3 сго¬
рает за 0,1 с). Поэтому интенсив¬
ность сжигания природного газа в
топках паровых котлов определяет¬
ся скоростью его смешения с возду¬
хом в горелочном устройстве, т. е.
физическими факторами. Трудность
обеспечения полного смешения
большого расхода газа с воздухом
за короткий промежуток времени
связана с большим различием объ¬
емных расходов газа и воздуха —
на сжигание 1 м3 газа требуется
около 20 м3 горячего воздуха. Для
полноты перемешивания приходит¬
ся вводить газ в поток воздуха вну¬
три горелки большим количеством
мелких струй малого диаметра и с
большой скоростью. Воздушный по¬
ток также сильно турбулизируется
в специальных завихрицающих уст¬
ройства*,
5.2.2,. Горение твердого топлива
Горение твердого топлива вклю¬
чает два периода: тепловую под¬
готовку и собственно горение
(рис. 5.4). В процессе тепловой под¬
готовки (рис. 5.4, зона I) топливо
прогревается, высушивается, и при
температуре около 110°С начинается
иирогенетическое разложение со¬
ставляющих его компонентов с вы¬
делением газообразных летучих ве¬
ществ. Длительность этого периода
зависит главным образом от влаж¬
ности топлива, размера его частиц
и условий теплообмена между окру-'
жающей топочной средой и части¬
цами топлива. Протекание процес¬
сов в период тепловой подготовки
связано с. поглощением теплоты
главным образом на подогрев, под¬
сушку топлива и термическое раз¬
ложение сложных молекулярных
соединений.
Собственно горение начинается
с воспламенения летучих (зона П);
при температуре 400—600 °С, а вы¬
деляющаяся в процессе их горения
теплота обеспечивает ускоренный
прогрев и воспламенение коксового
остатка.
Горение кокса (зона III) начи¬
нается при температуре около
1000 °С и является наиболее дли¬
тельным процессом. Это определя-
Рис. 5.4. Температурный режим при горе¬
нии отдельной частицы твердого топлива:
1	— температура газовой среды вокруг частица;
2	— температура частицы; / — зона термической
подготовки; // — зона горения летучих веществ;
III — горение коксовой частицы
69


ется тем, что часть кислорода в зо¬
не у поверхности частицы израсхо¬
дована на сжигание горючих лету¬
чих веществ и оставшаяся концент¬
рация его снизилась, кроме того,
гетерогенные реакции всегда усту¬
пают по скорости гомогенным для
однородных по химической активно¬
сти веществ.
В итоге общая длительность го¬
рения твердой частицы в основном
определяется горением коксового
остатка (около 2/3 общего времени
горения). У молодых топлив, име¬
ющих большой выход летучих ве¬
ществ, коксовый остаток составля¬
ет менее половины начальной мас¬
сы частицы, поэтому их сжигание
:|(при равных начальных размерах)
происходит достаточно быстро и
возможность недожога снижается.
Старые виды твердых топлив обла¬
дают крупным коксовым остатком,
близким к начальному размеру ча¬
стицы, горение которого занимает
все время пребывания части¬
цы в топочной камере. Время сго¬
рания частицы с начальным разме¬
ром 1 мм составляет от 1 до 2,5 с в
зависимости от вида исходного топ¬
лива.
Коксовый остаток большинства
твердых топлив в основном, а для
ряда твердых топлив почти целиком
состоит из углерода (от 60 до 97%
органической массы топлива). Учи¬
тывая, что углерод обеспечивает ос¬
новное тепловыделение при сжига¬
нии топлива, рассмотрим динамику
Рис. 5.5. Схема горения углеродной части¬
цы:
g — поверхность углеродной частицы; 2 — лами¬
нарный пограничный слой; 3 —зона турбулент¬
ного потока
70
горения углеродной частицы с по-
верхности. Кислород подводится
из окружающей среды к частице
углерода за счет турбулентной диф¬
фузии (турбулентного массоперено-
са), имеющей достаточно высокую
интенсивность, однако непосредст¬
венно у поверхности частицы сохра¬
няется тонкий газовый слой (погра¬
ничный слой), перенос окислителя
через который осуществляется по
законам молекулярной диффузии
|(рис. 5.5). Этот слой в значитель¬
ной мере тормозит подвод кислоро¬
да к поверхности. В нем происхо¬
дит догорание горючих газовых ком¬
понентов, выделяющихся с поверхно¬
сти углерода в ходе химической ре¬
акции. Количество кислорода, под¬
водимого в единицу времени к еди¬
нице поверхности частицы посред¬
ством турбулентной диффузии,
GoK==^4(CnOT	Сел). ,(5.10)
Такое же количество кислорода
диффундирует через пограничный
слой посредством молекулярной
диффузии:
Gok^(D/8) (Сел Спов). .(5.11)
В формулах (5.10) и (5.11)
Спот — концентрация кислорода в
окружающем потоке; Ссл — то же
на границе пограничного слоя;
Спов — то же на поверхности топли¬
ва; б — толщина пограничного слоя;
D — коэффициент молекулярной
диффузии через пограничный слой;
А — коэффициент турбулентного
массообмена.
Совместное решение (5.10) и
'(5.11) приводит к уравнению
<?«ж = -г-Чг(спот-Спов), (5.12)
ИЛИ	Сок—Од(Спот—Спов)>
в котором
__	1	АР
*д _	1	8 ~АЬ + D
А+ Р
(5.13)
(5.14)
— обобщенная константа скорости
диффузии.


Из формулы (5.13) следует, что
подвод кислорода к реагирующей
поверхности твердого топлива оп¬
ределяется константой скорости
диффузии и разностью концентра¬
ций кислорода в потоке и на реаги¬
рующей поверхности.
В установившемся процессе го¬
рения количество кислорода, под¬
водимого к поверхности реагирова¬
ния диффузией, равно количеству
кислорода, прореагировавшего с
этой поверхностью. Отсюда следует/
чтр скорость химической реакции
определяется скоростью диффузи¬
онного подвода кислорода к поверх¬
ности реагирования:
Wр—ССд (Спот Сдов). (5.15)
В то же время скорость реакции
горения углерода на поверхности
Шг—кСпов-	(5.10)
При совместном решении урав¬
нений (5.15) и (5.16) получаем
окончательное выражение для ско-
рости реакции:
j | ^пот»
* ~^ад
(5.17)
ИЛИ
Wr=krCnoT*
(5-18)
где
1
(5.19)
Г 1/*+1/«д * + «д
— приведенная константа скорости
горения.
Величина, обратная константе
скорости горения, \/kT представля¬
ет собой общее сопротивление про¬
цессу горения. Оно состоит из хими¬
ческого (кинетического) сопротив¬
ления \/k, определяемого интенсив¬
ностью протекания собственно хи¬
мической реакции на поверхности,
и сопротивления физического (диф¬
фузионного) 1/ссд, зависящего от
интенсивности подвода окислителя
к поверхности. В зависимости от со¬
отношения этих сопротивлений раз¬
личают кинетическую и диффузион¬
ную области гетерогенного горения.
Рис. 5.6. Области горения частицы постоян*.
ного размера и изменение концентрации
кислорода у поверхности: .
/ — кинетическая . область; // — переходная об*
ласть; /// — диффузионная область
В соответствии с законом Арре¬
ниуса определяющим параметром
скорости химической реакции Явля¬
ется температура процесса. Кон¬
станта скорости диффузии <хд до¬
статочно слабо изменяется с ростом
температуры, в то время как кон¬
станта скорости реакции к — весьма
сильно (экспоненциальная зависи¬
мость). При относительно невысо¬
кой температуре (менее 800—
1000°С) химическая реакция про¬
текает медленно, несмотря на избы¬
ток кислорода около твердой по¬
верхности. В этом случае велико
химическое сопротивление l/k и го¬
рение тормозится кинетикой реак¬
ции — это область кинетического
горения. В кинетической области
1/£»1/ад,
так как k•Сад, тогда
kT=kaA/(k-\-a„) mk. (5.20)
Ввиду вялого протекания про¬
цесса в кинетической области под¬
водимый за счет диффузии кисло¬
род полностью не расходуется, и
потому концентрации его у поверх¬
ности реагирования и в потоке вы¬
равниваются. Тогда скорость кине¬
тического горения
Wк.т== krCnor ^ kCjson-	(5>21)
71


Из (5.21) следует, что в указан¬
ных условиях на скорость горения
нельзя воздействовать ни активиза¬
цией подвода кислорода, ни улуч¬
шением аэродинамики; скорость
процесса всецело определяется ки
нетическими факторами, главным
образом температурой. Это хорошо
видно на рис. 5.6, где показано из¬
менение коэффициентов ад и k с
температурой. Поскольку ад^>А,
возможности подвода кислорода к
поверхности превышают его расход
в процессе реакции и концентрация
Саов близка к максимальному зна-
чению — £пот (зона /). По мере по¬
вышения температуры скорость ре¬
акции на поверхности быстро уве¬
личивается, а концентрация СПОв
начинает заметно снижаться (зона
//). Дальнейшее повышение темпе¬
ратуры в зоне реакции приводит к
такому положению, когда скорость
горения ограничивается возможно¬
стями доставки кислорода к реаги¬
рующей поверхности из-за недоста¬
точной скорости диффузии. Концен¬
трация кислорода у поверхности
приближается к нулю. Область го¬
рения, в которой скорость процесса
зависит от диффузионных факто¬
ров, называют диффузионной обла¬
стью горения (зона III). Здесь k
|>ад, тогда
£г=6ад/(&-|-ад) «ад, (5.22)'
а скорость диффузионного горения
ограничена условиями доставки
кислорода к поверхности и его кон¬
центрацией в окружающем потоке:
Щд.г==&гСпот ^ СдСпот- (5.23)
Диффузионную и кинетическую
области разделяет промежуточная
область горения II, в которой ско¬
рости химической реакции и под¬
вода окислителя диффузией соиз¬
меримы, и потому нельзя прене¬
бречь каким-либо из сопротивлений.
Для этой области гетерогенного го¬
рения справедливо соотношение
К =£ад/(6+ад).	(5.24)
В промежуточной и особенно в
диффузионной области интенсифи¬
кация горения возможна усилени-
72
Рис. 5.7. Области гетерогенного горения:
d — размер частиц пылевидного топлива, d\>d3>
>d3; о — скорость смешения топлива с возду¬
хом, Vi>V2>V3
ем подвода кислорода, активизаци-
ей обдувания потоком окислителя
горящих частиц топлива. При боль¬
ших скоростях потока уменьшаются
толщина и сопротивление ламинар¬
ного слоя у поверхности и усилива¬
ется подвод кислорода. Чем выше
эта скорость, тем интенсивнее пере¬
мешивание топлива с кислородом и
тем при более высокой температуре
происходит переход из кинетиче¬
ской в промежуточную зону, а из
промежуточной в диффузионную зо¬
ну горения (рис. 5.7). Аналогичный
эффект в части интенсификации го¬
рения достигается уменьшением
размера частиц пылевидного топли¬
ва. Частицы малых размеров имеют
более развитый тепломассообмен с
окружающей средой. Таким обра¬
зом, при уменьшении размера ча¬
стиц пылевидного топлива расширя¬
ется область кинетического горе¬
ния. Повышение температуры при¬
водит к смещению в область диф¬
фузионного горения.
Область чисто диффузионного
горения пылевидного топлива огра¬
ничена преимущественно ядром фа¬
кела, отличающимся наиболее вы¬
сокой температурой горения, и зо¬
ной догорания, где концентрации
реагирующих веществ уже малы и
их взаимодействие определяется за¬
конами диффузии. Воспламенение
любого топлива начинается при от¬
носительно низких температурах, в
условиях достаточного количества


кислорода, т. е. в кинетической
области.
В кинетической области горения
определяющую роль играет ско¬
рость химической реакции, завися¬
щая от таких факторов, как реак¬
ционная способность топлива и уро¬
вень температуры. Влияние аэроди¬
намических факторов в этой обла1-
сти горения незначительно.
5.2.3.	Горение жидкого топлива
Температура воспламенения
жидкого топлива (нефти, мазута)
выше, чем температура кипения его.
Поэтому при поступлении в зону
высоких температур капля мазута
вначале испаряется с поверхности
за счет подводимой теплоты, а за¬
тем пары топлива смешиваются с
воздухом из окружающей среды,
подогреваются до температуры вос¬
пламенения и горят в газообразном
состоянии. В результате на некото¬
ром расстоянии от капли гСТех в зо¬
не реакции устанавливается стехио¬
метрическое соотношение между го¬
рючими газами и кислородом и
здесь устанавливается фронт горе¬
ния (рис. 5.8), который для случая
горения капли жидкого топлива в
неподвижной окружающей среде
представляет сферу вокруг капли.
Расстояние Гстех составляет обычно
4—10(радиусов капли. Между кап-
Рис. 5.8. Механизм и характеристики горе¬
ния капли жидкого топлива
лей и фронтом горения идет интен-
сивное движение паров топлива.
Здесь практически нет кислорода и
коэффициент избытка кислорода по
отношению к парам топлива 0'<1.
В зоне реакции имеет место хи*.
мическое равновесие между коли¬
чествами топлива и окислителя
(а=1), а за ней идет догорание
остатков топлива и отвод продуктов
сгорания. Навстречу им к зоне ре¬
акции диффундирует окислитель..
Здесь он в избытке, и а>1. Кон¬
центрации паров топлива Ст и окис¬
лителя (кислорода) Сок резко
уменьшаются в пределах зоны го¬
рения в результате интенсивной ре¬
акции окисления, а температура
среды вокруг капли Т здесь дости¬
гает максимума. Горение паров
топлива протекает по законам цеп¬
ной реакции (см. 5.2.1). Поскольку
горение паров топлива протекает
при высокой температуре с актив¬
ным потреблением кислорода, а его
доставка диффузией ограничена, то
скорость процесса горения будет
лимитироваться диффузией кисло¬
рода. Отсюда следует, что горение
паров жидкого топлива протекает в
диффузионной области.
Количество кислорода, поступа¬
ющего в зону горения через шаро¬
вую поверхность, пропорционально
квадрату ее диаметра, и поэтому
небольшое удаление зоны горения
от поверхности капли (что имеет
место при интенсивном испарении)
заметно увеличивает поверхность
зоны и массовый подвод кислорода
к ней. Но более существенное влия¬
ние на обеспечение горящего топли¬
ва кислородом оказывает увеличе¬
ние суммарной поверхности испаре¬
ния капель, что достигается тонким
распылом струи поступающего на
горение топлива с образованием
мельчайших капель (тумана). Так,
при дроблении капли мазута диа¬
метром 2 мм до размера 200 мкм
(0,2 мм) образуется 1000 таких ка¬
пель, суммарная поверхность кото¬
рых будет в 10 раз больше поверх¬
ности исходной капли. В процессе
испарения капель размеры их
73


уменьшаются, сокращается, также
и зона горения, которая при пол¬
ком испаренйи капли исчезает. Ес¬
ли начальный процесс горения па¬
ров жидкого топлива будет проте¬
кать в условиях значительного не¬
достатка кислорода, то образуется
много тяжелых твердых углеводо-
родов и мельчайших частиц углеро¬
да (сажи). Такой процесс — терми¬
ческий крекинг — затрудняет даль¬
нейшее быстрое и полное выгорание
топлива, т. к. дальнейшее горение
твердой частицы с поверхности про¬
исходит медленно. Если же началь¬
ный процесс горения совершается
при необходимом количестве кис¬
лорода, то такой процесс — окисли¬
тельный крекинг — сопровождается
малым сажеобразованием и облег¬
чает дальнейшее быстрое и полное
выгорание топлива.
Основными условиями интенси¬
фикации горения жидкого топлива
являются предварительный подо¬
грев и тонкое распыление топлива,
подогрев и подача всего необходи¬
мого для горения воздуха в зону
поступления топлива, энергичное
смесеобразование, что обеспечивает
поддержание температуры в ядре*
горения на достаточно высоком
уровне — более 1500 °С.
5.3.	Развитие и воспламенение
топливно-воздушной струи
В энергетике основным типом
топок мощных паровых котлов яв¬
ляется камерная топка. Топливно¬
воздушная смесь поступает в нее из
горелочных устройств в виде пря¬
моточных или завихренных струй,
развитие которых в топочном объ¬
еме определяет условия воспламе¬
нения и интенсивность горения.
Рассмотрим вначале механизм-
развития прямоточной струи, втека¬
ющей в топочный объем, заполнен¬
ный горячими топочными газами
(рис. 5.9). Из амбразуры горелоч-
ного устройства вытекает струя,
имеющая начальные значения ско¬
рости wo, температуры Т0, концен¬
трации горючего Со. На 1 поверхно-
74
;Рис. 5.9. Структура развития свободной
турбулентной струи:
/ — выходная часть сопла (горелки); 2 — ядро
струи; 3 — пограничный слой; 4 — распределение
температур в струе; 5 — распределение концентра¬
ции горючего вещества в струе; 6 — эпюра ско¬
ростей на выходе из горелки; 7 — эпюры скорос¬
тей на основном участке; 8 — внешний угол рас¬
крытия струн; 9 — внутренний угол
сти раздела струи со средой за счет
поперечной составляющей пульса-
ционных скоростей происходит про¬
никновение массы струи в окружа¬
ющий объем и захват массы из ок¬
ружающего объема в струю. В зоне
смешения, называемой погранич¬
ным слоем струи, взаимодействие
масс подчиняется закону сохране¬
ния количества движения
MoWo-\-MiW\=XMq-\-Mi)Wcm, (5.25)'
где М0, М\ — взаимодействующие
массы струи и окружающей среды;
w0, wi — их скорости, причем для
данного условия wi=0.
В связи с этим средняя скорость
поступательного движения смеси
определяется как
wCM=M0Wo/(Afo+Afi). (5.26)
.По мере приближения к внеш¬
ней границе струи доля вовлечен¬
ной в движение массы М\ увеличи-'
вается и скорость а>См падает.
За счет турбулентного переноса
масс пограничный слой расширяет¬
ся и внутрь струи, в результате его
потенциальное ядро, сохраняющее
начальные значения Wo, Т0, С0 (не¬
возмущенная часть струи), посте¬
пенно уменьшается. Внешний угол
раскрытия струи 8 составляет 12—
14°, внутренний угол 9 расширения
пограничного слоя —6°. Сечение, в


котором оканчивается потенциаль¬
ное ядро, называется переходным, а
расстояние до него от устья горел¬
ки представляет собой начальный
участок струи So- За переходным
сечением пограничный слой распро¬
страняется на всю струю, и пара¬
метры на оси струи также начнут
изменяться по мере удаления от
переходного сечения (скорость па¬
дает, температура растет). Длина
начального участка струи
So=0,67r0/a,	(5.27)
где го — начальный радиус круглой
струи или половина эквивалентного
диаметра струи прямоугольной
формы; а — экспериментальный ко¬
эффициент структуры струи, учиты¬
вающий ее начальную турбулент¬
ность и неравномерность поля вход¬
ных скоростей.
В турбулентном потоке при чис¬
ле Re>2-104 коэффициент а=
=0,07-~0,08, откуда длина началь¬
ного участка S0= (4,2ч-5) d3l где
йэ — эквивалентный диаметр струи.
Его значение для круглого сечения
равно внутреннему диаметру выход¬
ной части горелки, а для прямо¬
угольной формы определяется по
формуле
йэ=1,13(а6)°>5,
где а, b — ширина и высота выход¬
ного сечения горелки. В переходном
сечении в зависимости от внешне¬
го угла раскрытия струи оВнш полу¬
ширина струи составит
rn.c==ro-t-<S()tg ССвиш, (5-28)
что примерно в 3 раза превышает
начальный радиус струи.
Прогрев поступающего топлива
до температуры воспламенения про¬
исходит за счет двух источников
теплоты — теплового потока излуче¬
ния от ядра факела и особенно кон¬
вективного нагрева за счет переме¬
шивания массы струи с горячими
топочными газами.
В связи с этим горелочные уст¬
ройства должны выполняться та¬
ким образом, чтобы максимально
Рис. 5.10. Структура кольцевой закручен»
ной струн на выходе из горелки:
а — общий вид; б — распределение аксиальны*
скоростей; S0 — длина начального участка;
5рц-длина зоны рециркуляции газов
интенсифицировать вовлечение го-
рячих газов в свежую струю на на¬
чальном участке и тем самым уско¬
рить воспламенение топлива. При¬
мером такого типа устройств явля¬
ется вихревая горелка с кольцевой
закрученной струей (рис. 5.10). Сте¬
пень закручивания такой струи оп-.
ределяется параметром крутки п—
= 2-1-5.
Параметр крутки можно при¬
ближенно выразить в виде
n^4wt/wa, (5.29)
где Wt — максимальная тангенци¬
альная составляющая скорости по¬
тока на выходе из горелки; гема¬
то же аксиальная составляющая
скорости.
С увеличением параметра п ра¬
стет турбулентность струи,, интен»
сивность вовлечения окружающих
газов в струю и угол раскрытия
струи.
В центральной приосевой зоне
закрученной струи создается об¬
ласть пониженного давления, куда
устремляются высокотемператур¬
ные газы. Создается рециркуляция
газов к корню струи. Длина зоны
рециркуляции также зависит от сте¬
пени крутки Spu=l,4nr0. Таким об¬
разом, основное отличие закручен¬
ной кольцевой струи от прямоточ¬
ной состоит в повышенной турбу¬
лентности и наличии кроме внешней
еще внутренней зоны вовлечения
газов в струю, что ускоряет ее про¬
грев.
75


Воспламенение горючей смеси
возможно при соблюдении двух ус¬
ловий: температура горючей смеси
должна быть не ниже температу¬
ры воспламенения; концентрация
горючего должна превышать ниж¬
ний предел воспламенения. .
У внешней границы струи, где
температура tcм наибольшая, нахо¬
дится незначительное количество
топлива, недостаточное для воспла¬
менения. В центральной зоне струи
температура недостаточна для вос¬
пламенения. Начало горения, сле¬
довательно, становится возможным
в довольно узкой, близкой к пери¬
ферии полосе струи, где выполняют¬
ся оба условия.
Фронт горения отличается по¬
вышенной турбулентностью за счет
резкого увеличения объема газов.
Фронт горения будет устойчивым,
если постоянно обеспечивается под¬
вод свежих порций топлива и воз¬
духа. Горение происходит всегда на
определенном удалении от среза
горелки, поскольку вблизи* горелки
в струе нет необходимого уровня
температур. Фронт горения уста¬
навливается в том месте, где посту-,
пательная скорость потока оказы¬
вается равной скорости распростра¬
нения турбулентного пламени. '
5.4.	Сжигание топлива
в камерных топках
В мощных паровых котлах при¬
меняется сжигание всех видов топ¬
лива: газового, жидкого и твердого
в смеси с воздухом в камерных топ¬
ках.
Приготовление такой смеси тре-,
бует предварительной подготовки
твердого и жидкого топлива, свя¬
занное главным образом с его из¬
мельчением (пылеприготовление1 и
распыление мазута).
Подготовленное для сжигания
топливо вводится в топочную каме¬
ру через горелки. Окончательный
процесс перемешивания топлива с
воздухом происходит в объеме топ¬
ки за счет энергии струй, создан¬
ных в горелочном устройстве.
76
Рис. 5.11. Зоны горения топлива в топоч¬
ной камере:
1 — зона ядра факела; 2 — зона догорания топ¬
лива и охлаждения газов; 3 — условная длина
факела; Яг г —высота горизонтального газохода
Начальный этап горения топли¬
ва происходит в условиях высокой
концентрации горючего и окислите¬
ля и при повышенной турбулентно¬
сти потока, созданной горелкой. Зо¬
на топочной камеры,- в пределах ко¬
торой идет интенсивное горение
топлива до степени выгорания
0,85—0,9, называют зоной ядра фа¬
кела. Она отличается высоким тем¬
пературным уровнем и значитель¬
ным тепловым излучением на окру¬
жающие экранные поверхности на¬
грева (рис. 5.11). По своим разме¬
рам зона ядра факела занимает
1/3—1/5 объема топочной камеры.
Остальную часть топки составляет
зона догорания топлива и охлажде¬
ния газов. Здесь сочетаются низкая
концентрация оставшегося горючего
и окислителя и слабая турбулент¬
ность газового потока, поэтому до¬
горание топлива происходит в глу¬
боко диффузионной области и идет
медлейно.
Степень выгорания топлива в
топочной камере обычно относят к
условной длине факела /ф, под ко¬
торой понимают расстояние от
устья горелки до оси топки по го¬
ризонтали, затем расстояние от
уровня горелок до уровня середины
горизонтального газохода по верти¬
кали и далее по горизонтали до
выхода из топки (рис. 5.11). На
рис. 5.12 показаны степень выгора¬
ния топлива фтл и уровень темпера¬
тур в топочной камере в зависимо-


•Риг. 5.12. Выгорание топлива и изменение
температуры газов по длине факела:
1 — характеристика выгорания антрацита; 2 — то
же мазута; 3 — температура газов при сжигании
антрацита; 4 — то же мазута
сти от относительной длины факе¬
ла ///ф при сжигании твердого топ¬
лива и мазута, полученные в испы¬
таниях на энергетических паровых
котлах большой производительно¬
сти. Из приведенных данных следу¬
ет, что в основном сгорание твердо¬
го топлива завершается на относи¬
тельной длине факела ///ф=0,35,
а мазута при ///ф=0,25.
Угольная пыль отличается поли-
фракционным составом. Ее горение
-начинается с мелких фракций, про¬
грев которых до воспламенения за¬
вершается за сотые доли секунды
'пребывания в топочной камере. Го¬
рение мелких фракций ускоряет
прогрев более крупных, но их горе¬
ние начинается уже тогда, когда
значительная часть кислорода в пы¬
левоздушной струе израсходована.
Поэтому крупные фракции создают
основную долю недожога топлива
на выходе из топки. В высокотемпе¬
ратурной области (выше 1700—
1800°С)' начинает заметно сказы¬
ваться диссоциация (расщепление
молекул СОг и НгО) с поглощением
теплоты. Эти эндотермические реак¬
ции диссоциации протекают по
-уравнениям
2С02 —»• 2СО + 02 —
—	12,70 МДж/(м*СО);
2Н20 —>■ 2Н, —|— 02 —
—	10,81 МДж/(м3Н2).
(5.30)
Чем выше температура процесса,
тем интенсивнее диссоциация про¬
дуктов сгорания, тем меньше удель¬
ное тепловыделение в данной обла¬
сти температур, горения. Но диссо¬
циация газов в высокотемператур¬
ной зоне не характеризует оконча¬
тельную потерю теплоты в процессе
горения. По мере снижения темпе¬
ратуры газов происходит явление
рекомбинации, когда образовав¬
шиеся в результате диссоциации
горючие газы СО, Нг получают воз¬
можность вступить в реакцию с Ог
и вновь образуют С02 и НгО с вы¬
делением ранее затраченной на дис¬
социацию теплоты.
Влияние количества воздуха VB,
м3/кг топлива, на температурный
уровень горения описывается зави¬
симостью, показанной на рис. 5.13.
Наибольшая температура достига¬
ется при стехиометрическом соотно¬
шении топлива и воздуха, когда
VB/V°=L Здесь V0 — теоретически
необходимый объем воздуха для
полного сжигания 1 кг топлива,.
м3/кг. По мере уменьшения коли¬
чества воздуха температура горения
убывает. Увеличение избытка воз¬
духа также приводит к снижению
температуры горения, поскольку
тепловыделение при сгорании 1 кг
топлива распределяется на боль¬
ший объем газов, состоящих из про¬
дуктов сгорания топлива и остав¬
шегося избыточного объема возду¬
ха. При организации топочных про¬
цессов уделяется много внимания
обеспечению полного сжигания топ¬
лива с минимальным избытком воз¬
духа.
В топочных камерах выделяют
три характерные температуры газо¬
вой среды: теоретическую темпера¬
туру горения Фа, максимальную
Рис. 5.13. Зависимость температурного
уровня горения от избытка воздуха в топ¬
ке
77


Рис. 5.14. Изменение температуры газов по
высоте топочной камеры
Омане и температуру газов на выхо¬
де из топки О/' (рис. 5.14).
Теоретическая (адиабатная)
температура Оа подсчитывается при
условии, что вся выделяемая в топ¬
ке теплота расходуется только на
подогрев продуктов сгорания (при
отсутствии отвода теплоты к экра¬
нам). Условно считается, ( что все
тепловыделение происходит на вы¬
ходе из горелок, на уровне их уста¬
новки в топке. Естественно, что ука¬
занная температура является толь¬
ко расчетной. Ее значения составля¬
ют от 1700 °С для сильновлажных
бурых углей до 2200 °С для мазута.
В реальных условиях процессы теп¬
ловыделения (горение) и отвода
теплоты к экранам топки за счет
излучения происходят одновремен¬
но. На начальном этапе горения
температура горящей газовой сме¬
си после воспламенения быстро по¬
вышается, растет и интенсивность
теплоотвода. Максимальная темпе¬
ратура факела Фмакс устанавливает¬
ся в ядре горения и обычно состав¬
ляет
Фмакс^ (0,8—0,9)4>а.
В зоне догорания превалирует
теплопровод к экранам. По мере
приближения к выходу из топки
температура газов падает и дости¬
гает конечного значения бч", со¬
ставляющего 1100—1250°С, при
этом экраны топочной камеры вос¬
принимают до 40—50% полного
78
тепловыделения. Остальное количе¬
ство теплоты передается конвектив¬
ным поверхностям нагрева, распо¬
ложенным за топкой.
В последнее время находит при¬
менение новый для энергетики спо¬
соб сжигания топлива в так назы¬
ваемом кипящем слое (рис. 5.15).
Этот способ представляет собой»
дальнейшее развитие слоевого спо¬
соба сжигания. Находящееся на ре¬
шетке измельченное топливо с ча¬
стицами размером 1—6 мм проду¬
вается снизу потоком воздуха с та¬
кой скоростью, что частицы «всплы¬
вают» над решеткой й совершают
возвратно-поступательные движения»
в вертикальной плоскости. Более
мелкие и частично выгоревшие ча¬
стицы поднимаются в верхнюю
часть кипящего слоя, где скорость
потока снижается, и там сгорают.
Аэродинамика кипящего слоя ха¬
рактеризуется установлением рав¬
новесия для частиц горящего топ¬
лива: вес каждой частицы уравно¬
вешивается силой давления набега¬
ющего снизу газовоздушного по¬
тока:
с}^Ра>:Оч>с!^9п, (5.31).
где wc, w„ — действительная ско¬
рость газовоздушного потока в ки¬
пящем слое и над ним, м/с; С?ч —
сила тяжести частицы топлива; для-
кубической формы частицы с раз¬
мером ребра х G4=x3pTg, кг-м/с2».
Рис. 5.15. Способ сжигания топлива в ки¬
пящем слое:
/ — камера кипящего слоя; 2 — воздухораспреде¬
лительная решетка; 3 — телловоспрннимающаят
змсевиковая поверхность


•при этом плотность топлива рт3>
>-рп; рп — плотность газовоздушно¬
го потока, кг/м3; с — коэффициент
-сопротивления частицы набегающе¬
му потоку; f — поперечное сечение
частицы, м2; g — ускорение свобод¬
ного падения, м/с2.
Наибольшую скорость поток
имеет у основания слоя (на выходе
из-под распределительной решет¬
ки), затем по мере разрыхления
-слоя скорость снижается и над ним
может быть в несколько раз мень¬
ше начальной. Это обеспечивает
•поддержание во взвешенном состо¬
янии частиц разных размеров. Од¬
нако весьма мелкие частицы могут
выносится из кипящего слоя и соз¬
дают основной источник недожога
-топлива. По сравнению с плотным
слоем топлива на решетке кипящий
-слой увеличивается в объеме в 1,5—
2 раза, его высота составляет 0,5—
1	м. Часть тепловоспринимающих
поверхностей в виде коридорного
или шахматного пучка труб разме¬
щают внутри объема кипящего
-слоя. За счет развитой кондуктив-
ной (контактной) передачи тепло¬
ты от раскаленных частиц топлива
к поверхности нагрева удельное
тепловосприятие поверхностей в
-пределах кипящего слоя возрастает
примерно в 5 раз по сравнению с
конвективным теплообменом такой
.же трубной поверхности, находя¬
щейся в газовом потоке. Это позво¬
ляет уменьшить общие размеры по¬
верхностей нагрева, особенно на
•мощных паровых котлах. Кипящий
слой характеризуется высокой плот¬
ностью горящего топлива. В 1 м3
кипящего слоя одновременно нахо¬
дится 400—600 кг топлива, в то
• время как при камерном способе
-сжигания угольной пыли в объеме
топки плотность топлива составля¬
ет 0,1—0,2 кг/м3. Температура га¬
зов в горящем слое ввиду большой
плотности топлива и наличия теп¬
лообменной поверхности остается
-относительно невысокой (800—
1000°С), что исключает перегрев
металла труб и уменьшает образо¬
вание .ряда вредных соединений
(оксидов азота, серы). Поскольку
горение топлива сосредоточено в
достаточно узкой зоне, появляется
возможность ввода в зону кипящего
слоя твердых размолотых присадок
(например, известняка) для нейтра¬
лизации (поглощения) образующих¬
ся в процессе горения окислов се¬
ры SO2 и S03. Основные трудности
промышленного освоения кипящего
слоя связаны с большими размера¬
ми площади кипящего слоя топли¬
ва для мощного котла и неравно¬
мерностью распределения воздуха
по слою, заметным износом труб¬
ной поверхности внутри слоя, труд¬
ностями удаления накапливающих¬
ся шлаков из горящего слоя и до¬
статочно высоким недожогом топ¬
лива, требующим создания системы
возврата уноса вновь в кипящий
слой. Однако ряд неоспоримых пре¬
имуществ такого способа сжигания
требует проведения дальнейших ис¬
следований. и поиска, новых конст¬
руктивных решений по совершенст¬
вованию сжигания топлива в кипя¬
щем слое.
Контрольные вопросы к гл. 5
1.	Что такое гомогенные и, гетероген¬
ные химические реакции?
2.	По каким показателям определяют
скорость горения в гомогенной и гетеро¬
генной химических реакциях?
3.	Какие основные факторы влияют на
скорость химической реакции?
4.	Ограничен ли диапазон концентра¬
ций, в пределах которых возможна реак¬
ция?
5.	Как происходит горение газового
топлива? Что такое «активные центры
реакций горения»?
6.	Назовите стадии сгорания частиц
твердого топлива.
7.	Дайте характеристику областям го¬
рения топлива. В каких областях начина¬
ется и заканчивается горение топлива?
8.	Почему зона горения испаряющейся
капли мазута находится на удалении от ее
поверхности?
9.	Почему необходимо тонкое распыле¬
ние поступающего. на горение мазута?'
•	10. Объясните структуру прямоточной
струи на начальном участке. В чем отли¬
чие этой структуры на основном участке
струи?
11.	Какие преимущества имеет вихре¬
вая струя?


12.	Чем характеризуется зона ядра
факела?
13.	В чем выражается процесс диссо¬
циации газов? При каких температурах он
происходит? .
14.	Какие температуры газов в топке
и в котле относятся к определяющим?
Что они определяют?
15.	Как происходит горение топлива в
кипящем слое?
Г лава шестая
ПРОДУКТЫ СГОРАНИЯ ТОПЛИВА
6.1.	Состав продуктов сгорания
Горение представляет реакцию
соединения горючих элементов то¬
плива (углерода, водорода, серы)
с- окислителем — кислородом воз¬
духа. В основном сгорание топлива
происходит в парогазовом состоя¬
нии. Даже твердое топливо внача¬
ле в значительной мере газифици¬
руется и затем сгорает. В данной
главе рассматриваются образую¬
щиеся объемы газообразных про¬
дуктов в результате сгорания топ¬
лива.
Процесс 'окисления исходных ве¬
ществ до образования конечных
продуктов сгорания проходит, как
известно из гл. 5, через ряд проме¬
жуточных стадий, связанных в цепь
последовательных быстротекущих
реакций. Цепочки реакций лавино¬
образно разветвляются и за корот¬
кое время охватывают весь объем
готовой горючей смеси. Отдельные
цепи реакций, попав в неблагопри¬
ятные условия (нехватка кислоро¬
да, низкая температура у поверх¬
ности) могут обрываться. Таким
образом, кроме окончательных со¬
единений в составе продуктов сго¬
рания оказываются и промежуточ¬
ные.
Состав продуктов сгорания при
сжигании 1 кг твердого или
жидкого топлива или 1 м3 газового
топлива можно записать в следую¬
щем виде:
1 кг (»H>'.= V+va+vM +
1	i	1
+v»,+ Vo.
I	1
+ Vcorb ^н, + ^сн.»	(6.1)
1	3	* 1
где VB — объем воздуха, м3, ис¬
пользованного для сжигания 1 кг
(м3) топлива; V^, VSOa и другие
составляющие — объемы отдель¬
ных газов в продуктах сгорания,
м3/кг (м3/м3*). Продукты сгорания
топлива удобно разбить на три
группы. Цифрой 1 в (6.1) обозна¬
чены продукты полного окисления
горючих элементов топлива. Они
состоят из объема трехатомных су¬
хих газов, обозначаемых обычно
через
V ro, = ^со, 4" Vso„	(6-2)
и объема водяных паров VH>0. В со¬
ставе трехатомных сухих газов всег¬
да	Vso>, поскольку содержание
серы в топливах мало. Цифрой 2
обозначены объемы азота и кислоро¬
да, представляющие собой остаток
сухого воздуха после, горения топли¬
ва, и водяные пары. Здесь VNl>V0l,
так как кислород в значительной ме¬
ре израсходован на окисление. Объем
водяных паров Уя п включает в себя
испарившуюся влагу топлива и влаж¬
ность самого воздуха. Цифрой 3 обо¬
значены продукты неполного окисле¬
ния горючих элементов топлива, при
этом	> V-H> > Vq^. Соотношение
между объемами Vqj : VHj в среднем
составляет 3:1. Наличие в продук-
* В дальнейшем условно единицы
удельных объемов будут относиться к
1 кг топлива.
80


тах неполного сгорания объема
VCH говорит о грубых отклонени¬
ях режима горения от нормы.
Рассмотрим полное сгорание топ- (
лива при условии, когда в продуктах
сгорания Vc0—0; VHj = 0; VCHj=0 и
нет остаточного кислорода; VQi = 0.
Количество воздуха, необходимое
для полного сгорания 1 кг (м3) топ¬
лива при условии безостаточного
использования кислорода, называ¬
ют теоретически необходимым объ¬
емом воздуха У.0. В этом случае
согласно (6.1) образуется теорети¬
ческий объем продуктов сгорания
V°r, который будет состоять:
V? = Kooi + Vso, + V0Hlo + V'S,. (6.3)
Здесь выделяют теоретический объ¬
ем сухих газов
Vc.r = Усо,+ ^soa +	= Vroj+Vn,
(6.4)
и полный объем газов
vr°=v2.r+v&,o.	(6.5)
При этом в объем Ун,о входят все
составляющие водяных паров в про¬
дуктах сгорания, рассмотренные вы¬
ше (Ун,о=Ун,о + Ув.п). а объем У®,
образуется в основном из азота
воздуха с небольшим дополнением
азота из топлива, выделяющегося
из него при нагреве вместе с дру¬
гими летучими газообразными ве¬
ществами.
Объем сухих трехатомных газов
VROi в формулах (6.2) и (6.4) одина¬
ков и не зависит от того, подан на
горение теоретический объем возду¬
ха У°в или большее его количество
Ув>У°в, поскольку содержание С02
и S02 в атмосферном воздухе очень
мало и не учитывается в расчетах.
Объем других составляющих про¬
дуктов сгорания будет при этом из¬
меняться. Поэтому для обозначения
объемов, соответствующих теорети¬
ческим условиям горения, вводится
индекс 0.
6-5185
При полном сгорании топлива в
любом избыточном количестве воз¬
духа в зоне горения, т. е. при;
Ув>У°в, образуется одинаковый
теоретический объем газов У°г [см.
формулу (6.3)], а увеличение объ¬
ема продуктов сгорания сверх V°r
определяется только избыточным
количеством воздуха ДУВ=УВ—У®&
и водяными парами, содержащими¬
ся в нем, ДУн,о-
В действительных условиях не¬
возможно довести топливо до пол¬
ного сгорания при теоретически не¬
обходимом объеме воздуха вслед¬
ствие несовершенства перемешива¬
ния топлива с воздухом в большом
топочном объеме за короткое'время
пребывания газов в нем (1—2сек).
Поэтому для обеспечения полноты
сгорания топлива, удовлетворяюще¬
го экономическим показателям ра¬
боты парового котла действитель¬
ный объем воздуха в зоне горения
всегда несколько больше теоретиче¬
ского. Отношение этих объемов на¬
зывают коэффициентом избытка
воздуха в продуктах сгорания:
а= VB/-V°B.	(6.6)
В практике значение коэффициента
избытка воздуха фиксируют на вы¬
ходе из топочной камеры, относят
его к топке в среднем и обозначают
ат. Доля избыточного воздуха в
топке зависит от сорта топлива,,
способа его сжигания и конструк¬
ции топочного устройства. Твердое
топливо, отличающееся большим
выходом летучих веществ, легче-
воспламеняется и быстрее сгорает.
Оно относится по условиям горения-
к высоко реакционным топливам,
поэтому нуждается в меньшем из¬
бытке воздуха, чём топливо с малым
выходом летучих. Эффективное пе¬
ремешивание топлива с воздухом'
достигается в газовоздушных сме¬
сях, поэтому сжигание мазута и га¬
зового топлива требует наименьше¬
го избытка воздуха. Разный избы¬
ток воздуха нужен при сжигании,
одного и того же топлива, но в раз¬
ных топочных устройствах (напри¬
мер, в прямоточной или вихревой
8»


топочной камере), отличающихся
эффективностью перемешивания.
Расчетный коэффициент а* уста¬
навливается с учетом всех факто¬
ров согласно Нормам теплового
расчета котельных агрегатов [5].
Обычно его принимают для разных
топлив в следующих пределах:
.Для твердых	 1,15—1,25
.Для жидких		 1,02—1,1
Для газовых	 1,05—1,1
Уменьшение избытка воздуха дает
экономию расхода энергии на тя¬
годутьевых машинах и повышает
КПД котла. Однако его снижение
ниже расчетного значения ат ведет
к быстрому росту недожога топли¬
ва и снижению экономичности кот¬
ла.
6.2. Объем продуктов сгорания
Объем воздуха, необходимый
для полного сгорания топлива, оп¬
ределяют для твердых и жидких
топлив на основании составления
реакций горения горючих элементов
топлива.
При взаимодействии углерода с
кислородом имеем
С + 02 = С02 или Мс+М^М^,
(6.7)
где масса углерода Мс=12 кг, кис¬
лорода M0t = 32 кг и углекислоты
■Л4со> — 44 кг. Отсюда на 1 кг С рас¬
ходуется MQJMC — 2,66 кг, или
1,866 м*. 02* (при плотности кисло¬
рода р0а= 1,428 кг/м’). Аналогично
•при горении серы:
S + 02=S02 или Ms+M0a=MS0t,
(6.8)
где Ms=M0j=32 кг, a MSOt =
= 64 кг. В этом случае на 1 кг S
расходуется 1 кг или 0,7 м’02.
* Здесь и в дальнейшем, если это не
оговорено особо, объемы воздуха и газов
приводятся в кубических метрах для нор¬
мальных условий, т. е. при 0 °С и
760 мм рт. ст.
82
При сжигании водорода топлива
2Нг+02 = 2Н20 или 2MHt + MQt =
= 2МНг0.	(6.9)
При MHt = 2 кг расход кислорода
на 1 кг Н2 составит M0J2MHt —
= 8 кг, или 5,55 м3 02.
Так как содержание кислорода в
воздухе по объему составляет при¬
мерно 21%, или 1/4,76 часть, то
теоретически необходимый объем
воздуха получается путем сложе¬
ния объемных расходов кислорода,,
использованных на горение отдель¬
ных горючих элементов С, S, Н, вы¬
раженных в долях от 1 кг топлива,
с введением пересчетного коэффи¬
циента 4,76. При этом учитывается,
что кислород, находящийся в са¬
мом топливе, Ор окисляет часть го¬
рючих элементов, что несколько
уменьшает расход воздуха на горе¬
ние. Тогда для горения 1 кг рабочей
массы топлива теоретически необ¬
ходимый объем воздуха составит
V.0 = 4,76 Л ,866— + 0,7 —+
в ’ V ’	100^ ККГ
+ 5,55—-——V (6.10а)
1	100	100 Ро, /
или после преобразования форму¬
лы
У°в=0,0889 (Cp+0,375Sp) +
+0.265НР—0,03330.	(6.106)
При сжигании газового топлива
расчет расхода кислорода на горе¬
ние производят для каждого из со¬
ставляющих его горючих газов от¬
дельно с учетом процентного содер¬
жания в составе газового топлива.
Расчетные формулы для определе¬
ния У°в приведены в табл. 6.1. Объ¬
емы продуктов сгорания также оп¬
ределяют, пользуясь формулами
(6.7) — (6.9) и предварительно уста¬
новив объемы образующихся масс
Мсо>, Msot> AfHi0 при сжигании со¬
ответственно 1 кг Ср, Sp, Нр (м3/кг) :
1 44 1 =1,866;
V =Мсо'
со,
М,
с Рсо, 12 !.964
(6.11)


Таблица 6.1. Теоретические объемы воздуха и продуктов сгорания (м3/кг или м3/м3)
Объем
Топливо
Расчетная формула
Теоретический
воздуха
Твердое и жидкое
Ув° = 0,0889 (CP + 0.375SP) + 0.265НР—0,0333 ОР
Газовое
VB° = 0,0476 [2СН4 + 0.5СО+ 0,5Н2 +
+S j СА — 02 ]
Трех атомных
сухих газов
Твердое и жидкое
yROa = 0,01866 (СР+ 0,375 SP)
Газовое
^ROa = 0,01 СО + С02
Водяных паров
Твердое и жидкое
VH,0 = °.111Нр + 0,0124^ + 0,0161V®
Г азовое
V&.0 = 0.01 (2СН4 + н2 + стн» +
+ 0,124drj + 0,0161У«В
Азота
Твердое и жидкое
V®,a = 0,79V® + 0,008Np
Газовое
У&, = 0,79У°+ 0,0Ш2
Примечание:	—■ влагосодержанне газа, г/кг.
МВОй 1	_ 64
1
Tso		—=0,7;
1	Pso, 32 2.858
H,Q
^н,о 1 _ 18	1
^Н, Рн.О 2 °.804
(6.12)
= 11.1;
(6.13)
При этом отметим следующие
важные положения. Объемы Vco и
^SO, оказываются равны объему
затраченного на их сжигание кисло¬
рода. т. е. Vco = Vo, и Vso,=Vo,.
Поскольку объем азота не изменя¬
ется, то отсюда следует, что теоре¬
тический объем сухих газов равен
объему воздуха, затраченного на
горение углерода и серы:
V°c.r = Vco, + V so, + V°N, = Vo, +
+ Vn, = V°.	(6.14)
При горении водорода топлива объ-
6*
ем образующихся водяных паров в*
2	раза превышает объем затрачен¬
ного на горение воздуха (VB=
=26,5 м3/кг Н2 против VHj0 =
= 53 м3/кг Н2). Таким образом,,
теоретический объем газов Vr° при
наличии в топливе водорода всегда
больше теоретически необходимого'
объема воздуха V°B даже при сжи¬
гании «сухого» топлива, лишенного-
внешней влаги.
Полный объем водяных паров в
продуктах сгорания . образуется в
3	результате:
горения водорода топлива
(6.15)
испарения влаги топлива
v-'=mto=°'m4w’’ <6-,6)
поступления водяных паров с
атмосферным воздухом, если при¬
нять в соеднем его влагосодержание
8$


«dB=0,01 кг/кг,
VB1 = ^2^2.=0,0161V°B, (6.17)
РнаО
:тде рв= 1,293 кг/м3 — плотность су-
:хого воздуха при атмосферном дав-
.лении р=0,1 МПа и i=0°C.
Объем азота в продуктах сгора¬
ния может несколько увеличиться
за счет освобождения азота топли¬
ва:
(6-18)
■где pNa = 1,25 кг/м3 — плотность азо¬
та при р=0,1 МПа и i=0°C.
Формулы для расчета теоретиче¬
ских объемов продуктов сгорания
для различных видов топлив при¬
ведены в табл. 6.1. Действительные
объемы продуктов сгорания будут
больше с учетом избытка воздуха,
находящегося в газовом потоке:
y^WMo—1)V°B.	(6.19)
При работе парового котла под
-наддувом избыток воздуха на выхо¬
де из топки ат равен его значению
•в горелке аГОр и сохраняется неиз¬
менным по всему газовому тракту,
так как все его газоходы в этом слу¬
чае имеют небольшое избыточное
давление и выполнены газоплотны-
ми (исключение составляет регене¬
ративный воздухоподогреватель).
При работе котла под разреже¬
нием, создаваемым дымососами,
•происходит подсос в газовый тракт
холодного воздуха из окружающей
•среды через возникающие неплотно¬
сти в местах сопряжения отдельных
элементов котла.
За счет этого растет избыток
воздуха, объем продуктов сгорания
постепенно увеличивается, снижа¬
ется температура газов (рис. 6.1).
Присосы определяются в долях от.
теоретически необходимого объема
воздуха
Aoi=>AVt/V°B, (6.20)
где ДVt- — объем присосанного воз¬
духа в пределах i-й поверхности па¬
рового котла.
Тогда избыток воздуха за i-й по
порядку поверхностью нагрева по-
•84
Рис. 6.1. Присосы холодного воздуха в
котле и пылесистеме:
1 — первичный воздух; // — вторичный воздух
еле топки определяется как
a,=aT+SA a,.	(6.21)
В топочной камере также имеют
место присосы воздуха Дат. С уче¬
том этого избыток воздуха в зоне
горения будет составлять
drop—ctx Д ct*r •	(6.22)
Объем уходящик газов, определяе¬
мый за последней поверхностью
котла, можно найти по следующей
формуле:
Vy*=n+(ay*-l)V0B.	(6.23)
Он состоит из объема продуктов
полного сгорания топлива У°г и
всего избыточного воздуха ДУиэб,
которое можно разделить на две со¬
ставляющие:
Д У„зб= (arop— 1} Ув°+2Да; VB°,
(6.24)
где (drop—1) — избыток воздуха в
зоне горения.
Первое слагаемое в формуле
(6.24)	характеризует организован¬
ный избыток воздуха, необходимый
для обеспечения достаточно полно¬
го сжигания топлива. Второе сла¬
гаемое — вредные присосы холод¬
ного воздуха.
6.3.	Контроль
за избытками воздуха
при эксплуатации
парового котла
Для обеспечения. в эксплуатации опти¬
мальных условий горения торлива и мини¬
мума присосов воздуха необходим посто-


янный контроль за избытками воздуха
в газовом тракте. На электростанциях
используют два метода определения этого
показателя. Основным является метод пря¬
мого определения остаточного кислорода
в потоке дымовых газов с помощью кисло-
родомера. Определение содержания кисло¬
рода в газовой смеси основано на исполь¬
зовании магнитных свойств молекул кисло¬
рода, чем не обладают другие газы
многокомпонентной газовой смеси. При по¬
стоянном протоке через кцслородомер не¬
большой доли дымовых газов из заданного
места газового тракта прибор выделяет со¬
держащийся в газах кислород и фиксирует
количество 02 в процентах от объема су¬
хих газов (водяные пары предварительно
конденсируются и улавливаются).
Пересчет процентного содержания кис¬
лорода на значение избытка. воздуха про¬
изводят следующим образом. Если пренеб¬
речь незначительным увеличением объема
продуктов сгорания за счет освобождения
азота из топлива, тогда согласно (6.14)
объем сухих газов V0.r=VB. Остаточный
кислород в продуктах сгорания в процен¬
тах от объема сухих газов можно выразить:
о2
С учетом
тогда
0,21 (а— 1) Ув°
.100.
Ус.г
ранее сказанного Vc.r
21 (а— 1)
(6.25)
=alV,
(6.26)
и окончательно в отношении искомого
избытка воздуха получим
а=21/(21—02),	(6.27)
где 02 — содержание кислорода в продук¬
тах сгорания по показанию кислородоме-
ра, %.
Кислородомер определяет процентное
содержание 02 в потоке газа, охлажденно¬
го до 40 °С и содержащего пары влаги до
насыщения ими газового объема. При рас¬
чете по (6.27) это не учитывается в связи
с чем несколько завышается действительное
значение избытка воздуха в продуктах сго¬
рания. Если ввести коэффициент р, учиты¬
вающий различие в объемах влажного и
сухого газа, тогда формула для определения
избытка воздуха примет вид
а= (21—р02) /(21—02).	* ;(6.28)
Коэффициент р принимают равным для
твердого топлива 0,02, мазута 0,05, природ¬
ного газа 0,10. Определение избытка возду¬
ха по (6.28) справедливо при полном сго¬
рании топлива. Если в дымовых газах есть
продукты неполного сгорания (СО* Н2), то
не весь кислород следует считать избыточ¬
ным. Часть его должна быть израсходова¬
на на окисление этих продуктов. Так как
для сжигания одного моля СО или Н2 рас¬
ходуется по 0,5 моля кислорода, то при
известном процентном содержании в газах
СО и Н2 необходимое для их дожига¬
ния количество кислорода, .%, составит
0,5(СО+Н2), и на это значение следует
уменьшить действительный избыток возду¬
ха в продуктах сгорания. Тогда формула.
(6.28) примет вид
21—Р02
21 — [02— 0,5 (СО + Н2)]’
(6.29)
Содержание продуктов неполного сгорания
(СО, Н2, СЕЦ) в объеме дымовых газов
находят методами газовой хроматографии,
при испытаниях котлов применяют также
ручные газоанализаторы ВТИ.
Другой метод определения избытка
воздуха в продуктах сгорания основан на
установлении процентного содержания в по¬
токе продуктов сгорания сухих трехатом¬
ных газов ИО^СОг+ЗОг, где
RO,= -S^ 100.	(6.30)
V о.г
Объем сухих трехатомных газов опре¬
деляют в объемных (волюмометрических)
газоанализаторах методом поглощения
COH-S02 из объема продуктов сгорания
раствором щелочи (едкого кали), а при
использовании газовых хроматографов —
поглощением их в колонке с активирован¬
ным углем СКТ с последующей десорбцией
газов и определением их концентрации
в детекторе.
При полном сгорании топлива в сте¬
хиометрических соотношениях (а=1) и при
условии, когда содержание водорода и
кислорода в топливе соответствует выраже¬
нию Нр=Ор/8, весь водород топлива счи¬
тается окисленным кислородом топлива, и
в соответствии с формулой (6.30)
VRO
R02° = 77Г~~^ 100 = 21%.
v с.г
Однако во всех твердых и жидких топли¬
вах Нр>Ор/8. Тогда остаток водорода
ДНр = Нр—Ор/8 будет окисляться за счет
кислорода воздуха и образует водяные
пары. Остающийся при этом объем азота
AVn, войдет в состав сухих газов, а ма¬
ксимальное содержание сухих трехатомных
газов будет меньше 21 %
R02M3KC:
ROa
У'с.г+ДК*,
100 =
ROa
v°
v с.г
100
(6.31)
и тем меньше, чем больше разность между
Нр и Ор/8. Значения R02MaKC, %, находят¬
ся в следующих пределах:
Для твердого топлива	18—20	%
Для мазута	16—17	%
Для природного газа	11—13	%
V,
При а>1 объем сухих газов составит
= 1/°с.г+ДУв и
ro2
ROa
^.г + ДУв
100
85


«Г,7
1/,
I
|w
гг
§■
I 7 0
>’ 9	10	11 12 13 П 15 16 17 18
' Содержание RO? 8 дымовых газах,o/o
19
Рис. 6.2. Номограмма для приближенного
определения коэффициента избытка возду¬
ха в продуктах сгорания
будет меньше, чем RO2MaK0. Поскольку при
этом объем VROt не изменяется, отно¬
шение
R02aKC
ro2
у°г + ДУв	Ув
1/0	^ I/O
* с.г	г в
а. (6.32)
В практике для определения коэффициента
избытка воздуха а по данным анализа на
R02 пользуются номограммами (рис. 6.2).
Анализ порции дымовых газов на содержа¬
ние R02 проводят ручными газоанализато¬
рами (приборами ВТИ, ОРСА). Данный
метод определения коэффициента а явля¬
ется косвенным (не прямым). Надежность
определения зависит от того, насколько
точно известно для данного топлива зна¬
чение R02MaKC, поскольку на электростан¬
цию топливо поступает не всегда постоян¬
ного состава, а также от тщательности вы¬
полнения анализа отбираемых дымовых га¬
зов на содержание R02.
Затруднения с применением указанного
углекислотного метода для оценки а воз¬
никают при сжигании топлив, содержащих
в минеральной части карбонаты, которые
при термическом разложении выделяют до¬
полнительный, часто переменный объем
С02. Преимущество прямого метода опре¬
деления избытка 02 в дымовых газах
с использованием кислородомеров состоит
в том, что результат измерения не зависит
от состава топлива, наличия или отсутствия
в нем С02, появившегося не за счет сгора¬
ния углерода. Этот метод применяют так¬
же при сжигании смеси топлив с разными
характеристиками (например, твердого топ¬
лива и мазута).
Контроль за избытком кислорода'- на
котле обычно производят в двух точках
газового тракта: в поворотной камере и за
воздухоподогревателем (в уходящих газах).
Значение 02 в поворотной камере характе¬
ризует долю избытка воздуха в топке, по¬
скольку присосы в горизонтальном газо¬
ходе, как правило, небольшие, так как не¬
значительно разрежение газов в этой части
86
тракта. Полученное значение 02 достаточ¬
но точно может быть пересчитано на усло¬
вия выхода из топки. Избыток воздуха
в уходящих газах характеризует общее со¬
стояние плотности котла и общий объем
уходящих газов, а разность показателей *
02 в поворотной камере и уходящих газах
дает оценку доли присосов холодного воз¬
духа в.конвективной шахте.
6.4.	Энтальпия
продуктов сгорания
Расчет энтальпий продуктов сгорания
необходим для определения тепловосприя-
тия поверхностей нагрева и изменения теп¬
лосодержания газового потока. При тепло¬
технических расчетах принято удельную
энтальпию продуктов сгорания, как и
удельные объемы, определять для объема
газов, получающегося при сгорании 1 кг
или 1 м3 топлива. Обычно это значение
энтальпии обозначают- буквой Я и выра¬
жают в кДж/кг или кДж/м3. Так как теп¬
лоемкости газов в составе продуктов сго¬
рания различны, то энтальпии компонентов:
дымовых газов подсчитывают отдельно.
Так, энтальпия теоретического объема про¬
дуктов сгорания при температуре газов
°С, составляет
( ^RO*CROa +	+ VHaOCHaO +
Дуя ТОО Сзл) ^9	(6.33)
где cROa, cNa, сНа0— объемные теплоемко¬
сти отдельных компонентов дымовых газов,!
взятые при расчетной температуре газов О,
кДж/(м3-К); Сэл — теплоемкость золовых
частиц, кДж/(кг-К); ауп — доля золовых
частиц, уносимая потоком газов.
Последний член уравнения (6.33), ха¬
рактеризующий энтальпию золовых частиц,,
учитывается только при сжигании высоко¬
зольных топлив.
Энтальпия газов при избытке воздуха
а>1 определяется как
Яг=#г°+ДЙв=Яг°+(а— 1)ЯВ°. (6.34)
Здесь Яв° — энтальпия теоретического объ¬
ема воздуха;
Яп0=Уп°СвО,	(6.35)
где св — объемная теплоемкость воздуха,.
кДж/(м3*К).
Расчеты энтальпий газов при различ¬
ных температурах представляют в виде*
Я, ^-диаграммы (рис. 6.3).
Величина Яг° при одинаковых темпе¬
ратурах всегда выше, чем Яв°, поскольку*
объем газов УГ0>УВ0, а объемные теплоем¬
кости трехатомных газов cROa, снао боль¬
ше теплоемкости воздуха св. При работе
котла с уравновешенной тягой и наличии-
присосов по газовому тракту значения эн¬
тальпий Яг получают с учетом избытка воз-


Рис. 6.3. tf, О-диаграмма воздуха к про¬
дуктов сгорания для парового котла:
а -г при работе под разрежением; б — при рабо¬
те под наддувом
духа за каждой из поверхностей и только
для той области температур, в которой эта
поверхность размещается (рис. 6.3,а). По¬
этому графическое изображение зависимо¬
сти Яг=/(Ф) носит «ступенчатый» характер.
В котлах, работающих под наддувом,
избыток воздуха во всех поверхностях до
воздухоподогревателя одинаков и равен на¬
чальному избытку в горелке (рис. 6.3,6).
В воздухоподогревателях (трубчатых й ре¬
генеративных) в основном происходит' не
присос холодного воздуха извне, а переток
нагреваемого воздуха в газовый тракт за
счет достаточно большого перепада давле¬
ний между воздушным и газовым потока¬
ми и наличия неизбежных зазоров (реге¬
неративный вращающийся воздухоподогре¬
ватель) либо неплотностей (трещин, сви¬
щей) в трубчатых воздухоподогревателях.
Этот переток воздуха не зависит от того,
под наддувом или разрежением работает
котел.
Контрольные вопросы к гл. 6
1.	Перечислите характерные компонен¬
ты продуктов сгорания.
2.	Почему действительный объем возду¬
ха для горения должен быть больше тео¬
ретического?
3.	Как найти значение Vb° по извест¬
ному составу топлива?
4.	Чем отличаются значения VB° и
V°C.T и значения VB и Vr при а>1?
5.	Как найти значение Vv на выходе
из котла? Какие данные для этого надо
иметь?
6.	Назовите способы определения коэф¬
фициента избытка воздуха на работающем
котле. Какой из них более точный?
7.	В каких местах газового тракта кон¬
тролируют избыток воздуха в эксплуата¬
ции?
8.	Как найти энтальпию газов в задан¬
ном месте газового тракта? Что нужно для
этого знать?
Глава седьмая
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТОПЛИВА
7.1.	Общее уравнение
. теплового баланса котла
При работе котла неизбежны
потери, поэтому степень экономиче¬
ского совершенства парового котла
характеризуется его коэффициентом
полезного действия (КПД).
Для определения КПД состав¬
ляют тепловой баланс, под которым
понимают распределение выделив¬
шейся теплоты при горении топлива
на полезную часть для получения
пара требуемых параметров и на
тепловые потери.
При сжигании 1 кг (или 1 м3)
топлива наибольшее количество те¬
плоты, которая может выделиться в
топке, называют располагаемой те¬
плотой топлива:
Qpp=Qph+Q в.вшп +Q™+Qn—Qk,
(7.1)
где QPp — располагаемая теплота
1 кг (или 1 м3) топлива, МДж/кг
(или МДж/м3); Qph — низшая
удельная теплота сгорания топлива
на рабочую массу, МДж/кг (или
МДж/м3); Qb-внш — теплота, вне¬
сенная в топку воздухом при подо¬
греве ёго вне агрегата, МДж/кг
(или МДж/м3); эта теплота учиты¬
вается в тех случаях, когда воздух
предварительно, до поступления в
воздухоподогреватель, пбдогревает-
87


ся от постороннего источника, на¬
пример в калориферах паром из от¬
бора турбины; Qтл — физическая
теплота топлива, получаемая также
при внешнем его подогреве,
МДж/кг, например при сжигании
мазута и подогреве его паром до по¬
ступления в топку; Qп — теплота
пара, поступающего в форсунку
для распыления мазута, МДж/кг;
<2к — теплота, затраченная на раз¬
ложение карбонатов исходного то¬
плива прй его нагреве, МДж/кг
(учитывается при сжигании слан¬
цев).
Количество теплоты, внесенное
воздухом при подогреве его вне
котла, определяют по формуле
QВ.ВНШ== Явп V^bCb (t\	ix.s) ,	(7.2)
где а;п — коэффициент избытка
воздуха на входе в воздухоподогре¬
ватель; св. — теплоемкость возду¬
ха, МДж/(м3-К); tx.B, t'b — тем¬
пература холодного воздуха и воз¬
духа перед поступлением в воздухо¬
подогреватель (за калориферной
'установкой).
Физическая теплота топлива при
внешнем подогреве
фтл = Стл^тл>	(7-3)
где tTji — температура топлива, °С;
Стл — удельная теплоемкость то¬
плива, МДж/(кг-К).
Теплота, внесеннаая паром при
распылении мазута,
Qn=dn(h—2,26),	(7.4)
где dn и h — удельный расход па¬
ра, поступающий в форсунку на
распыление мазута, кг/кг, и его эн¬
тальпия, МДж/кг; 2,26 — энталь¬
пия пара при температуре уходящих
газов, МДж/кг.
При сжигании сланцев неболь¬
шая доля теплоты, выделяющейся
при горении, расходуется на разло¬
жение карбонатов. Она пропорцио¬
нальна образованию углекислоты
СОк2 из карбонатов рабочей массы
сланцев (CaC03, MgC03) и при
сжигании топлива в топках опреде¬
ляется по формуле
Qk=0,04COk2,	(7.5)
88 .
где 0,04 — средний расход теплоты,
на разложение карбонатов при об¬
разовании 1 % углекислоты,.
МДж/кг.
Для большинства твердых топ¬
лив принимают Qpp=QrH- Заметное-
их различение (Qpp>Qhp) имеет
место при сжигании углей с высо¬
кой влажностью и сернистостью,,
когда необходимо учитывать значе¬
ние Qb.bhui. так как требуется подо¬
грев воздуха для повышения тем¬
пературы металла воздухоподогре¬
вателя во избежание сернокислот¬
ной коррозии. При сжигании мазу¬
та обычно Qpp=QpB+Q™+Qn-H
+Qb.bbiii, а в случае сжигания слан¬
цев Qpp=Qhi4-Qk.
Располагаемое количество теп¬
лоты Qpp могло бы быть полно¬
стью использовано, если бы при ра¬
боте котла не было потерь. Часть-
теплоты, которая затрачивается на.
подогрев и испарение воды в тру¬
бах поверхностей нагрева, а также
на перегрев пара, составляет ис¬
пользованную теплоту. Друга»
часть располагаемой. теплоты, ко¬
торая по условиям технологическо¬
го процесса не может быть исполь¬
зована, составляет тепловые поте¬
ри.
Запишем уравнение теплового»
баланса котла в следующем видез
QPP = Qi +Q,+ Q,+Q,f+Q.+ Q.-
Исполъзо-	Тепловые потери
ваняая теплота
(7.6).
Вводимая в топку располагаема»
теплота горения 1 кг топлива вме¬
сте с дополнительными источника¬
ми в основном (на 90—95%) пере¬
дается рабочей среде в поверхно¬
стях нагрева и используется на по¬
лучение перегретого пара высокого-
давления и пара вторичного пере¬
грева. Остальная часть теплоты со¬
ставляет различные потери.
Использованное количество те¬
плоты в паровом котле Qi опреде¬
ляется повышением энтальпии ра¬
бочего тела (вода, пар) при про¬


хождении поверхностей нагрева:
-V)+%4/w,-An..). (7J)
•где Dпе, DBt — расход свежего к
.вторично перегретого пара, кг/с;
£>Пр — расход продувочной воды из
.барабана котла с естественной или
принудительной циркуляцией для
поддержания заданного солевого
режима в контурах циркуляции,
кг / с; /tn.ni /tn.B. Акип — энтальпия пе¬
регретого пара, питательной воды,
поступающей в экономайзер котла,
и воды на линии насыщения при
давлении в барабане, кДж/кг; А"вт,
А'вт — энтальпия вторично перегре¬
того пара на выходе из промежу¬
точного перегревателя и входе в не¬
го, кДж/кг; В — расход сжигаемо¬
го топлива, кг/с или м3/с.
Это же количество теплоты
молено выразить также через тепло-
восприятия отдельных поверхностей
нагрева котла:
Qi = Qt.k+Qkir+'Qbt-1"Q3k, (7.8)
где Qt.k — тепловосприятие рабочей
среды в поверхностях топочцой ка¬
меры, кДж/кг; Q*5!ie, Qbt — тепло-
восприятие пара в конвективных
поверхностях основного и промежу¬
точного (вторичного) перегревате¬
лей, кДж/кг; <2эк — тепловосприя¬
тие экономайзера, кДж/кг.
Из уравнения (7.8) видно, что
тепловосприятие' воздухоподогрева¬
теля прямо не входит в тепловой
баланс котла. Это связано с тем, что
теплота поступающего в топку горя¬
чего воздуха получается за счет те¬
плообмена с продуктами сгорания,
т. е. является внутренним источни¬
ком теплоты. Эта часть теплоты ре¬
циркулирует внутри газовоздушного
тракта. Вместе с тем ввод горячего
воздуха в зону сжигания топлива
повышает температуру газов, ско¬
рость горения топлива и глубину
его выгорания, т. е. приводит к рос¬
ту эффективности использования
топлива.
Рис. 7.1. Баланс теплоты парового котла:
/ — топочная камера; 2, 3 — пакеты пароперегре¬
вателя; 4 — экономайзер; 5 — воздухоподогрева¬
тель
Общий баланс теплоты в паровом
котле показан на рис. 7.1. Здесь те¬
плота горячего воздуха фг.в показа¬
на в виде замкнутого внутреннего
контура.
Для повышения доли полезно
используемой теплоты требуется
сведение до минимума тепловых по¬
терь, перечень которых приведен в
табл. 7.1.
Связь между абсолютной и от¬
носительной потерями теплоты вы-
Таблица 7.1 Потери теплоты при
работе парового котла
Абсолютные
потери тепло¬
ты, МДж/кг
или МДж/м*
Относитель¬
ные потери
теплоты, %
Наименование потери
теплоты
в.
<72
С уходящими газами
л3
<7з
От химического недожога
Qt
Я А
От механического недо¬
жога
Оь
<75
От наружного охлаждения
Q.
<7в
С физической теплотой
удаляемого из топки
шлака


Потеря с уходящими
газами 7,0%
Потеря от мехами
ческого недо-&р£^
того
Каменный Антрацит
уголь 1%
Потеряв
окружающую
среду 0,3%
Потеря с уходящими
газами St8%
Потеря от химического
недожога 0,1%
Потеря в
окружающую
среду 0,2%
Потеря со
шлаком 0,1%
* Прочие
4
Прочие
пот ери О, Г/.
Прочие
потери 0,1‘А
6)
Рис. 7.2. Потери теплоты к-
КПД однокорпусного кот¬
ла производительностью
1000 т/ч пара:
а — при сжигании каменного
угля (пунктиром — при сжига¬
нии антрацита); 6 — при сжи¬
гании мазута
раж'ают формулой
<7, =£-100,	(7.9)
VpF
где Qi — любая из абсолютных по¬
терь теплоты (t=2, 3, 4 и т. д.).
Используя относительные значе¬
ния потери теплоты, уравнение те¬
плового баланса можно записать
так:
100=<71-|-<72+<7з+<74-Ь<75+<7б-	(7.10)
На рис. 7.2 изображены тепловые
потери при работе современных
мощных паровых котлов, сжигаю¬
щих твердое топливо и мазут. Зна¬
чения потерь теплоты при работе
паровых котлов постоянно контро¬
лируются, так как от них зависит
экономическая эффективность экс¬
плуатации оборудования. Средне¬
статистические данные по тепловым
потерям <7з, <74, q$ внесены в норма¬
тивный метод тепловых расчетов
[5], остальные потери — q2, qs —
существенно зависят от вида сжи¬
гаемого топлива, условий эксплуа¬
тации, для их определения в [5]
приведены расчетные формулы.
7.2.	Характеристика потерь
теплоты в котле
7.2.1.	Потеря теплоты
с уходящими газами
Эта потеря определяется тем,
что продукты сгорания после
90
прохождения газового тракта котла
не охлаждаются до температуры
окружающего воздуха, а имеют еще-
достаточно высокую температуру.
Превышение температуры уходящих
газов над температурой атмосфер¬
ного воздуха, происходящее за счет
остаточной теплоты, выделяемой1
при горении топлива, определяет-
потерю Q2, называемую потерей те¬
плоты с уходящими газами:
Q 2 == Яух—Нх. в,	(7.11)
где Нух — энтальпия уходящих га¬
зов, МДж/кг (или МДж/м3); Ях.в—
энтальпия холодного (атмосферно¬
го) воздуха, МДж/кг (или-
МДж/м3).
Формулу (7.11) можно перепи¬
сать в следующем виде:
<Э2=ЯГ°+ (аух-1) Яв°-Ях.в. (7.12).
В этой формуле Я°г= Wrtfyx — эн¬
тальпия уходящих газов при а=1;.
величина (cty*—1)Я°В — энтальпия,
избыточного воздуха при -бУх.
Из формулы (7.12) следует, что
главным фактором, влияющим на
значение потери Q2, является -бух,
зависящая от размера поверхности
нагрева, омываемой продуктами
сгорания, и интенсивности отдачи
теплоты этим поверхностям. Связь
необходимой поверхности нагрева с
глубиной охлаждения газов можно*
получить из уравнения конвективно¬
го теплообмена, которое запишем*


Рис. 7.3. Изменение размера конвективной
поверхности нагрева в зависимости от
уровня температуры греющих газов
в следующем виде:
F=QI(kAt), (7.13)
где F — поверхность нагрева, м2;
<2 — тепловосприятие поверхности,
«Дж/кг; к — коэффициент теплопе¬
редачи, кВт/(м2-К); At — темпера¬
турный напор между газами и ра¬
бочей средой в поверхности нагре¬
ва, °С.
Желание снизить температуру
тазов за поверхностью нагрева не¬
избежно приводит к уменьшению
температурного напора, в то же
время тепловосприятие поверхности
должно быть увеличено. Из форму¬
лы (7.13) следует, что в этом слу¬
чае будет иметь место значительный
рост размеров поверхности нагрева.
Графически эта зависимость изо¬
бражена на рис. 7.3, из которого
следует, что снижение температуры
уходящих газов в зоне более низких
температур требует существенного
увеличения поверхности нагрева.
Одновременно с этим будут возрас-
Рис. 7.4. Технико-экономическое определе¬
ние оптимальной температуры уходящих
газов:
1 — затраты на поверхности нагрева; 2 — затра¬
ты на топливо; 3 — суммарные расчетные затра¬
ты; а — область рекомендуемых значений темпе¬
ратуры
тать затраты на тягу, так как рас¬
тет сопротивление газового тракта.
Было бы неправильно проектиро¬
вать паровые котлы с высокой тем¬
пературой ФуХ. Это привело бы к
снижению эффективности использо¬
вания топлива и его неоправданно¬
му перерасходу. Поэтому выбор
температуры уходящих газов явля¬
ется задачей технико-экономичес¬
кой. Она решается на основании
определения минимума годовых рас¬
четных затрат. При изменении -fryx
изменяются затраты на топливо и
на металл главным образом по¬
верхностей нагрева котла. С повы¬
шением Фух затраты на металл по¬
верхностей нагрева уменьшаются,
а на топливо, наоборот, возрастают.
Оптимальная температура уходя¬
щих газов соответствует минимуму
годовых расчетных затрат 3
(рис. 7.4):
3	5гОД"Ь^^Сп.К- (7.14)
В свою очередь годовые эксплуата¬
ционный расходы
SroAz= ВгодДтл -j-fl/Cn.ifbSa. (7.15)
В формулах (7.14) и (7.15) обозна¬
чено: Кп.к — затраты на металл и
строительство парового котла, руб;
га=0,15 — нормативный коэффици¬
ент эффективности капиталовложе¬
ний, характеризующий ежегодную
долю отчислений государству от на¬
чальной стоимости, год-1; Вгод —
расход топлива, кг/год; Цгл — це¬
на топлива, руб/кг; а — коэффици¬
ент отчислений (на амортизацию,
текущий ремонт и другие расходы),
год-1; S3 — затраты на электроэнер¬
гию, используемую на собственные
нужды котла в процессе его эксплу¬
атации, руб/год.'
В области температуры, близкой
к оптимальной дух1» годовые рас¬
четные затраты мало зависят от
•вух, в связи с чем в зависимости от
дефицитности топлива или металла
значение •0у1 можно выбирать не¬
сколько больше или меньше опти¬
мального.
На оптимальную температуру
уходящих газов оказывает влияние
влажность топлива. При этом объ-
91


ем продуктов сгорания и их тепло¬
емкость заметно возрастают. По¬
этому даже при постоянной дух по¬
теря Q2 при влажном топливе будет
больше, чем при сухом. Вместе с
тем в этом случае заметно возрас¬
тает размер поверхности нагрева
для охлаждения увлажненных газов
и потеря энергии на преодоление
сопротивления. Поэтому чем боль¬
ше влажность топлива, тем должна
быть выше дух’- С увеличением це¬
ны топлива прй прочих равных ус¬
ловиях получается больше стои¬
мость сэкономленного топлива, что
окупает более развитую поверх¬
ность нагрева и позволяет иметь
более низкую &$"т-
При выборе дух учитывается
возможность коррозии низкотемпе¬
ратурных поверхностей нагрева,
главным образом воздухоподо¬
гревателя. Поэтому при сжигании
сернистых топлив дух принимают
более высокой. Значение дух для
агрегатов большой мощности выби¬
рают в пределах 120—160 °С (ниж¬
ний предел для маловлажного и
малосернистого топлива, высший
для высоковлажного или сернисто¬
го топлива).
Потеря теплоты с уходящими
газами сильно зависит от cty*. Чем
выше избыток воздуха в топке и
больше присос в газоходах, тем
больше объем продуктов сгорания
за агрегатом, что увеличивает Q2.
Отрицательное действие большого
избытка воздуха в топке и присоса
его в газоходах выражается также
в увеличении нагрузки на дымосо¬
сы, а следовательно, и расхода
электроэнергии.
Потеря <72 является наибольшей
из всех тепловых потерь и для
котлов, работающих под разрежени¬
ем (при наличии присосов холодно¬
го воздуха), составляет примерно
5—8%. В котлах с наддувом нет
присоса воздуха в газоходах и по¬
этому <72 имеет меньшие значения.
Расчетные значения потери <72 до¬
стигаются лишь при эксплуатацион¬
но чистых поверхностях нагрева.
В эксплуатационных условиях по-
92
верхности нагрева могут существен¬
но загрязняться шлаком и золой,,
что ухудшает теплообмен и повы¬
шает дух, а следовательно, приводит
к увеличению потери q%\ соответст¬
венно возрастают и газовое сопро¬
тивление, и нагрузка на дымососы.
Для достижения в эксплуатации
проектных режимов работы котла
его поверхности нагрева поддержи¬
вают возможно более чистыми,
производя периодически (1 раз в
смену) очистку поверхностей нагре¬
ва на ходу котла (см. § 18.3).
7.2.2.	Потеря теплоты
с химическим
недожогом топлива
В продуктах сгорания могут на¬
ходиться в газовой фазе продукты
неполного сгорания исходного топ¬
лива СО, Н2, СН* и другие газы. Их
догорание за пределами топочной
камеры становится невозможным
вследствие недостаточно высокой
для этого температуры и нехватки
кислорода. Теплота, которая могла
быть получена в топочной камере в
случае догоранния газообразных го¬
рючих, составляет химический недо¬
жог.
Потерю теплоты от химического
недожога определяют по формуле
Q»= ^оо^со 4" ^н,^н, 4" ^сн.^сн,.
(7.16)
где VQ0, VH>, —объем горючих
газов в продуктах' сгорания, м*/кг
топлива; Q^, QH>, QCHi — объемная
теплота сгорания соответствующих
горючих газов, МДж/м3.
С учетом (7.16) удельное значе¬
ние тепловых потерь в процентах от
Qpp определяют по формуле
= (126.4 Уш+ 108VH,+ 358,21^).
(7.17>
Цифры перед обозначением объемов-
газов Vqj, Vh>,	—уменьшенные в
100 раз теплоты сгорания 1 м3 со¬
ответствующих газов.


Химический недожог при сжига¬
нии газового и жидкого топлив
^з=0-т-0,5%, а при сжигании твёр¬
дого топлива, как правило, очень
мал и принимается равным нулю.
В эксплуатации он определяется
главным образом содержанием в
продуктах сгорания СО и в мень¬
шей мере Нг. Наличие в составе
продуктов сгорания СН4 свидетель¬
ствует о ненормальности организа¬
ции процесса горения. Однако ана¬
лиз на недожог проводят обяза¬
тельно по всем составляющим,
поскольку даже небольшое количе¬
ство VCHi согласно (7.17) может
оказать заметное влияние йа зна¬
чение недожога.
Потери теплоты с химическим
недожогом сильно зависят от ко¬
эффициента избытка воздуха и на-
' грузки парового' котла (рис. 7.5). В
условиях полного (идеального) пе¬
ремешивания топлива с кислородом
1 химический недожог может иметь
место только при а< 1 и будет
увеличиваться пропорционально не¬
хватке кислорода' (1—а). В реаль¬
ных условиях 2 при полной нагруз¬
ке наличие химического недожога
при а=1 определяется Несовершен¬
ством перемешивания топлива с
воздухом. При коэффициенте из¬
бытка воздуха, названном крити¬
ческим акр, химический недожог не
имеет места. Обычно aKp=l,02-j-.
1,03 и характеризует, таким обра¬
зом, степень аэродинамического со¬
вершенства горелочного устройства.
При работе котла на пониженной
нагрузке 3 снижаются скорости вы-’
хода топлива и воздуха из горелок,
Рис. 7.5. Потери теплоты с химическим не¬
дожогом топлива: .
drop — избыток воздуха в горелке
тем самым уменьшается энергия
перемешивания потоков, . несколько*
снижается уровень температур в*
зоне горения, что ведет при сохра¬
нении того лее избытка воздуха к
росту химического недожога топли¬
ва. Определение концентрации го¬
рючих газов производят хромато¬
графом (типа «Газохром-3101»).
7.2.3.	Потеря теплоты
с механическим
недожогом топлива
Если химический недожог ха¬
рактеризуется наличием в продук¬
тах сгорания горючих веществ в--
газообразной форме, то механиче¬
ский недожог определяется непол¬
нотой сгорания топлива в виде
твердых частиц. При сжигании тор¬
фа, углей и сланцев механический
недожог представляет собой коксо¬
вые частицы, которые, находясь не¬
которое время в зоне высоких тем¬
ператур факела, успели выделить-
летучие вещества и, возможно, час¬
тично обгорели. Механический - не¬
дожог при сжигании мазута и газа
также представляет собой твердые
частицы (коксовый остаток после
испарения капель мазута и саже¬
вые частицы). Сажеобразование
возникает в высокотемпературных^
зонах горения при нехватке кисло¬
рода (а<0,6).
При камерном сжигании твердо¬
го топлива потеря теплоты от меха¬
нического недожога состоит из по¬
тери со шлаком <24шл и уносом Q4yH.
Потеря теплоты со шлаком <34шл
возникает оттого, что расплавлен¬
ный при высокой температуре в:
топке шлак затем застывает, в ре¬
зультате чего не полностью сгорев¬
шие частицы топлива оказываются
заплавленными в нем и удаляются
вместе со шлаком.
Из топки обычной конструкции,,
как правило, удаляется со шлаком >
лишь ничтожное количество несго¬
ревшего угля. Поэтому в большин¬
стве котельных содержание горю¬
чих в шлаке определяют лишь из-
93


Рис. 7.6. Потери теплоты с механическим
*недожогом топлива при твердом шлако-
'-удалении
редка, при подробном изучении ус¬
ловий работы котлов.
Потеря теплоты с уносом QiyE
вызывается тем, что небольшие час¬
тицы топлива и заплавленные в
золе горючие элементы, подхва¬
ченные потоком продуктов сгора¬
ния, уносятся по газовому тракту.
Часть этого уноса оседает в ворон-
'ках конвективных газоходов, а ос¬
новная его масса проходит транзи¬
том через поверхности котла и вме¬
сте с летучей золой удаляется из
газового потока в золоулавливаю-
мцей установке.
При сохранении оптимальной
тонкости размола пыли и нормаль¬
ных условиях эксплуатации потери
<74 зависят от величины избытка
воздуха и существенней меняются с
изменением выхода летучих ве¬
ществ (рис. 7.6). При избытке воз¬
духа ниже оптимального рост недо¬
жога определяется нецолнотой пе¬
ремешивания топлива с воздухом и
развитием зон с нехваткой кисло¬
рода, хотя температурный уровень
горения высокий. При а>аОПт име¬
ет место снижение температуры в
зоне горения и замедление реакций
'Окисления (см. гл. 5), одновремен¬
но уменьшается время пребывания
частиц в высокотемпературной зо¬
не ввиду увеличения объема и ско-
фости продуктов сгорания. Оба эти
•фактора приводят к возрастанию
недожога топлива.
Повышенные потери qA у низко¬
реакционных топлив (антрацита,
:полуантрацита) определяются позд-
94	.	;
ним воспламенением коксовых час¬
тиц и затянутым горением в диф¬
фузионной области. В связи с этим
указанные топлива весьма чувстви¬
тельны к режиму эксплуатации,
распределению воздуха по горел¬
кам.
В нормальных условиях эксплу¬
атации потери с механическим не¬
дожогом при сжигании твердых
топлив составляют ^4=0,54-5 %,
при этом большая цифра относится
к топливам с малой реакционной
способностью, а меньшая — к тор¬
фу и бурым углям с высоким вы¬
ходом летучих горючих. Каменные
угли имеют <74=0,54-2%. Потери <74
при сжигании газа и мазута неве¬
лики (обычно менее 0,1%), и их
рассматривают совместно с потеря¬
ми <7з, т. е. оценивают как (<73+<74).
Для определения потерь теплоты
с механическим недожогом за счет
уноса пропускают небольшое коли¬
чество газов через микр'оциклон, в
котором улавливаются твердые час¬
тицы уноса. Они состоят из золовых
частиц (в подавляющей массе) и
горючих коксовых частиц топлива.
После прокаливания в среде возду¬
ха горючие компоненты выгорают,
что позволяет установить их долю
в общем уносе Гу„. Тогда 1—Гун
представляет долю содержания зо¬
лы в общем уносе. Затем относят
долю горючих в уносе к 1 кг сож¬
женного топлива, учитывая при
этом разницу в теплоте сгорания
исходного топлива и частиц топли¬
ва в уносе, так как последние
представляют собой коксовые час¬
тицы без летучих веществ и в ос¬
новном без золовых фракций. Отно¬
сительная потеря теплоты с меха¬
ническим недожогом будет состав¬
лять
<74 = Яу„ЛР
ГуВ
(7.18)
где QK=32,6 МДж/кг — теплота
сгорания коксового остатка в уно¬
се; аун — доля уноса золовых фрак¬
ций с продуктами сгорания; Ар—
зольность рабочей массы топлива,
%•


Поскольку потери со шлаком, за
редкими исключениями, ничтожны,
потерю теплоты с уносом принима¬
ют за полное значение потери с ме¬
ханическим недожогом.
7.2.4.	Потеря теплоты
от наружного охлаждения
Эта потеря определяется тем,
что обмуровка и обшивка котла и
его элементы (барабан, коллекторы,
паропроводы), имеющие более вы¬
сокую температуру, чем температу¬
ра окружающего воздуха, отдают
часть теплоты вовне, что и состав¬
ляет потерю Qs, кДж/кг. В общем
виде эту потерю можно выразить
следующей формулой:
9.	= ^(вк + «л)(*с-<«р). (7-19)
где FCt — наружная поверхность
стен котла и высокотемпературных
его элементов, м2; ак, ал — коэффи¬
циенты теплоотдачи конвекцией и
излучением, кВт/(м2-К); Ut, 70кр—
средняя температура поверхности
теплоотдающих стен и температура
окружающего воздуха, °С.
Потеря от наружного охлажде¬
ния будет тем больше, чем' выше
температура обмуровки и тепловой
изоляции. Согласно ПТЭ внешние
поверхности котла и его элементов
должны иметь изоляцию, обеспечи¬
вающую температуру t„ не выше
55 °С [4]. В прикидочных расчетах
пользуются средним значением теп¬
лового потока с поверхности обму¬
ровки: <7п=0,2ч-0,3 кВт/м2. Тогда
потеря теплоты в окружающую сре-
Рис. 7.7. Потери теплоты от внешнего
охлаждения в зависимости от паропроизво-
дительности котла
ду будет составлять
Q* = q/-f,	(7-20>
в которой В — расход топлива на
котел, кг/с.
При полных испытаниях котла-
тепловой поток с его поверхностей
qn определяют прибором — тепло¬
мером.
Для мощных паровых котлов
абсолютная . потеря теплоты BQ$
больше, чем для агрегатов малой
производительности, а удельная по¬
теря Qs, кДж/кг, будет меньше, так
как с ростом паропроизводительно-
сти. котла отношение F„/B умень¬
шается, поскольку поверхность
стен растет пропорционально квад¬
рату линейного размера, а расход
топлива и тепловая мощность котла
увеличиваются пропорционально-
объему котла, т. е. пропорциональ¬
но третьей степени от линейного*
размера. Эта зависимость в лога¬
рифмических координатах показана
на рис. 7.7. Для паровых котлов,
работающих в блоке с турбиной:
300 МВт и более (D^IOOO т/ч)г
относительная потеря теплоты во¬
вне невелика и составляет <75^
^0,25%. ' Однако при больших
мощностях агрегатов эта потеря в
абсолютных значениях приобретает
другой масштаб. Так, на паровом
котле электрической мощностью-
800 МВт потери теплоты от внеш¬
него охлаждения эквивалентны не¬
использованной мощности 1600 кВт.
При снижении нагрузки на кот¬
ле абсолютная потеря теплоты черев
ограждающие его стены и элемен¬
ты BQs=qnFcT останется практиче¬
ски такой же, так как наружная
температура обмуровки и тепловой
изоляции не изменяется. Поэтому
потери, отнесенные к теплоте 1 кг
сожженного топлива, пропорцио¬
нально возрастут:
<7. = ^"^--	(7.21)
Здесь индекс «н» относится к зна¬
чению при номинальной нагрузке.
Поскольку потери q$ относительно-
95


юевелики, принято для упрощения
считать их пропорциональными теп-
ловосприятию каждой из поверхно¬
стей нагрева котла и учитывать ко-
• эффициентом сохранения теплоты
9 = 1	(7-22)
при этом <7s/t1k+<7s характеризует до¬
лю потерь теплоты вовне. Так, если
в результате прохождения поверхно¬
сти пароперегревателя продукты
сгорания отдали количество теплоты
<2пе3, то собственно поверхность на¬
грева получила Qne = <pQne3, а тепло,
та в количестве Q"е = (1—<j>) Q„e3
чютеряна газовым потоком вовне
через ограждающие газоход стены.
Потеря теплоты от наружного
^охлаждения системы пылеприготов-
.ления невелика и в значительной
мере компенсируется приходом теп¬
лоты, выделяющейся при работе
-углеразмольных мельниц и мель¬
ничных вентиляторов, а поэтому не
учитывается.
7.2.5.	Потеря
с физической теплотой
удаляемых шлаков
Потеря теплоты Qe характери¬
зуется тем, что удаляемый из топ¬
ки щлак, имеющий довольно высо¬
кую температуру, уносит определен¬
ное количество теплоты, которая
передается воде, находящейся в
шлаковой ванне, и безвозвратно те¬
ряется. Расчет относительной поте¬
ри, %, ведется по формуле
qt — Дтл^ОтдЛР ^	(7.23)
Qpp
■где аШл=1— ау„)— доля шлакоуда-
ления в топочной камере; сШл, <шл —
-теплоемкость и температура уда¬
ляемого шлака.
Значение потери qe существенно
зависит от способа удаления шла¬
ков из топки (см. гл. 8). При орга¬
низации твердого шлакоудаления
доля ашл=0,05ч-0,1, а температура
.шлаков составляет 600—700 °С, и
•36
при невысокой зольности топлива
потеря <7в будет весьма небольшой.
Учет этих потерь при твердом шла-
коудалении производят только для
многозольных топлив. В случае
жидкого шлакоудаления температу¬
ра вытекающего шлака определяет¬
ся значением температуры плавле-
НИЯ ^шл =<з+Ю0°С и в среднем со¬
ставляет <шл= 1400ч-1600 °С, а доля
шлакоудаления также возрастает
до ашл=0,15ч-0,3 в однокамерных
топках и достигает 0,5—0,7 в топ¬
ках с циклонными предтопками. В
этом случае потеря q6 становится
заметной (<7б=0,5-т-1,5%) и ее учи¬
тывают обязательно.
При увязке теплового баланса
котла, полученного прямым и об¬
ратным методами (см. § 7.3), иног¬
да вводят понятие «прочие потери».
К ним относят небольшие и трудно-
учитываемые на котлах потери теп¬
лоты, например охлаждение шлако¬
вых леток в топках, нагрев техни¬
ческой воды в системе гидроуплот¬
нения нижней части топки,
периодическое использование насы¬
щенного пара из барабана котла
для работы эжекторов и т. п. В
котлах большой мощности доля та¬
ких потерь незначительна и ее часто
не учитывают. Размер этих потерь
оценивают в процессе проведения
испытаний котла (см. рис. 7.2). .
7.2.6.	Выбор
оптимального избытка воздуха
в топочной камере
Из анализа тепловых потерь
следует, что значение ряда из них
существенно и по-разному зависит
от избытка воздуха. К ним относят¬
ся потери q2, qz, <74. В связи с этим
возникает необходимость в установ¬
лении оптимального избытка возду¬
ха в топке, обеспечивающего мини¬
мум суммарных потерь. При этом
потери <72 относят к ат, поскольку
присосы по газоходам известны.
При сжигании газа и мазута опре¬
деляющими экономичность котла
являются потери <72+<7s, а в случае
сжигания твердого топлива — <72+


Рнс. 7.8. Определение оптимального избыт¬
ка воздуха в топке по минимуму тепловых
потерь
+<74+<7s- Поскольку ат>акр, поте¬
ри <7з в условиях нормальной экс¬
плуатации незначительны при сжи¬
гании любого вида топлива. На рис.
7.8 показан пример определения
оптимального избытка воздуха в
топке на основании балансовых ис¬
пытаний котла, проводимых для
определения экономичности и дру¬
гих эксплуатационных характерис¬
тик котла. Как видно, оптимальный
избыток воздуха получается не¬
сколько выше акр-
7.3.	Коэффициент
полезного действия
парового котла
и котельной установки
Полнота передачи располагае¬
мой теплоты топлива в котле к ра¬
бочей среде определяется коэффи¬
циентом полезного действия (КПД),
котла брутто. Последний выража¬
ется как отношение количества теп¬
лоты, воспринятой рабочей средой,
Qi к располагаемой теплоте, посту¬
пающей на горение рабочей массы
топлива, QpP;
4*=-^ 100.	(7.24)
к QPP	v ’
Такой метод определения КПД, ког¬
да при испытаниях котла непосред¬
ственно устанавливают значения Qi
и QРр, называют методом прямого
баланса.
Прямое определение КПД котла
по формуле (7.24) может оказаться
недостаточно точным и вызывает
7-5185
трудности при производстве точных
измерений многих параметров: мас¬
совых расходов пара и топлива,
определении теплоты сгорания топ¬
лива и дополнительных составляю¬
щих располагаемой теплоты.
Коэффициент полезного дейст¬
вия парового котла брутто можно
определить, зная сумму тепловых
потерь при его работе:
г]к=100—(яъЛ'Чьш\~Я*~\~ЧьЛ‘Чъ) -
(7.25)
Такой метод определения называют
методом обратного баланса. По¬
грешность определения КПД мето¬
дом прямого и обратного баланса
зависит от точности замеров вели¬
чин, т. е. разброса отдельных пока¬
заний приборов и стабильности под¬
держания режима испытаний.
Важным фактором является так¬
же относительная доля измеряемой
величины в общем балансе тепло¬
ты. Так, при прямом определении
КПД ошибки измерения теплоты
сгорания топлива, расхода топлива,
параметров пара в том же отноше¬
нии влияют на точность определе¬
ния КПД котла.
Метод обратного баланса пред¬
усматривает измерение значений
тепловых потерь. Каждая из них
определяется с погрешностью, но
относительная доля тепловых по¬
терь составляет менее 1/10 общего
теплового баланса, поэтому влияние
ошибки в определении потери сни¬
жается, а КПД в этом случае на¬
ходится с большей точностью. Этот
метод является единственным при
оценке тепловой экономичности про¬
ектируемого котла. Зная КПД кот¬
ла, воспринятую теплоту рабочей
средой в котле можно определить
следующим образом:
<Э1=<ЭррЛк.	(7.26)
Отсюда, используя выражение Qi
из (7.7), получаем расход топлива
на котел, кг/с:
q	 ^nel^n.n — ^в-в) "Ь ^вт (Лвт —
	^ 	^ВТГ) ~Ь Дяр(^КИд	^ц.в)	27J
97


На этот расход топлива рассчиты¬
вают топливоприготовительное обо¬
рудование. В самом котле в боль¬
шинстве случаев сгорает не все топ¬
ливо, поскольку имеются потери с
механическим недожогом q\. Для
определения действительных объе¬
мов продуктов сгорания вводят по¬
нятие расчетного расхода топлива
5Р=5( 1—0,01(74).	(7.28)
Разность ДВ=В—Вр представляет
собой количество несгоревшего топ¬
лива. При сжигании газового топ¬
лива и мазута полный и расчетный
расходы топлив совпадают, так как
потеря q* ничтожна.
Коэффициент полезного дейст¬
вия котла брутто характеризует со¬
вершенство работы собственно па¬
рового котла. Однако его нормаль¬
ная работа обеспечивается большим
количеством вспомогательных ма¬
шин и механизмов, потребляющих
часть вырабатываемой блоком
(электростанцией) электроэнергии.
Затрату энергии на них называют
расходом на собственные нужды
котельной установки. К ним отно¬
сят затраты энергии на дутьевые
вентиляторы Эд.в, дымососы ЭДМс,
питательные электронасосы Эп.эи,
механизмы пылесистемы Эпс и боль¬
шое число электродвигателей ди¬
станционного и автоматического
•управления Эд.у. Расход энергии на
собственные нужды парового котла,
кВт-ч, можно записать в виде
Эс.Н	Эд.в-ЬЭдмеЧ-Эпе-!-
■}-Эп.эн-1-Эд.у.	(7.29)
Доля затрат энергии на собствен¬
ные нужды, % от общей выработки
электроэнергии, приходящейся на
котел при его работе в блоке с тур¬
биной,
^Чс.н
	Эс^в	10«
^Ср^э.страб
(7.30)
где В — расход топлива на котел,
кг/с; т]э.с—КПД выработки элект¬
роэнергии на электростанции, %;
Траб — время нахождения котла в
работе, ч.
98
Рис. 7.9. Изменение тепловых потерь и
КПД котла с нагрузкой
Значение Аг\с.н для мощного па¬
рового котла составляет 4—5%. Ес¬
ли вычесть из т|к затраты энергии
на собственный расход, то получим
КПД котла нетто, характеризую¬
щий эффективность работы котель¬
ной установки:
Лкнт=Лк—Дпс.н.	(7.31)
В нормативных материалах все
тепловые потери приводят для но¬
минальной нагрузки. При нагрузке,
отличной от номинальной, основные
тепловые потери изменяются по
разным законам (рис. 7.9). В то
время как потеря q2 снижается при
уменьшении нагрузки, потеря q&
увеличивается. Это приводит к то¬
му, что КПД котла достигает сво¬
его максимального значения при
нагрузке около 80% номинальной
(при сжигании твердого топлива).
При сжигании газа и мазута суще¬
ственно меньшей оказывается сум¬
ма потерь <7з+<74, поэтому КПД
котла в основном зависит от изме¬
нения потерь q2 и qs и максимум
КПД смещается в область нагрузок
60—70% номинальной.
Обычно паровые котлы работа¬
ют с нагрузкой 70—100%. номиналь¬
ной и разгружаются на короткое
время (ночной или воскресный про¬
вал нагрузки) до 30—50%, чтобы
сохранить стабильный тепловой ре¬
жим оборудования (вместо кратко¬
временного останова отдельных
котлов).


Контрольные вопросы к гл. 7
1.	Что такое располагаемая теплота
сгорания топлива? У каких топлив Qpp и
QHp отличаются более заметно друг от
друга и за счет каких составляющих?
2.	Какие поверхности нагрева обеспе¬
чивают тепловосприятие Qi?
3.	Почему необходима оптимизация
температуры уходящих газов, а не макси¬
мальное ее снижение для уменьшения по¬
терь ?2?
4.	Какие характеристики топлива влия¬
ют на выбор оптимальной температуры
Фух?
5.	Какие эксплуатационные факторы
определяют потери теплоты q3?
6.	Как на практике определяют потери
теплоты <74? При сжигании каких топлив
эта потеря наибольшая и почему?
7.	Определите, в каком случае потеря
<75 будет больше: на котле номинальной
мощностью 300 МВт (1000 т/ч) или при
нагрузке 300 МВт на котле с номинальной
мощностью 600 МВт (2000 т/ч).
8.	Какие значения тепловых потерь
влияют на определение оптимального из¬
бытка воздуха?
9.	В чем различие между КПД котла
брутто и нетто?
Глава восьмая
СЖИГАНИЕ ТВЕРДОГО ТОПЛИВА
В КАМЕРНЫХ ТОПКАХ
8.1.	Виды камерных топок
и их характеристики
Камерное топочное устройство
(топочная камера) предназначена
для сжигания пылевидного твердо¬
го, распыленного жидкого или га¬
зообразного топлива, т. е. для пре¬
вращения химической энергии ис¬
ходного горючего вещества в тепло¬
вую энергию продуктов сгорания.
Часть этой энергии передается ра¬
диацией непосредственно в топке
рабочей среде экранных поверхно¬
стей. Остальная часть в виде тепло¬
ты продуктов сгорания покидает
Рис. 8.1. Классификация камерных топок
7*
99


топлива, тепловой мощности (паро-
производительности) парового кот¬
ла. С увеличением мощности паро¬
вого котла размер а растет, но не
пропорционально росту мощности,
характеризуя, таким образом, уве¬
личение тепловых напряжений се¬
чения топки и скорости газов в ней.
Оценочно ширину фронта а, м, мож¬
но определить по формуле
a=0,67Z)°-s,	(8.1)
Рис. 8.2. Основные размеры, топочной ка¬
меры
топку и используется в последую¬
щих конвективных поверхностях.
Общая классификация камерных
топок показана на рис. 8.1. По ме¬
тоду сжигания топлива камерные
топки разделяются на факельные с
прямым выходом газов из топки и
вихревые, по числу камер — на топ¬
ки однокамерные и двухкамерные,
по виду сжигаемого топлива. — на
топки пылеугольные и газомазут¬
ные, по способу удаления шлака —
на топки с твердым и жидким шла-
коудалением. Топочные камеры ра¬
ботают под разрежением или под
наддувом, т. е. под избыточным
давлением по отношению к атмос¬
ферному.
Геометрически топочная камера
характеризуется линейными разме¬
рами: шириной фронта а, глубиной
Ь и высотой Л» (рис. 8.2), расчет
которых определяется количеством
сжигаемого топлива, его тепловыми
и физико-химическими характерис¬
тиками. Произведение f,=ab, и2,
есть сечение топочной камеры, че¬
рез которое с достаточно большой
скоростью (7—12 м/с)' проходят
раскаленные топочные газы.
Ширина фронта топки а=9,5ч-
31 м зависит от вида сжигаемого
100
где D — паропроизводительность,
т/ч.
Глубина топочной камеры Ь=
=64-10,5 м определяется размеще¬
нием горелок (см. § 8.2) на стенах
топочной камеры и обеспечением
свободного развития факела в сече¬
нии трпки так, чтобы высокотемпе¬
ратурные языки факела не касались
охлаждающих настенных экранов.
Глубина топки возрастает до 8—
10,5 м при использовании более
мощных горелок с увеличенным ди¬
аметром амбразуры и при их рас¬
положении в несколько (два-три)
ярусов на стенах топки.
Высота топочной камеры hT=.
= 15^-65 м должна обеспечить
практически полное сгорание топли¬
ва по длине факела в пределах то¬
почной камеры и размещение на ее
стенах требуемой поверхности экра¬
нов для охлаждения продуктов сго¬
рания до заданной температуры.
По условиям сгорания топлива не¬
обходимая высота топки может
быть установлена из выражения
Лтго*>==12/гТпреб,	(8.2)
где шг — средняя скорость газов в
сечении топки, м/с; т„реб — время
пребывания единичного объема га¬
за в топке, с, при этом необходимо,
чтобы Тпреб^тгор. где Тгор — время
полного сгорания наиболее круп¬
ных фракций топлива, с (см. § 5.2).
На уровне расположения горе¬
лок в сечении топки выделяется
огромное количество теплоты и рез¬
ко растет температура топочной
среды.


Основной тепловой характерис¬
тикой топочных устройств паровых
котлов является тепловая мощность
топки, кВт,
QT=BQH р,	(8.3)
характеризующая количество теп¬
лоты, выделяющейся в топке при
сжигании расхода топлива В, кг/с,
с теплотой сгорания QHp, кДж/кг.
Если отнести все тепловыделе¬
ние в зоне горения топлива к се¬
чению топки, то получим важную
расчетную характеристику — тепло¬
вое напряжение сечения топочной
камеры
Я!—Qt//t.	(8.4)
Максимально допустимые значе¬
ния qf нормируются в зависимости
от вида сжигаемого топлива, рас¬
положения и типа горелок и состав¬
ляют от 3500 кВт/м2 для углей, об¬
ладающих повышенными шлакую¬
щими свойствами, и до 6400 кВт/м2
для качественных углей с высокими
температурами плавления золы.
Величина qf определяет ско¬
рость газов в сечении топки и уро¬
вень температур газов вблизи стен,
что связано с опасностью шлакова¬
ния.
Характеристикой, определяющей
условия тепловой работы топочного
объема, является допустимое тепло¬
вое напряжение, кВт/м3, или энер¬
говыделение:
<?т £Qhp
Ут V
(8.5)
где VT — объем топочной каме¬
ры, м3.
Допустимые тепловые напряже¬
ния топочного объема также норми¬
руются. Они изменяются от
120 кВт/м3 при сжигании углей с
твердым шлакоудалением до
210 кВт/м3 при жидком шлакоуда-
лении. Значение qv определяет теп¬
ловую напряженность настенных
экранов и среднее время пребывания
газов в топочной камере. С увели¬
чением теплового напряжения qv
(увеличением объемного расхода
Рис. 8.3. Связь теплонапряження топочного
объема со временем пребывания газов в
топке
газов) время пребывания газов в
топочной камере уменьшается (рис.
8.3). Условию тпреб=тГОр соответст-
вует максимально допустимая вели¬
чина <7у“, и согласно (8.5) этой ве¬
личине соответствует минимально
допустимый объем топочной каме¬
ры Утмин.
Вместе с тем, как это указано
выше, экранные поверхности топоч¬
ной камеры должны обеспечить ох¬
лаждение продуктов сгорания до
заданной температуры на выходе
из топки Фт", что достигается выбо¬
ром необходимых размеров стен и,
следовательно, объема топочной ка¬
меры. Поэтому нужно сопоставить
минимальный объем топки Утмнн из
условия сгорания топлива и необхо¬
димый объем топки из условия ох¬
лаждения газов до заданной темпе¬
ратуры Утохл.
Как правило, для всех твердых
топлив КТ0ХЛ>У,““Я. Поэтому высо¬
та топочной камеры определяется
условиями охлаждения газов. Во
многих случаях необходимая высота
топки существенно превосходит ее
минимальную величину, соответст¬
вующую Утмии, особенно при сжи¬
гании углей с повышенным внеш¬
ним балластом, что ведет к утяже¬
лению и удорожанию конструкции
котла.
Увеличения поверхностей охлаж¬
дения без изменения геометриче¬
ских размеров топки можно достичь
применением двусветных экранов
(рис. 8.4), т. е. дополнительных эк-
101


Рис. 8.4. Схема топочной камеры с одним (а) и двумя (б) двусветными экранами:
1, 2 — настенный н двусветный экраны
ранных поверхностей нагрева, раз¬
мещенных непосредственно в объе¬
ме топочной камеры и делящих ее
на две-три секции. В топочных ка¬
мерах мощных паровых котлов при
сильно развитой ширине фронта
топки применение такого экрана де¬
лает сечение каждой секции в пла¬
не близким к квадрату, что значи¬
тельно лучше для организации сжи¬
гания топлива и получения более
равномерного поля температур га¬
зов и тепловых напряжений экра¬
нов. Однако такой экран в отличие
от настенного воспринимает интен¬
сивный тепловой поток с обеих сто¬
рон (отсюда и название — двусвет¬
ный) и отличается более высокими
тепловыми напряжениями, что тре¬
бует тщательного обеспечения ох¬
лаждения металла труб.
8.2.	Образование и поведение
золы и шлака в камерной топке
На организацию топочного процесса
при сжигании пылевидного топлива боль¬
шое влияние оказывают образование и по¬
ведение золы и шлака в топочной камере.
Топочная камера может работать
с удалением шлаков в нижней части топки
в твердом состоянии (топка с твердым
шлакоудалением) либо выводом шлаков из
топки в жидком состоянии (топка с
жидким шлакоудалением). В любом случае
взвешенные в потоке газов золовые фрак¬
ции уносятся из топки в конвективные по¬
верхности в отвердевшем состоянии. В ядре
факела, где развиваются высокие темпера¬
туры, шлаковые и золовые частицы нахо¬
дятся в размягченном состоянии и обла¬
дают способностью налипать на стены или
экранные поверхности, если в таком состоя¬
нии они в каком-то месте их коснутся.
102
Этот процесс может привести к нарастанию
слоя затвердевающих частиц золы и шла¬
ков на относительно холодной поверхности
экранов, т. е. к локальному шлакованию
отдельных стен топки.
Поскольку при сжигании топлива
нельзя избежать промежуточного тестооб¬
разного состояния золы, для предотвраще¬
ния шлакования стен топки процесс сжи¬
гания пылевидного топлива должен быть
так организован, чтобы зола в размягчен¬
ном состоянии не достигала стен топки,
а находилась в ее объеме.
Распределение температуры в топочной
камере при удалении шлака в твердом со¬
стоянии характеризуется изотермами, по¬
казанными на рис. 8.5,а. Наивысшая тем¬
пература устанавливается в ядре факела,
располагающемся примерно на уровне го¬
релок. В результате отдачи теплоты топоч¬
ным экранам в слое газов около них рас¬
полагается изотерма наинизшей температу¬
ры в топке. При высокой температуре ядра
факела вся или почти вся образующаяся
Рис. 8.5. Изотермы в топке при камерном
сжигании пылевидного топлива:
а — твердое шлакоудаленне; б — жидкое шлако-
удаление; / — холодная воронка; 2 — под топки;
3 — шлаковая летка


зола расплавляется. Затем по мере переме¬
щения к периферии факела и попадания
в область сравнительно низкой температу¬
ры эти золовые частицы охлаждаются и
затвердевают. Таким образом, частицы золы
при нагреве в ядре факела и последующем
охлаждении около топочных экранов дваж¬
ды проходят все стадии изменения физиче¬
ского состояния от твердого до жидкого
(или размягченного) и обратно.
Однако если тепловое напряжение се¬
чения qft особенно в зоне расположения
горелок, будет выше нормального, то у стен
топки поднимется уровень температур и
тогда создадутся условия для шлакования.
При жидком шлакоудалении ядро фа¬
кела с наивысшей температурой размещает¬
ся внизу, у пода топки 2 (рис. 8.5,6), что
достигается сниженным расположением го¬
релок. Благодаря этому шлак на поду топ¬
ки, закрытом огнеупорным изолирующим
слоем (футеровкой), находится в расплав¬
ленном состоянии. Температура плавления
шлака для большинства топлив составляет
1200—1500 °С. Футерование экранных по¬
верхностей з области нижней части топки
позволяет уменьшить отвод теплоты к эк¬
ранам и поддерживать температуру факела
в этой зоне более высокой — до 1600—
1800 °С. Повышению уровня температуры
в этой зоне способствует двусторонний пе¬
режим топки, который уменьшает тепло¬
отдачу радиацией в верхнюю часть топки,
где открытые экраны имеют более низкую
температуру. При жидком шлакоудалении
через шлаковую летку удаляется 20—30 %
минеральной массы топлива в виде рас¬
плавленного шлака, а в некоторых специ¬
альных конструкциях (циклонные предтоп-
ки) — до 60 % шлака.
8.3.	Горелочные устройства
Необходимая интенсивность го¬
рения топливной пыли достигается
подготовкой горючей смеси (сме¬
сеобразованием) в горел очном уст¬
ройстве, называемом в дальнейшем
горелкой. Полученная в процессе
размола и сушки топливная пыль
при температуре 70—130 °С пото¬
ком первичного воздуха вдувается
в топочную камеру через горелки;
через горелки поступает также вто¬
ричный воздух при температуре
250—420°С. Следовательно, горел¬
ки выдают в топку два раздельных
потока — пылевоздушную смесь и
вторичный воздух. Образование го¬
рючей смеси завершается в топоч¬
ной камере.
Горелки являются важным эле¬
ментом топочного устройства; от
их работы и размещения в топке
зависит характер смесеобразования,
что в сочетании с аэродинамикой
топочной камеры определяет ин¬
тенсивность воспламенения, ско¬
рость и полноту сгорания, а следо¬
вательно, тепловую мощность и
эффективность топки.
Различают вихревые и прямо¬
точные пылевые горелки. Для сжи¬
гания пылевидного топлива и при¬
родного газа применяют комбини¬
рованные пылегазовые горелки.
Выполняют также комбинирован¬
ные горелки на все три вида топли¬
ва (твердое, газ, мазут). Через
вихревые горелки пылевоздушная
смесь и вторичный воздух подаются
в виде закрученных струй, обра¬
зующих в топочном объеме кону¬
сообразно расходящийся факел
(см. рис. 5.10). Такие горелки вы¬
полняются круглыми в сечении.
Прямоточные горелки подают в
топку чаще всего параллельные
струи аэропыли и вторичного воз¬
духа. Перемешивание струи опреде¬
ляется главным образом взаимным
расположением горелок на стенах
топки и созданием необходимой
аэродинамики струй в объеме топ¬
ки. Эти горелки в сечении могут
быть круглыми или прямоугольны¬
ми.
Вихревые горелки. Вихревые го¬
релки выполняют следующих ви¬
дов:
двухулиточные с закручиванием
аэропыли и вторичного воздуха в
улиточном аппарате (рис. 8.6,а);
прямоточно-улиточные, в кото¬
рых аэропыль подается по прямо¬
точному каналу и раздается в сто¬
роны за счет рассекателя, а вто¬
ричный воздух закручивается в ули¬
точном аппарате (рис. 8.6,6);
улиточно-лопаточные с улиточ¬
ным закручиванием потока аэро¬
пыли и аксиальным лопаточным
закручивателем вторичного воздуха
(рис. 8.6,в);
двухлопаточные, в которых за¬
кручивание потоков вторичного*
воздуха и аэропыли обеспечивается
аксиальным и тангенциальным ло-
103


Рис. 8.6. Виды вихревых пылеугольных горелок:
а — двухулиточная горелка; б — прямоточно-улиточная горелка; в — улиточно-лопаточная горелка; г —
двухлопаточная горелка; 7—улитка пылевоздушной смеси; 2 — улитка вторичного воздуха; /' — входной
патрубок пылевоздушной смеси; 2' — короб ввода вторичного воздуха; 3 — кольцевой канал для выхо¬
да пылевоздушной смеси в топку; 4 —то же для вторичного воздуха; 5 — основная мазутная форсун¬
ка; 5' — растопочная мазутная форсунка; € — рассекатель на выходе пылевоздушной смеси; 7 — завих-
ривающие лопатки для вторичного воздуха; 8 — подвод центрального (третичного) воздуха; 9 — управле¬
ние положением рассекателя; 10 — завихритель осевого потока воздуха; // — обмуровка топки; П —
подсос топочных газов к корню факела
паточными аппаратами (рис. 8.6,г).
Вихревые горелки имеют произ¬
водительность от 1 до 3,8 кг услов¬
ного топлива/с, что определяет их
тепловую мощность от 25 до
100 МВт. Наиболее распростране¬
ны двухулиточные и улиточно-ло¬
паточные горелки, последние при¬
меняют для горелок большой теп¬
ловой мощности (75—100 МВт).
Вихревые горелки отличаются
повышенной эжекцией горячих то¬
почных газов в поступающую пы¬
левоздушную смесь, что обеспечи¬
вает ее быстрый прогрев до темпе¬
ратуры воспламенения. Пылевоз¬
душная смесь и вторичный воздух
образуют на выходе из горелки два
расходящихся усеченных конуса
(рис. 8.7), внутри которых допол-
104
нительно создается зона подсоса
высокотемпературных газов из яд¬
ра горения. Чем больше горячих
топочных газов вовлекается в этот
Рис. 8.7. Схема смесеобразования на выхо¬
де из вихревой горелки:
I — пылевоздуцшая смесь; II — вторичный воздух


процесс, тем быстрее воспламеняет¬
ся и сгорает топливо (см. § 5.3).
Для увеличения угла раскрытия
факела повышают интенсивность
закрутки потоков на выходе из го¬
релки.
С усилением степени крутки по¬
тока увеличивается угол раскрытия
струи и расширяются ее границы,
увеличиваются размеры зоны ре¬
циркуляции газов к устью факела,
что обеспечивает ее более быстрый
прогрев и воспламенение (см.
§ 5.3). Горелки с повышенным зна¬
чением параметра крутки исполь¬
зуют при сжигании малореакцион¬
ных, трудно воспламеняющихся
топлив (с относительно низким вы¬
ходом летучих веществ). Лопаточ¬
ный завихривающий аппарат мо¬
жет быть выполнен поворотным, что
позволяет производить оптималь¬
ную настройку аэродинамики го¬
релки. На полноту сгорания топ¬
лива сильное влияние оказывают
скорости вдувания в топку аэропы¬
ли и вторичного воздуха. Повыше¬
ние скорости усиливает турбулент¬
ное перемешивание потоков, одна¬
ко при слишком большой скорости
произойдет отрыв факела от горел¬
ки. Для лучшего перемешивания
угольной пыли с горячим воздухом
необходимо сохранять различие в
скоростях этих потоков. Так, скорость
аэропыли на выходе из горелки под¬
держивают на уровне t<y i=14-^—
25 м/с, а скорость вторичного воз¬
духа должна быть 1й>2=(1,2-*-
1,4)	пух.
Вихревые горелки универсальны
и применимы для любого твердого
топлива, но наибольшее распро¬
странение они получили при сжи¬
гании топлив с малым выходом
летучих веществ. Горелки повы¬
шенной тепловой мощности выпол¬
няют с двумя регулируемыми коак¬
сиальными каналами по вторично¬
му воздуху (см. рис. 8.6,в), что
обеспечивает сохранение необходи¬
мых скоростей воздуха при работе
на пониженных нагрузках. При на¬
грузке около 70 % номинальной пе¬
риферийный канал воздуха пере-
Рис. 8.8. Прямоточные пылеугольные гй-
релкн:
а —с поворотной насадкой на выходе аэропыли;
б — с центральным каналом горячего воздуха;
1 — подвод пылевоздушной смеси; 2 — подвод
горячего воздуха; 3 — выход пылевоздушной сме¬
си; 4 — выход горячего воздуха; 5 — подсос то¬
почных газов к струе
крывают и тем обеспечивают же¬
лаемые высокие скорости.
Прямоточные горелки. Ввиду бо¬
лее низкой турбулизации потока
прямоточные горелки создают
дальнобойные струи с малым уг¬
лом расширения и с вялым пере¬
мешиванием первичного и вторич¬
ного потоков. Поэтому успешное
сжигание топлива достигается взаи¬
модействием струй разных горелок
в объеме топочной камеры. Они
могут быть установлены неподвиж¬
но или выполнены как поворотные,
что облегчает наладку топочного
режима (рис. 8.8,а). Горелки пря¬
моугольного типа, особенно вытя¬
нутые по высоте, обладают высо¬
кой эжекцией окружающей газо¬
вой среды с боковых сторон струи.
Поэтому такие горелки при внеш¬
ней подаче аэропыли (рис. 8.8,6)
имеют преимущества- по условиям
воспламенения перед горелками с
внутренней подачей пыли. Прямо¬
точные горелки выполняют, как
правило, относительно небольшой
производительности, поэтому в
мощных паровых котлах их наби¬
рают в блоки (рис. 8.9). Прямо¬
точные горелки применяют в основ-
105


Рис. 8.9. Блок из двух прямоточных горе¬
лок:
/ — пылсвоэдушная смесь; 2 — вторичный воздух
ном для сжигания высокореакцион¬
ных топлив:	бурых углей, торфа,
сланцев и каменных углей с высо¬
ким выходом летучих веществ. Ско¬
рость пылевоздушной смеси на вы¬
ходе из горелок принимают w\=
=20-i-28 м/с, а оптимальная скорость
вторичного воздуха шг=(1,5-+-
1,7)04.
Расположение горелок. Горелки
на стенах топочной камеры распо¬
лагают таким образом, чтобы обес¬
печить наибольшую полноту сгора¬
ния топлива в ядре факела, создать
благоприятные условия для удале¬
ния шлаков из топки в заданном
твердом или жидком виде и исклю¬
чить возможность шлакования стен
топочной камеры. При выборе типа
и оптимального размещения горе¬
лок учитывают особенности их ра¬
бочих характеристик.
Так, вихревые горелки создают
более короткий факел по длине и
широкий угол его раскрытия по
сравнению с прямоточными. Интен¬
сивное перемешивание первичного
и вторичного потоков воздуха про¬
исходит за счет энергии вихревого
движения, что обеспечивает глубо¬
кое выгорание топлива в ядре фа¬
кела (до 90—95%)- В этом смысле
вихревые горелки относятся к го¬
релкам «индивидуального дейст¬
вия», каждая самостоятельно обес¬
печивает сжигание своего топлива.
Определяющим конструктивным
параметром вихревых горелок яв-
106
ляется диаметр амбразуры Da. Го¬
релки размещают на достаточном
расстояния друг от друга — (2,2—
3)Da и от боковых стен—(1,6—
2) Da, чтобы исключить раннее
взаимодействие факелов и наброс
факела на стены.
На рис. 8.10 показаны наиболее
характерные схемы расположения
вихревых пылеугольных горелок.
Схемы с фронтальными и двух¬
фронтальными горелками (рис. 8.10,
а,б) могут быть выполнены как в
один, так и в два яруса по высоте.
При однофронтальном расположе¬
нии экран задней стены получает
повышенное тепловосприятие (на
10—20 % выше среднего) и для ис¬
ключения шлакования стены при
твердом шлакоудалении глубина
топки должна быть не менее Ь=
= (6-i-7) Da. Встречное двухфрон¬
тальное расположение горелок ха¬
рактерно для мощных паровых
котлов, когда необходимое число
горелок невозможно разместить на
одной фронтовой стене.
При встречном расположении
выравнивается теплонапряжение эк¬
ранов топки. Чаще всего топки с
горелйами по этой схеме работают
с жидким удалением шлаков, так
как здесь за счет раздачи факела
после соударения как вверх, так и
Рис. 8.10. Расположение вихревых пыле¬
угольных горелок на стенах топочной ка¬
меры:
а—фронтальное двухъярусное; б — двухфронталь¬
ное (встречное); в — встречное с боковых стен
топки


J 4V-
4/
Рис. 8.11. Расположение прямоточных пы¬
леугольных горелок на стенах топочной
камеры:
а — встречно-смещенное; б — угловое с блочным
соударением струй (блочное расположение); в —
угловое с тангенциальным направлением струй
(тангенциальное расположение)
вниз повышается уровень темпера¬
тур у пода топки.
На рис. 8.11 показаны харак¬
терные схемы размещения прямо¬
точных горелок. Горелки этого ти¬
па обеспечивают полное сжигание
топлива только за счет турбулиза-
ции факелов отдельных горелок
при их соударении в объеме топоч¬
ной камеры. В этом смысле прямо¬
точные горелки можно назвать го¬
релками «коллективного действия».
Все представленные схемы нашли
широкое применение при сжигании
торфа, бурых и молодых каменных
углей.
Сжигание торфа и бурых углей
по схеме встречно-смещенных струй
(рис. 8.11,а), разработанной и
внедренной МЭИ, отличается высо¬
кой эффективностью за счет повы¬
шенной турбулизации факела в зоне
основного горения. Это достигается
созданием большого градиента ско¬
ростей между соседними струями,
имеющими противоположные на¬
правления движения.
Схема с угловыми горелками и
тангенциальным направлением го-
релочных струй к условной окруж¬
ности в центре топки диаметром
1—2,5 м (рис. 8.11,в) нашла широ¬
кое применение на многих типах
Рис. 8.12. Вращательное движение факела
в топке с угловыми прямоточными горел¬
ками
котлов, в том числе большой мощ¬
ности. Ее преимущества заключа¬
ются в равномерности тепловых по¬
токов по всем стенам топки, малой
вероятности шлакования стен, так
как вдоль них движутся уже ча¬
стично остывшие газы. Схемы с тан¬
генциальной компоновкой можно
осуществить в топке, форма кото¬
рой близка к квадратной, т. е.
отношение размеров стен h^a/bt^.
а^1,2 (рис. 8.12). Это обусловлива¬
ет хорошую аэродинамику топоч¬
ного объема. В топочных камерах
с более развитой шириной фронта
применимы другие схемы размеще¬
ния горелок (рис. 8.11,а,б)‘.
8.4.	Камерные топки
с удалением шлака
в твердом состоянии
Топочные камеры, работающие
с твердым шлакоудалением, по кон¬
струкции выполняют открытыми,
т. е. без изменения сечения топки
по высоте. Продукты сгорания
охлаждаются топочными экранами,
состоящими главным образом из
парообразующих, частично паропе-
регревательных и экономайзерных
поверхностей нагрева. Топочные эк¬
раны защищают также обмуровку
стен топки от воздействия высокой
температуры.
Отличительной особенностью
этих топок является наличие в
нижней части топки холодной во¬
ронки, образованной путем сбли¬
жения фронтового и заднего экра¬
нов с большим уклоном (50—60°)
до расстояния b'= 1-*—1,2 м. За
счет этого снижается температура
107


ем:
1 — холодная воронка; 2 — шахта; 3 — шлаковая
ванна с водой; 4 — горелка; б — настенные экра¬
ны; 6 — ядро факела; 7 — шибер для перекрытия
шахты; 8 — ленточный конвейер; 9 — шлакодро-
билка; 10 — электродвигатель дробилки; 11 — ка¬
нал гидрозолоудалення
Рис. 8.14. Характер изменения температур
газов в сечении топочной камеры:
1 — температура при низких тепловых напряже¬
ниях сечения топки; 2 — то же при высоких теп¬
ловых напряжениях; 3 — температура начала де¬
формации золы t\
газов в нижней части топки, и вы-
падающие из ядра факела рас¬
плавленные шлаковые частицы, по¬
падая в эту зону, быстро отверде¬
вают (гранулируются) снаружи и
108
по крутым скатам воронки ссыпа¬
ются в шлакоприемную шахту
(рис. 8.13). Количество золы, улов¬
ленной таким способом через хо¬
лодную воронку, невелико и со¬
ставляет 5—10 % общего золосо-
держания топлива. Гранулирован¬
ные шлаковые частицы непрерывно
удаляются из ванны специальным
механизмом. Водяная ванна вы¬
полняет одновременно роль гидро¬
затвора против подсоса снизу в топ¬
ку холодного воздуха. Аэродина¬
мика топочного объема должна быть
так организована, чтобы вблизи на¬
стенных экранов температура газов
была не выше характерной темпе¬
ратуры золы (см. § 2.4), начиная
с которой золовые частицы стано¬
вятся липкими и создают опасность
шлакования стен. На рис. 8.14 по¬
казано, как влияет тепловое напря¬
жение сечения топки 9/ на распре¬
деление температур по сечению.
При высоких тепловых напряжени¬
ях более существенно увеличивает¬
ся температура газов вблизи стен,
что создает опасность их шлакова¬
ния, так как она превышает значе¬
ние /1 золы. Поэтому средние теп¬
ловые напряжения сечения топоч¬
ной камеры и топочного объема
при твердом шлакоудалении, как
правило, имеют невысокие значе¬
ния (<7/=3-5—4 МВт/м2, 9^=100-^
140 кВт/м3). Это неизбежно при¬
водит к развитию габаритных раз¬
меров топочных камер, увеличению
их металлоемкости.
Пылеугольные топки с удалени¬
ем шлака в твердом состоянии
обычно применяют для сжигания
топлив с большим и умеренным
выходом, летучих веществ (Уг>
>25%) при тугоплавкой золе
(/з>1400°С). Твердое шлакоуда-
ление целесообразно также и для
топлив с более низкими темпера¬
турами h, но при относительно
небольшой зольности этих топлив.
Наиболее распространенными
являются схемы сжигания топлив
в подъемном прямоточном факеле
(см. рис. 8.10,а) с применением
вихревых горелок при однофрон-


Рис. 8.15. Топка с сочетанием прямоточно¬
го и горизонтальновихревого факелов
тальном или встречном их располо¬
жении. При создании мощных па¬
ровых котлов для сжигания сибир¬
ских бурых углей более предпочти¬
тельной оказалась схема сжигания
с тангенциальным расположением
прямоточных горелок в несколько
ярусов по высоте (см. рис. 8.11,в).
Такая схема снижает вероятность
наброса факела на стены топки и
связанного с этим шлакования эк¬
ранов, а рассредоточение горелок
по высоте топки (до 12 м) ведет к
уменьшению энерговыделёния в се¬
чении каждого яруса горелок, при
этом снижается уровень температур
в зоне растянутого ядра факела и
заметно сокращается образование
вредных окислов азота N0*. То¬
почные камеры с горизонтальным
вихревым факелом при грубом раз¬
моле топлива (дробленка), разра¬
ботанные под руководством
проф. В. В. Померанцева (ЛПИ),
успешно работают при сжигании
фрезерного торфа и бурых углей
(рис. 8.15). В них мелкие фракции
топлива сгорают в прямоточной ча¬
сти факела, а более грубые сепа¬
рируются вниз, там подхватывают¬
ся струей вторичного воздуха и по¬
падают в вихревое движение, пока
не сгорят.
Вследствие низкой концентрации
пыли в ядре факела (около 20—
30 г/м3) запас топлива в объеме
топки незначителен, поэтому пыле¬
угольные топки малоинерционны и
управление ими хорошо поддается
автоматизации. По той же причи¬
не эти топки чувствительны к на¬
рушениям непрерывного и равно¬
мерного процесса подачи пыли и
воздуха. Здесь очень важно обес¬
печить равномерность распределе¬
ния топлива и воздуха по всем го¬
релкам. Практически полное сжи¬
гание топлив достигается при из¬
бытках воздуха на выходе из топки
aT=l,15-s-l,20. С учетом неизбеж¬
ных присосов в топку холодного
воздуха извне (Дат=0,05-*-0,1) из¬
быток воздуха в горелках аГОр=
=ат—Аат= 1,05ч-1,1.
8.5.	Камерные топки
с жидким удалении шлаков
Для обеспечения жидкого шла-
коудаления необходимо, чтобы
температура газов у стен нижней
части топки и в районе пода была
выше температуры текучести шла¬
ка, т. е. ■&г>^н.ж, где /н.ж=*з+
+ (50-i-l 00) °С — температура нор¬
мального жидкотекучего состояния.
Создание таких условий в нижней
части топки возможно за счет при¬
ближения ядра факела к поду топ¬
ки и покрытия настенных экранов
в этой зоне карборундовой огне¬
упорной тепловой изоляцией (футе¬
рование экранных труб). Для проч-
Рис. 8.16. Вид футерованного экрана:
7 — экранная труба; 2 — шипы до их покрытия
обмазкой; 3 — огнеупорная обмазка
109


ного удержания футеровки вначале
на трубы экранов со стороны то¬
почного объема приваривают шипы
(диаметром 10 мм и длиной 15—
18 мм), а между ними наносят слой
изоляции (рис. 8.16). Набивная ог¬
неупорная масса в несколько раз
уменьшает тепловосприятие экран¬
ных труб.
В качестве новых типов ошипов-
ки применяют оребрение накаткой
ребер по наружной поверхности
труб. Накатанные ребра чрезвы¬
чайно стойки, технологичны, хоро¬
шо удерживают набивную массу и
удобнее при ремонте экранов.
Подовая часть топки выполняет¬
ся горизонтальной или слабона¬
клонной к центру топки. Здесь на
трубы пода накладывают два-три
слоя огнеупорного кирпича на ог¬
неупорной связке. В центре пода
оставляются одно или два футеро¬
ванных отверстия для слива шлака
(летка) размером примерно 500X
Х800 мм. Расплавленный шлак пе¬
реливается через край летки и тон¬
кими струями стекает в шлаковую
ванну, где при контакте с водой
отвердевает.
Выше этой зоны температура
газов снижается и вязкость шлака
возрастает. Он теряет текучесть и
становится липким. Здесь возмож¬
ны отложения шлака на топочных
экранах, ухудшающие их тепловос¬
приятие и снижающие надежность
работы топки. Удаление шлака тре¬
бует останова котла и затрат боль¬
ших усилий и времени. Для нор¬
мальной работы котла желательно,
чтобы эта зона отсутствовала, од¬
нако реально это невозможно. Здесь
важно так организовать движение
газов в сечении топки, чтобы ис¬
ключить касание стен наиболее
высокотемпературной газовой сре¬
ды, т. е. исключить возможность
горизонтальных турбулентных пе¬
реносов масс газов к экранным
поверхностям нагрева.
Верхняя часть топки характери¬
зуется умеренной температурой,
обеспечивающей дальнейшее охлаж¬
дение и грануляцию (отвердева¬
110
ние) мелких частиц летучей золы.
В этой зоне отложения на экран¬
ных поверхностях могут быть в ви¬
де небольшого сыпучего слоя из
мелких частичек золы.
По конструкции топочные каме¬
ры с жидким шлакоудалением вы¬
полняются однокамерными (откры¬
тые и полуоткрытые) и двух-, трех¬
камерными. Наиболее простым кон¬
структивным решением топки с
жидким шлакоудалением является
открытая однокамерная топка с
прямоточным факелом (рис.8.17,а).
За счет футерования экранов ниж¬
ней части топки и выполнения
утепленного пода выделяется зона
с повышенной температурой газов
(зона плавления шлаков). В этом
случае применяют вихревые горел¬
ки с встречным и более низким рас¬
положением их над подом топки.
Однако высокая отдача теплоты в
верхнюю зону охлаждения ограни¬
чивает регулировочные возможно¬
сти топки: при снижении нагрузки
до 0,7—0,8 номинальной начинает¬
ся застывание шлаков вначале на
стенах, а затем на поду. Кроме то¬
го, открытая топка обеспечивает
невысокую степень шлакоулавлива-
ния: доля аШл=0,1-*-0,15.
С помощью двухстороннего пе¬
режима топки обеспечивается вы¬
деление камеры горения (рис.
Рве. 8.17. Схемы топок с жидким шлако¬
удалением:
а — открытая топочная камера; б — топочная ка¬
мера с пережимом


Рис. 8.18. Шнековый
шлакоудаляющий ме¬
ханизм непрерывного
действия:
/ — летка; 2 — охлаж¬
даемый водой змеевик
летки; 3 — огнеупорная
футеровка пода; 4 —
шлаковый бункер; 5 —
шибер; 6 — ванна с во¬
дой; 7 — шнек; 8 — дро¬
бильная камера; 9 —
электродвигатель:	10 —
решетка; 11 — отводящая
течка; 12 — течка кана¬
ла гидрозолоудаления;
13 — катки
8.17,6). Отдача теплоты в верх¬
нюю зону здесь заметно сокра¬
щается. Благодаря этому дости¬
гается достаточно высокая темпе¬
ратура газов (1600—1800 °С).
Объемное тепловое напряжение ка¬
меры горения составляет qvK-T=
=500-5-800 кВт/м3, заметно растет
доля шлакоулавливания: ащл=0,2-!-
0,4. Расширяется диапазон работы
парового котла с устойчивым вы¬
ходом жидкого шлака.
Камера охлаждения полностью
экранирована открытыми трубами.
В ней завершаются сжигание недо¬
горевшей части топлива и охлаж¬
дение продуктов сгорания до тем¬
пературы на выходе, при которой
гранулируется вся зола.
В топках с жидким шлакоуда-
лением благодаря более высокой
температуре горения улучшается
выжиг и несколько снижается по¬
теря 94. Вместе с тем вследствие
увеличения количества удаляемого
через летку шлака и более высо¬
кой его температуры возрастает
потеря с физическим теплом шла¬
ка <7б, увеличивается образование
вредных газов, в частности окислов
азота.
Более высокий процент улавли¬
вания золы позволяет по условиям
износа повысить скорость продук¬
тов сгорания в конвективных газо¬
ходах, что интенсифицирует тепло¬
передачу и уменьшает габариты и
затрату металла поверхностей на¬
грева. Основной недостаток топок
с жидким шлакоудалением — опас¬
ность застывания шлака при пони¬
женной нагрузке котла.
Топки с жидким шлакоудалени¬
ем применяют в основном при сжи¬
гании слабореакционных топлив с
умеренными значениями темпера¬
туры плавления золы (^^1300^-
1350°С), влажности (U7p^20%) и
зольности топлива	(А р^25 %) •
Жидкое шлакоудаление целесооб¬
разно также при сжигании топли¬
ва с низкой температурой плавле¬
ния золы, которая в топках с твер¬
дым шлакоудалением может вы¬
звать шлакование, а также в не¬
которых случаях и при тугоплавкой
абразивной золе (для уменьшения
ее образивности).
Непрерывное удаление шлако¬
вых отходов из ванны под топкой
обеспечивается использованием
скребковых транспортеров наподо¬
бие показанного на рис. 8.13 и шне¬
ковых механизмов (рис. 8.18).
ill


8.6.	Вихревые топки
Чем быстрее протекает горение
топлива и интенсивнее энерговыде¬
ление, тем меньше может быть при¬
нят объем топки, тем меньше
удельная поверхность, принимаю¬
щая участие в лучистом теплооб¬
мене, и тем выше будет температу¬
ра в топке. Следовательно, макси¬
мальная температура факела в
топке является мерой 'интенсивно¬
сти процесса горения. Для сопо¬
ставления на рис. 8.19 эта темпе¬
ратура изображена как функция
удельного энерговыделения в топ¬
ке qv для различных видов топок.
Высокие значения энерговыделе¬
ния достигаются повышенной ин¬
тенсивностью турбулентного массо-
обмена в зоне горения, в результа¬
те чего активизируются реакции
окисления горючей части топлива
и происходит рост тепловыделения
в единице объема топки. Эти усло¬
вия реализуются в вихревых топ¬
ках, которые выполняются с ци¬
клонными предтопками либо с вы¬
деленными вихревыми камерами
(см. рис. 8.1).
Топки с циклонными предтопка¬
ми. По принципу выполнения эти
топочные устройства относятся к
двухкамерным топкам (рис. 8.20).
В первой камере — циклонном пред-
Рвс. 8.1у. Связь температуры и энерговы¬
деления в топках разных типов:
1 — пылеугольная топка с твердым шлакоудале-
ннем; 2 — топка с пережимом н жидким шлако-
удаленнем; 3 — циклонная топка
112
Рис. 8.20. Циклонные топки:
а — топка с горизонтальными циклонами; б —
топка с вертикальными циклонными предтопками
под камерой охлаждения; / — камера горения
(циклон); 2 — шлакоулавливающий пучок; 3 —
камера охлаждения; 4 — горелка; 5 — сопла вто¬
ричного воздуха; 6 — шлаковая летка; 7 — шлако¬
вая ванна
топке — обеспечивается основное
сжигание топлива в условиях ин¬
тенсивного турбулентного смеше¬
ния поступающих потоков топлива
и воздуха. Во второй камере про¬
исходит дожигание остатка топли¬
ва и охлаждение газов за счет ин¬
тенсивного радиационного теплооб¬
мена с открытыми топочными экра¬
нами. Циклонные предтопки могут
быть горизонтальными (с горизон¬
тальной или слабонаклонной осью
вращения вихревого потока) или
вертикальными.'
Сущность циклонного метода
сжигания состоит в том, что тан¬
генциально вводимый в цилиндри¬
ческий предтопок с большой ско¬
ростью (100—150 м/с) вторичный
воздух закручивает поток первич¬
ной смеси и в результате центро¬
бежного эффекта крупные частицы
топлива отбрасываются к стенкам
циклона. Вся поверхность нагрева
циклона ошипована и покрыта ог¬
неупорной массой; благодаря этому
в циклоне развивается высокая тем¬
пература, при которой шлак нахо¬
дится в расплавленном состоянии
и вытекает через летку в нижней
части циклона.
, Движущиеся по спирали в ци¬
клоне частицы топлива подвержены


воздействию двух сил: центробеж¬
ной, отбрасывающей их к внутрен¬
ней поверхности циклона, и аэро¬
динамической, приводящей к выно¬
су их с большой скоростью (до
200 м/с) вместе с продуктами сго¬
рания через суженное центрально
расположенное окно. Поэтому топ¬
ливные частицы распределяются по
сечению циклона резко неравномер¬
но в соответствии с фракционным
составом:	к стенкам циклона от¬
брасываются частицы наиболее
крупных размеров, в центральной
части циклона движутся мелкие
частицы. В горизонтальных циклон¬
ных предтопках (рис. 8.20,а) для
уменьшения выноса частиц топлива
из циклона предусмотрено значи¬
тельное сужение выхода специаль¬
ного профиля («воротник»), в ре¬
зультате чего крупные частицы топ¬
лива находятся в предтопке столь¬
ко времени, сколько это необходи¬
мо для полного их выгорания. Это
позволяет в таких циклонных пред¬
топках сжигать не только пыле¬
видное, но и дробленое топливо с
размером кусочков до 5 мм и улав¬
ливать до 80 % золы топлива.
Горизонтальные циклонные
предтопки выполняют диаметром
1,8—4 м. Длина циклона больше
его диаметра в 1,2—1,3 раза. Теп¬
ловая мощность одного циклона со¬
ставляет 150—400 МВт. Тепловое
напряжение в циклоне весьма вы¬
сокое (<7v=2-j-6 МВт/м3) при
уровне температур газов 1800—
1900°С и избытке воздуха ац=
=1,05-8—1,1. Однако из-за необхо¬
димости иметь камеру дожигания
топлива и развитую камеру охлаж¬
дения газов общее тепловое напря¬
жение топок с горизонтальными
циклонами не превышает 200—
300 кВт/м3, что ненамного выше,
чем в обычных однокамерных топ¬
ках с жидким шлакоудалением.
Высокие скорости вторичного
воздуха обеспечиваются примене¬
нием специальных высоконапорных
вентиляторов напором 10—20 кПа
(1000—2000 мм в.ст.), что в 2—
3 раза выше обычных напоров воз-
8-5185
духа. В конструктивном исполне¬
нии топки с циклонными предтоп-
ками заметно дороже обычных од¬
нокамерных топок и поэтому не
получили широкого применения.
Вертикальные подовые предтоп¬
ки с верхним выходом газов
(рис. 8.20,6) производства Барна¬
ульского котельного завода (БКЗ)
располагаются под камерой охлаж¬
дения. Их выполняют восьмигран¬
ными из отдельных плоских секций и
включают в общую циркуляцион¬
ную схему экранов топочной каме¬
ры, что заметно удешевляет кон¬
струкцию по сравнению с горизон¬
тальными циклонами. На одну ка¬
меру охлаждения работают обычно
два предтопка. Прямоточные щеле¬
вые горелки устанавливают на че¬
тырех стенках предтопка с танген¬
циальным направлением потоков
при обычных скоростях первичного
и вторичного воздуха (a>i=25-*-
35 м/с, 102=40-8-50 м/с). Вся внут¬
ренняя поверхность предтопка за-
футерована по экранам. Благодаря
вводу топлива и воздуха с умерен¬
ными скоростями гидравлическое
сопротивление предтопка невелико.
Тепловые напряжения объема пред¬
топка достигают 800 кВт/м3, доля
шлакоулавливания в них составля¬
ет около 0,7—0,75. Благодаря орга¬
низации подъемного движения по¬
тока газов в циклоне вынос круп¬
ных фракций топлива в камеру
охлаждения здесь маловероятен.
Топки с пересекающимися струя¬
ми. В топках с пересекающимися
струями (рис. 8.21) камера горения
Рис. 8:21. Схемы вихревых топок с пересе¬
кающимися струями:
а — топка МЭИ; б — топка ЦКТИ:	в-гамма-
топка ВТИ; /, 2 — камеры горенья и охлаждения
113


выделяется односторонним или
двусторонним пережимом. Прямо¬
точные горелки устанавливаются
таким образом, чтобы создать в
камере горения вихревое движение
факела в горизонтальной плоско¬
сти. Факел делает один оборот
вблизи футерованных стен, затем
горячие газы проходят в проме¬
жутках между горелками, пересе¬
кают струи свежей пылевоздушной
смеси, обеспечивая их быстрый про¬
грев и устойчивое воспламенение.
Организованное движение факела
вдоль стен и пода топки создает
условия для , устойчивого выхода
жидкого шлака даже при глубоком
снижении нагрузки (до 40—50 %
номинальной). Объемное тепловое
напряжение камеры горения со¬
ставляет 500—600 кВт/м3.
Особенностью топок с выделен¬
ными циклонными предтопками или
топок с пережимами, создающими
обособленную камеру горения, яв¬
ляется то, что при переходе с од¬
ного вида топлива на другой,
включая газ и мазут, происходит
сравнительно небольшое изменение
температуры на выходе из топки
вследствие сглаживания различий в
излучательной способности факела.
Контрольные вопросы к гл. 8
1.	Назовите определяющие размеры то¬
почной камеры.
2.	Почему тепловые напряжения qv и
<7/ имеют ограничения в топочных камерах?
3.	Какова роль двусветных экранов
в топках? Чем отличаются условия работы
такого экрана от настенного?
4.	Объясните, чем характеризуется про¬
цесс шлакования? Как избежать в эксплуа¬
тации это явление?
5.	В чем проявляются преимущества
вихревых горелок по сравнению с прямо¬
точными?
6.	Как правильно следует выполнить
прямоточную горелку? При сжигании ка¬
ких топлив они более выгодны и почему?
7.	Какими мерами обеспечивается твер¬
дое шлакоудаление из топки и отсутствие
шлакования стен?
8.	Каким образом создают условия для
жидкого шлакоудаления из топки? Назови¬
те типы топок для жидкого шлакоуда¬
ления.
9.	Перечислите виды вихревых топок.
Какие преимущества они имеют в органи¬
зации сжигания топлива?
Глава девятая
СЖИГАНИЕ ЖИДКОГО И ГАЗОВОГО ТОПЛИВА
В отечественной энергетике
'большое распространение имеют
газомазутные паровые котлы, при¬
способленные для сжигания жид¬
кого (мазут) и газообразного (при¬
родный газ) топлива. Кроме того,
мазут и природный газ сжигают в
пылеугольных топках как замещаю¬
щее угольную пыль топливо, а так¬
же используют в качестве расто¬
почного.
На газомазутных электростан¬
циях нет пылеприготовительного
оборудования, нет необходимости в
золоуловителях. У газомазутных
котлов меньше габаритные разме¬
ры ввиду более высоких тепловых
напряжений экранов топки и ин¬
тенсивности теплообмена в конвек¬
тивных поверхностях, благодаря
чему сокращаются строительные
114
затраты как на котлы, так и на
здание. В итоге стоимость крупной
- газомазутной электростанции со¬
ставляет около 87 % стоимости пы¬
леугольной такой же мощности.
Упрощается по сравнению с пыле¬
угольными агрегатами обслужива¬
ние котельного оборудования, и,
что важнее всего, уменьшается
стоимость производимой электро¬
энергии.
Наличие больших запасов при¬
родного газа позволяет в последнее
время увеличить использование
этого топлива на электростанциях.
9.1.	Газомазутные топки
Условия сжигания природного
газа и мазута имеют много обще¬
го, что позволяет выполнять то¬


почные камеры для этих видов топ¬
лив одинаковой конструкции.
В большинстве случаев в таких
топочных устройствах основным
топливом является мазут, а резерв¬
ным — природный газ. Вместе с тем
на ряде электростанций работают
паровые котлы, приспособленные
только для сжигания природного
газа, где в достаточном количест¬
ве имеется газ и нет других ис¬
точников топлива. Природный газ
и мазут имеют близкую по значе¬
нию теплоту сгорания (35—
36 МДж/м3 природный газ и 38—
39 МДж/кг мазут), горение этих
топлив происходит в парогазовом
состоянии (см. гл. 5). Интенсив¬
ность горения в обоих случаях
определяется только условиями пе¬
ремешивания. Для сжигания этих
топлив достаточен относительно
невысокий подогрев воздуха: tr.B=
=250-*-300 °С. Практически отсут¬
ствует зола после сгорания этих
топлив, поэтому исключается необ¬
ходимость шлакоудаления в нижней
части топки и не происходит шла¬
кования экранов.
В результате при одинаковой
тепловой мощности котла для этих
топлив могут быть приняты одина¬
ковые по размерам и конструкции
топки. Близкие объемы образую¬
щихся продуктов сгорания позво¬
ляют применять одни и те же тя¬
годутьевые машины. Смешение
топлива с воздухом в газовом со¬
стоянии в обоих случаях позволяет
обеспечить практически полное сжи¬
гание топлива с низким избытком
воздухав топке (ат= 1,02-5-1,05) при
наличии высоких тепловых напря¬
жений в зоне горения.
Газ и мазут обычно сжигают в
камерной топке раздельно, так как
при совместном их сжигании воз¬
растают топочные потери. В этом
случае природный газ воспламе¬
няется раньше мазута, перехваты¬
вает на свое горение кислород и
балластирует зону горения продук¬
тами своего сгорания. В котлах,
оснащенных современными мощны¬
ми газомазутными горелками, имею¬
щими раздельные каналы подачи
воздуха (периферийный и цен¬
тральный) с самостоятельным за¬
вихрением каждого потока, получе¬
ны удовлетворительные результаты
совместного сжигания газа и ма¬
зута. Это определяется обеспече¬
нием начальной стадии горения
каждого вида топлива «своим»
воздухом.
Конструктивно топочная камера
для сжигания природного газа и
мазута имеет форму параллелепи¬
педа. Нижнюю часть топки (под)
выполняют с небольшим уклоном к
центру. Ввиду очень малого содер¬
жания минеральных примесей в
этих топливах никаких устройств
для вывода шлака не предусматри¬
вают. Интенсивное горение этих
видов топлива приводит к образо¬
ванию относительно небольшой по
размерам зоны ядра факела вбли¬
зи горелок, которая характеризует¬
ся весьма высоким уровнем темпе¬
ратур. При этом излучательная
способность факела в значительной
мере определяется наличием мел¬
ких частиц сажи в зоне факела.
Более высокий уровень температур
создает значительную интенсив¬
ность теплового потока на настен¬
ные экраны, особенно при сжигании
мазута за счет образования замет¬
ного количества сажистых частиц.
Это создает опасность перегрева
металла труб и развития высоко¬
температурной коррозии, а также
ведет к образованию высокой кон¬
центрации окислов азота в ядре
факела.
По профилю газомазутные то¬
почные камеры могут быть откры¬
того типа и с циклонными предтоп-
ками (рис. 9.1). Большинство вы¬
пускаемых газомазутных паровых
котлов оборудуется традиционными
призматическими топками с одно¬
фронтальным или двухфронталь¬
ным (встречным) расположением
горелок (рис. 9.1,а, б). Горелки при
однофронтальной установке разме¬
щают в несколько (3—4) ярусов.
Такая компоновка дешевле и удоб¬
нее' в обслуживании, однако не
115


Рис. 9.1. Виды топочных камер для газомазутных паровых котлов:
д —открытая топка с однофронтальными многоярусными горелками; б —открытая топка с встреч¬
ным двухъярусным расположением горелок; в— топка' с встречными циклонными пред-
топками; г — топка с подовыми горелками прямоточного (сплошная линия) или вихревого (пунктир¬
ные линии) типа; б —топка с наклонными прямоточными горелками и вертикальным вихрем; / — аэро¬
динамический выступ
обеспечивает равномерного запол¬
нения топки факелом и неприемле¬
ма для топок с небольшим разме¬
ром по глубине (менее 6 м) ввиду
значительного роста температуры
газов и теплонапряжения заднего
экрана.
При встречном расположении го¬
релок обеспечиваются лучшие усло¬
вия работы экранов. При этом фа¬
кел концентрируется в центральной
высокотемпературной области то¬
почной камеры. Встречное движе¬
ние потоков способствует турбули-
заций концевых участков факела и
при прочих равных условиях при¬
водит к повышению теплонапряже¬
ния в зоне ядра факела на 20—
30 %.
В целях снижения интенсивно¬
сти тепловых потоков на экранные
поверхности топочной камеры в
опытной серии паровых котлов для
блоков 300 МВт было предложено
вынести основное горение топлива
в циклонные предтопки (рис.9.1,в),
размещенные встречно. Экраны
самих циклонов ошипованы и зафу-
терованы карборундовой огнеупор¬
ной изоляцией.
Циклоны обеспечивают манев¬
ренность тепловой работы топки и
в известной мере выравнивают теп¬
ловые характеристики при перехо¬
де с мазута на природный газ и’
наоборот .
Известно, что за счет меньшей
излучательной способности факела
116
природного газа температура про¬
дуктов сгорания на выходе из топ¬
ки увеличивается по сравнению с
той, которая имеет место при сжи¬
гании мазута. Это расхождение
температур при номинальной на¬
грузке для топочных камер откры¬
того типа составляет около 100 °С,
что неизбежно сказывается на из¬
менении тепловой работы после¬
дующих поверхностей нагрева и
прежде всего перегревателя.
Однако в результате неполного
сгорания топлива в объеме цикло¬
на и дожигания его в объеме топки
не удалось уменьшить тепловос-
приятие экранов нижней части топ¬
ки и снизить температуру металла
труб.
В то же время применение
циклонов является более дорогим
решением по сравнению с обычны¬
ми горелками.
В последнее время для умень¬
шения температур факела, локаль¬
ных тепловых потоков на топочные
экраны, снижения выхода окислов
азота предложено подовое распо¬
ложение горелок в открытой топоч¬
ной камере с регулированием сте¬
пени крутки вторичного воздуха
(рис. 9.1,г), при котором на мазуте
за счет малой степени крутки по¬
токов воздуха и топлива в горелке
горение факела растягивается на
большую высоту топки, локальные
тепловые потоки на экраны замет¬
но снижаются, а температура га-


.зов на выходе из топки повышает¬
ся. При сжигании природного газа
степень крутки увеличивают, факел
расширяется и укорачивается. В ре¬
зультате растет радиационное теп-
ловосприятие экранов нижней части
топки, что способствует сближению
температур газов на выходе из нее
при сжигании этих топлив. Удач¬
ным с точки зрения снижения теп¬
ловых напряжений топочных экра¬
нов и сокращения образования
вредных газовых компонентов (N0*,
SO3) оказалось сжигание . мазута
по схеме МЭИ в прямоточно-вих¬
ревом факеле (рис. 9.1,3) с верти¬
кальной осью вращения горящего
факела. Растянутое горение мазу¬
та без соударения струй в центре
топки, активное охлаждение горя¬
щего факела при его движении
вдоль стен заметно снижают мак¬
симальную температуру факела и
создают условия для сокращения
образования вредных газов, сажи¬
стых частиц и канцерогенных ве¬
ществ.
В топочных камерах большой
мощности для выравнивания по вы¬
соте расхода и температур газов
на входе в горизонтальный газоход
применяют аэродинамический вы¬
ступ, образованный трубами задне¬
го экрана в верхней части топки.
При большой высоте газохода
(8—10 м) выступ исключает более
легкий прямой выход газов вдоль
нижней образующей газохода с бо¬
лее высокой температурой (см. рис.
9.1,а).
Выбор типа и единичной мощно¬
сти горелочных устройств и их ком¬
поновка оказывают решающее
влияние на работу газомазутных
паровых котлов. Горелочные уст¬
ройства позволяют управлять дли¬
ной и другими геометрическими па¬
раметрами факела, а также сте¬
пенью заполнения им топочного
объема. Эти характеристики топоч¬
ного устройства приобретают осо¬
бое значение для котлов, оборудо¬
ванных газомазутными горелками
большой единичной производитель¬
ности.
9.2.	Горелочные устройства
для сжигания мазута
9.2.1.	Мазутные форсунки
Для тонкого распыления мазу¬
та применяют центробежные фор¬
сунки, которые вместе с завихри-
вающими устройствами — регистра¬
ми, служащими для подачи и за-
вихривания воздуха, образуют ма¬
зутную горелку. 'В зависимости от
метода распыления мазута разли¬
чают форсунки механические, па¬
ромеханические, паровые, ротаци¬
онные.
В форсунках с механическим
распылением используется кинети¬
ческая энергия струи мазута, со¬
здаваемая напором топливного на¬
соса. Выходя под давлением с по¬
вышенной скоростью через сопло
форсунки, мазут тонко распы¬
ляется.
В паровых форсунках распыле¬
ние топлива достигается в резуль¬
тате использования кинетической
энергии струи пара, вытекающей
из форсунки, а мазут может посту¬
пать в форсунку под небольшим
давлением.
Кроме механических и паровых
форсунок в последнее время широ¬
ко стали применяться также ком¬
бинированные паромеханические
форсунки, работа которых основана
на совместном использовании обо¬
их методов распыления.
Ротационные форсунки основа¬
ны на использовании центробежных
сил для тонкого распыливания по¬
ступающего в форсунку мазута и
подачи его в топку широко расхо¬
дящимся конусом.
Механические форсунки являются наи¬
более распространенным видом форсунок.
Распыл мазута в этом случае обеспечивает¬
ся за счет подачи его под избыточным
давлением (2,5—4,5 МПа) в вихревую ка¬
меру форсунки несколькими каналами и
выходом закрученной массы мазута через
узкое отверстие — сопло диаметром do
(рис. 9.2). При этом создается интенсивно
вращающийся вихрь, в результате чего
истечение жидкого топлива из сопла про¬
исходит с большой скоростью (до 80 м/с)
и в виде широко расходящегося конуса
(рис. 9.3). Толщина вытекающей пленки
составляет около 0,2—0,4 диаметра сопла
117


Ряс. 9.2. Мазутная форсунка с механическим распылением:
а — форсунка; б — прямоугольная вихревая камера; в — круглая вихревая камера; / — вихревая камера
(завнхрнтель); 2 — накидная гайка; 3 — головка; 4— ствол форсунки; 5 — корпус; 6 — соединительный
штуцер; 7 — прижимная скоба; 8 — стопорный винт с зажимной рукояткой
d0/ Внутрь конуса поступают горячие то¬
почные газы, которые обеспечивают прогрев
и испарение выходящего из сопла топлива.
Пленка жидкого топлива по выходе из
сопла растягивается, утоняется и под дей¬
ствием динамических колебаний разрушает¬
ся. Ударное воздействие набегающего пото¬
ка воздуха приводит к вторичному дроб¬
лению крупных капель мазута. По мере
испарения начинается горение паров мазута.
Расчетная производительность механи¬
ческой центробежной форсунки Вм, кг/с,
прежде всего зависит от площади выход¬
ного сопла /о, м2, давления поступающего
топлива рм, МПа, и коэффициента расхо¬
да |л завихренного потока через сопло:
Вя = bpf о РмРм •	(9*1)
Здесь дополнительно Ь — числовой коэффи¬
циент; рм — плотность жидкого топлива.
кг/м3.
Как видно, расходная характеристика
более существенно зависит от сечения (диа¬
метра) сопла форсунки, чем от начального
давления.
Производительность мощных центро¬
бежных форсунок завода «Ильмарине» по
мазуту составляет 0,83—3,3 кг/с (3—
12 т/ч) при диаметре выходного сопла do=
=4ч-8 мм. Диапазон качественного регули¬
рования производительности снижением на¬
чального давления мазута лежит в преде¬
лах 100—60 %.
Форсунки чисто механического распы¬
ления имеют ограниченный диапазон регу¬
лирования производительности, поскольку
при заметном снижении давления мазута
перед форсункой распыл мазута сущест¬
венно ухудшается, образуется много круп¬
ных капель и происходит неполное сгора¬
ние топлива.
Паромеханические форсунки работают
при большой нагрузке парового котла как
118
чисто механические, а при малой как паро¬
механические. Это расширяет диапазон ре¬
гулирования в пределах 100—20!% без сни¬
жения качества распыления.
Паромеханическая форсунка (рис. 9.4)
имеет два канала, подающих к головке
форсунки (наконечнику) мазут и пар
(с давлением 0,2—0,4 МПа). Здесь вместо
центробежной вихревой камеры применен
аксиальный завихривающий аппарат с ко¬
нусом-рассекателем. Поток пара с большой
скоростью внедряется в распыляемую ма¬
зутную струю и за счет своей энергии тон¬
ко дробит капли мазута. Расход пара на
распыл составляет не более 10 % расхода
мазута. Кроме того, небольшое количество
пара, поступающее в зону ядра факела
активизирует реакции горения за счет уве¬
личения активных центров реакции, обра¬
зующихся при диссоциации водяных паров.
Производительность паромеханической фор¬
сунки по мазуту составляет 5—7 т/ч. Они
Рис. 9.3. Схема движения и распыления
жидкости на выходе из сопла завихрителя:
/ — сопло; 2 — входной канал


устанавливаются на мощных паровых кот¬
лах с глубоким диапазоном регулирования
нагрузки.
В паровых форсунках высокий эффект
распыления достигается в результате боль¬
шой скорости истечения струи пара (до
1000 м/с), увлекающей с собой мазут.
Достоинствами парового распыления
являются простота форсунки, а также вы¬
сокое качество распыления даже при невы¬
соком подогреве мазута (до 80 °С). Одна¬
ко паровые форсунки используются редко и
только как растопочные, как правило, на
электростанциях, сжигающих твердое топ¬
ливо. В длительной работе они неэкономич¬
ны из-за большого расхода пара на распыл
(40—60 % расхода мазута), при этом теп¬
ловая мощность растопочных форсунок со¬
ставляет около 30 % тепловой мощности
парового котла.
Ротационные форсунки применяются
для сжигания мазута в пиковых водогрей¬
ных котлах типа КВ ГМ. Форсунка имеет
небольшой электродвигатель, обеспечиваю¬
щий вращение распыливающего конуса
с большой частотой вращения. Мазут под
избыточным давлением подается в головку
форсунки и поступает на внутреннюю по¬
верхность быстро вращающегося конуса.
Здесь он под действием центробежных сил
тонким слоем движется вдоль стенки ко¬
нуса и мельчайшими каплями выбрасыва¬
ется в топочный объем. Излучение теплоты
из ядра факела способствует интенсивному
прогреву пленки мазута за короткое время
движения по стенке конуса.
9.2.2.	Регулирование
производительности форсунки
Из-за резко неравномерного фракцион¬
ного состава капель наиболее мелкие из них
сгорают на более коротком пути, а более
крупные центробежными силами могут быть
выброшены за пределы зоны горения или
вследствие недостаточного для них времени
пребывания в зоне горения не успевают
полностью сгореть. Поэтому важно обеспе¬
чить равномерное по фракциям распыление
мазута, чтобы количество капель (диамет¬
ром более 1 мм) было минимальным. Тон¬
кость распыления мазута определяют раз¬
мером среднего расчетного диаметра
образующихся капель. Для этого на спе¬
циальном стенде испытывают форсунку и
определяют размеры капель и их массу по
группам фракций. Затем расчетом нахо¬
дится средний диаметр бСр. Средний диа¬
метр капель для механических форсунок
составляет около 300 мкм. С повышением
давления мазута в форсунке средний раз¬
мер капель уменьшается, но довольно не¬
значительно. Обычно верхний предел дав¬
ления составляет 4—5 МПа. Снижение дав¬
ления ниже 1,2 МПа не допускают по
условиям значительного ухудшения распы¬
ла. В целях увеличения производительности
форсунки идут на некоторое увеличение
диаметра сопла d0, но, чтобы не допустить
Рис. 9.4. Мазутная паромеханическая фор¬
сунка ТКЗ-4:
а — форсунка; б — продольный разрез наконечни¬
ка; 1 — подача мазута; 2 — подача пара по
кольцевому каналу; 3 — корпус наконечника; 4 —
аксиальный завнхрнтель; 5 — рассекатель
снижения качества распыла, необходимо
уменьшить вязкость ва счет нагрева мазу¬
та до более высокой температуры.
В' паромеханических форсунках бСр=
= 50-f-l 00 мкм и зависит от энергии посту¬
пающего пара и эффективности его исполь¬
зования для распыла мазута.
Подачу топлива при сжигании мазута
можно регулировать двумя способами:
изменением давления мазута перед всеми
работающими форсунками в указанном
выше диапазоне (качественный метод) и
выключением отдельных форсунок (коли¬
чественный метод).
Из формулы (9.1) следует, что измене¬
ние расхода топлива первым способом тре¬
бует заметного снижения начального дав¬
ления, поскольку Вмс/э/?м0’5. Так> снн*
жения производительности на 40% (от 100
до 60 % номинальной нагрузки) давление
мазута необходимо снизить в 2,8 раза, что
не всегда допустимо.
Поэтому при использовании механиче¬
ских форсунок пользуются качественно-ко¬
личественным способом регулирования на¬
грузки. Диапазон качественного регулиро¬
вания ограничивается нагрузкой
Я'=А>(Рмкп/Рн)0-5,	(9.2)
где рмпн = 1,2 МПа — наименьшее допусти¬
мое давление мазута; рм — номинальное
давление мазута перед форсунками, МПа;
Е)0 — номинальная паропроизводительность
котла, кг/с.
Дальнейшее снижение нагрузки можно
обеспечить отключением отдельных горе¬
лок или групп горелок, когда их количе¬
ство велико, при этом давление мазута
перед оставшимися в работе горелками
возрастает, что позволяет снова некоторое
время снижать нагрузку изменением давле¬
ния мазута. Отключенные горелки надо обя¬
зательно охлаждать подачей части воздуха,
что нарушает воздушный баланс зоны го¬
119


рения и ведет к увеличению общего расхо¬
да воздуха.
Отключение форсунок, кроме того,- вы¬
зывает в той или иной мере тепловой пе¬
рекос в топочной камере, поэтому на мощ¬
ных паровых ко,тлах чаще применяют паро¬
механические форсунки, обеспечивающие
качественное регулирование во всем рабо¬
чем диапазоне нагрузок. Высокие скорости
воздуха для удовлетворительного переме¬
шивания с топливом при низких нагрузках
можно сохранить при выполнении горелки
в двухпоточном исполнении по воздуху
(см. рис. 9.7). В этом случае при низкой
нагрузке отключают один из воздушных
потоков и тем самым уменьшают сечение
для прохода воздуха.
9.2.3.	Воздушные регистры
Для эффективного сжигания мазута не¬
достаточно тонкого его распыления. Необ¬
ходимо также тщательно перемешать кап¬
ли распыленного мазута с воздухом. Это
достигается нагнетанием воздуха дутьевы¬
ми вентиляторами в топку через воздушные
регистры (воздухонаправляющие устрой¬
ства), обеспечивающие его интенсивное за¬
вихрение (крутку) и подачу со скоростью
25—30 м/с в наиболее узком сечении
амбразуры.
В’ отличие от пылеугольных горелок по¬
ступающий для горения мазута воздух не
делят на первичный и вторичный и одним
потоком подают через воздушный регистр.
Воздушные регистры выполняют трех
видов: улиточный, аксиальный лопаточный
и тангенциальный лопаточный (рис. 9.5).
При больших расходных объемах воздуха
мощных горелок улиточный завихритель по¬
лучается довольно громоздким. Его приме¬
няют на горелках относительно небольшой
мощности. Аксиальный лопаточный аппарат
состоит из прямых лопаток, повернутых под
углом 40—50° к направлению оси канала.
Он наиболее прост в выполнении и имеет
наименьшее гидравлическое сопротивление,
но для пропуска всего потока воздуха тре¬
бует большого диаметра канала и создает
меньшую по сравнению с другими степень
крутки. В тангенциальном лопаточном ре¬
гистре поток воздуха движется к центру
канала из периферийной камеры по каса¬
тельной к стенкам канала. Он имеет не¬
сколько большее сопротивление, но
Рис. 9.5. Схемы воздушных регистров:
а — тангенциальный лопаточный; б— улиточный;
в — аксиальный лопаточный
Рис. 9.6. Горелка с тангенциальным лопа¬
точным регистром и регулированием рас¬
хода воздуха:
/ — корпус горелки; 2 — лопаточный аппарат;
3 — регулирующий барабан; 4 — центральная тру¬
ба для мазутной форсунки
отличается высокой степенью крутки пото¬
ка и возможностью регулирования размера
проходного сечения при изменении нагру¬
зок путем перемещения вдоль оси горелки
регулирующего барабана (рис. 9.6). Это
обеспечивает сохранение необходимой сте¬
пени крутки воздушного потока при сниже¬
нии нагрузки, что важно для удовлетвори¬
тельного перемешивания топлива с воз¬
духом.
Мощные мазутные форсунки выпол¬
няют с более глубоким регулированием их
производительности, причем расход воздуха
приводится в соответствие с расходом топ¬
лива. Поэтому воздушные регистры для
мощных форсунок также должны допус¬
кать более глубокое регулирование подачи
воздуха.
В мощных газомазутных горелках воз¬
дух часто подается двумя потоками с са¬
мостоятельным завихрением и регулирова-
Рис. 9.7. Двухпоточный воздушный регистр
с лопаточным аппаратом для газомазутных
горелок большой производительности:
1 — корпус; 2 — лопаточный аппарат для цент¬
рального подвода воздуха; 3 — лопаточный аппа¬
рат для периферийного подвода воздуха; 4 —
регулирующий барабан; 5 — ствол для мазутной
форсунки н запального устройства


нием каждого из них. Двухпоточный ре¬
гистр с лопаточным аппаратом для форсу¬
нок большой производительйости и широ¬
ким диапазоном регулирования показан на
рис. 9.7. При снижении нагрузки ниже 70 %
номинальной регулирующий барабан пере¬
мещается вперед и перекрывает подачу воз¬
духа до наружному (периферийному) ка¬
налу. В результате скорость воздуха во
внутреннем (центральном) канале увели¬
чивается, улучшается перемешивание с топ¬
ливом на выходе из горелки.
Электрозапальное устройство. Для вос¬
пламенения основного топлива — мазута
или газа — мощные современные паровые
котлы оборудованы горелками с электро-
запальным устройством. Зажигание горел¬
ки осуществляется природным газом от
электрической искры дистанционно со щита
управления.
9.3.	Организация сжигания
природного газа.
/ Комбинированные
газомазутные горелки
Характерной особенностью сжи¬
гания природного газа является об¬
разование горючей смеси из резко
различных по объему количеств га¬
за и воздуха: на 1 м3 природного
газа в горелке расходуется около
20 м3 горячего воздуха (при тем¬
пературе 250—300 °С). Обеспечить
хорошее перемешивание с возду¬
хом в этих условиях можно только
путем ввода газа в поток воздуха
большим числом отдельных тонких
струй с высокой приникающей спо¬
собностью, со скоростью газа до
120 м/,с при скорости основного по¬
тока воздуха 25—40 м/с.
Газовые горелки являются го¬
релками с частичным внутренним
смешением, поскольку в пределах
горелки не достигается полное пе¬
ремешивание газа и воздуха, оно
завершается уже в топочной каме¬
ре. В результате небольшая часть
газа в зонах высоких температур
при нехватке кислорода подверга¬
ется термическому разложению (пи¬
ролизу) с образованием сажистых
частиц. Поэтому при работе газо¬
вой горелки также создается доста¬
точно яркий факел в топке с мак¬
симумом температуры горения на
определенном удалении от амбразу¬
ры горелки.
В большинстве случаев ввод га¬
за в воздушный поток выполняют
перпендикулярно направлению дви¬
жения воздуха (рис. 9.8). Для рав¬
номерного распределения газа в
объеме воздуха глубина проникно¬
вения отдельных струй газа долж¬
на быть различной. Определяющей
характеристикой при расчете про¬
никновения базовой струи является
глубина внедрения А, определяемая
соотношением количеств движения
газовой струи и воздушного потока
и характеризующая расстояние по
нормали от устья струи до места,
где она принимает спутное направ¬
ление движения с воздушным по-
Рис. 9.8. Схема развития газовых струй в воздушном потоке при разных диаметрах газовых
отверстий
121


током. Глубина внедрения струи
определяется по формуле
h=kskadr(wr/wB) (рг/рв)0-5,
(9.3)
где dr — диаметр отверстия газовой
струи, м; wr, wB — соответственно
скорости газовой струи на выходе
из отверстия и воздуха в сечении
горелки, м/с; рг, рв — плотности
газа и воздуха при расчетных тем¬
пературах, кг/м3; ks — поправочный
коэффициент на расстояние между
отверстиями; ka — поправка на угол
ввода газовой струи.
Из формулы (9.3) следует, что
глубина проникновения струи опре¬
деляется главным образом ее диа¬
метром и отношением скоростей
струй газа и воздуха. При выпол¬
нении газовых отверстий вдоль по¬
тока воздуха в несколько (2—3)
рядов равномерное распределение
газа в воздушном потоке достига¬
ется путем уменьшения диаметра
отверстий по направлению движе¬
ния воздуха (см. рис. 9.8).
Определяющими параметрами
газовой горелки являются:
относительная длина зоны внут¬
реннего смешения lcu=LCulDB, где
Da — диаметр выходной амбразуры
горелки (рис. 9.9). Она характери¬
зует условия частичного внутренне¬
го смешения потоков;
аэродинамический параметр, ха¬
рактеризующий интенсивность тур¬
булентного смешения потоков,
Рис. 9.9. Газовая горелка с центральным
вводом газа:
В ~ ввод горячего воздуха; Г — подвод природ¬
ного газа; Р — аксиальный лопаточный регистр
122
где wB.д — действительная скорость
завихренного потока воздуха, при¬
мерно равная удвоенной расходной
(аксиальной) скорости: шв.д=2а)в;
оптимальный параметр па=1-*-1,2;
размер, форма и расположение
газовых отверстий, определяемые
общей конструкцией горелки. Мо¬
жет быть организован поперечный
ввод газа в поток воздуха с пери¬
ферии горелки или из центральной
трубы (рис. 9.9) и их сочетание (в
горелках большой производитель¬
ности). Часто в мощных газовых
горелках применяют прямоточный
ввод газовых струй в поток возду¬
ха с обеспечением их перемешива¬
ния целиком в объеме топки вбли¬
зи горелки.
Комбинированные горелки. Од¬
ним из преимуществ комбинирован¬
ных горелок является возможность
легкого перехода с сжигания одно¬
го вида топлива на сжигание дру¬
гого. Горелка должна быть так вы¬
полнена, чтобы сжигание каждого
из видов топлива происходило в оп¬
тимальных условиях.
В такой горелке каналы подво¬
да воздуха выполняются общими
для обоих видов топлив, а распо¬
ложение каждого вида горелочного
устройства должно обеспечить бы¬
строе и полное смешение топлива
с воздухом. Для эффективного сме¬
шения с топливом поток воздуха
в горелке сильно турбулизируется
с помощью воздушного регистра.
На мощных паровых котлах ус¬
танавливают газомазутные горел¬
ки, отличающиеся способом ввода
газа в поток воздуха и методом
регулирования его расхода при пе¬
ременных нагрузках. Газомазутная
горелка ТКЗ (Таганрогского ко¬
тельного завода) коаксиального ти¬
па с центральной подачей газа по¬
казана на рис. 9.10. Природный газ
из центрального кольцевого кол¬
лектора выдается двумя рядами от¬
верстий разного диаметра. Воздух
подводится через тангенциальный
лопаточный регистр. Регулирование
его расхода обеспечивается пере¬
мещающимся дисковым шибером.


Воздух
I I
Рис. 9.10. Газомазутная горелка ТКЗ коак¬
сиального типа с центральной подачей газа:
1 — кольцевой газовый коллектор; 2 — мазутная
форсунка; 3 — лопаточный аппарат; 4 — дисковый
шибер; 5 — фланец, предохраняющий наконечник
от обгорания; 6 — воздушный короб; 7 — подвод
воздуха для охлаждения наконечника; 8 — ам¬
бразура горелки; 9 — канал для запальника
Таким образом, при снижении на¬
грузки парового котла уменьшен¬
ный расход воздуха будет прохо¬
дить через меньшее сечение реги¬
стра, что сохраняет интенсивность
крутки и хорошие условия смеше¬
ния с топливом. При переходе го¬
релки на сжигание мазута послед¬
ний поступает по центральному ма¬
зутному стволу и распыляется в
механической форсунке, выдвинутой
в зону наибольших скоростей воз-
Рнс. 9.11. Газомазутная горелка тепловой
мощностью 48 МВт:
1 и V — подача воздуха в периферийный и
центральный воздушные каналы; 2 и 2'— тан¬
генциальные лопаточные аппараты; 3 — пароме¬
ханическая форсунка; 4 — кольцевой коллектор
природного газа; 5 — отверстия для периферий¬
ного ввода природного газа; 6 — центральная
подача природного газа; 7 — центральная подача
горячего воздуха; 8 — газовый электрозапальник;
9 — обмуровка топки
духа (в область суженого сечения
амбразуры горелки). Давление газа
перед горелкой 2,5—3,0 кПа. Ско¬
рость воздуха в узком сечении горел¬
ки 40 м/с. Воспламенение топлива
обеспечивается электрозапальным
устройством.
Газомазутная горелка для пря¬
моточного парового котла блока
300 МВт, работающего под надду¬
вом (рис. 9.11), имеет два само¬
стоятельных канала подвода воз¬
духа, который завихривается в тан¬
генциальном лопаточном аппарате
и поступает в периферийный и
центральный каналы горелки. Кро¬
ме того, имеется еще подача тре¬
тичного воздуха в . центральную
трубу для охлаждения мазутной
форсунки. При снижении нагрузки
расход воздуха по периферийному
кольцевому каналу уменьшается
регулирующим шибером перед го¬
релкой (на рис. 9.11 не показан).
Подача мазута осуществляется па¬
ромеханической форсункой типа
ТКЗ-4М производительностью
1,28 кг/с (4,6 т/,ч)' при давлении
мазута 4,5 МПа и пара 0,2 МПа.
Природный газ в основном вводит¬
ся в поток воздуха с периферии из
кольцевого коллектора большим
числом труб 0 32 мм, и частично
из отверстий центрального коакси¬
ального канала (расчетная ско¬
рость выхода газа соответственно
134 и 177 м/с).
Мощные газомазутные горелки
оборудуют механизмом, который
при сжигании одного вида топлива
отключает подачу другого. Напри¬
мер, при переходе на сжигание га¬
за мазутная форсунка автоматиче¬
ски отключается и втягивается в
центральный ствол. Одновременное
сжигание двух видов топлива при¬
водит к ухудшению выгорания од¬
ного из них (чаще мазута), что свя¬
зано с различными условиями сме¬
шения и временем воспламенения.
Газомазутные горелки рассчи¬
тывают на работу топки с предель¬
но малыми избытками воздуха
(ат=1,02-5—1,03 при работе топки
под наддувом) в целях снижения ин¬
123


тенсивности коррозионных процес¬
сов в низкотемпературной части
тракта (см. § 14.1). Работа с низ¬
кими избытками воздуха требует
тщательного выполнения горелок и
воздухоподводящих трактов для то¬
го, чтобы исключить неравномер¬
ность распределения топлива и воз¬
духа по горелкам. Все форсунки
тарируются, допустимое расхожде¬
ние их производительности должно
быть не более 2%. Контроль за
расходом воздуха через каждую
горелку ведется по давлению воз¬
духа перед ней.
При работе топки под разреже¬
нием неизбежны присосы холодно¬
го воздуха извне (Да®=0,05-*-0,1).
В таком случае расход организо¬
ванного горячего воздуха через го¬
релку может оказаться меньше тео¬
ретически необходимого (аГОр=
=0,96-5-0,98), поскольку присосан¬
ный воздух только частично (око¬
ло 0,5Дат) используется для горе¬
ния топлива. При локальных зна¬
чениях избытка воздуха вблизи стен
(а<1,0) возможно возникновение
высокотемпературной сероводород¬
ной коррозии экранных труб.
Контрольные вопросы к гл. 9
1.	Почему газ и мазут можно эконо¬
мично сжигать в одной топочной камере?'
2.	Назовите наиболее характерные спо¬
собы расположения горелок в газомазут¬
ных топках.
3.	Какими методами получают тонкий*
распыл мазута? Какой из них более при¬
годен для котла, работающего при пере¬
менных нагрузках?
4.	Как можно обеспечить тонкий рас¬
пыл мазута при сниженной нагрузке котла?*
5.	Какие применяют способы для за¬
вихрения воздуха в горелках?
6.	Как обеспечивают необходимую сте¬
пень крутки воздушного потока при низкой*
нагрузке?
7.	Каким способом обеспечивают быст¬
рое перемешивание газа и воздуха в газо¬
вой горелке? Завершается ли этот процесс*
в пределах горелки?
8.	Что такое комбинированная го¬
релка?
Глава десятая
ОСНОВЫ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТА
ПАРОВЫХ котлов
ЮЛ. Режимы
и параметры течения
пароводяной смеси
Для надежной работы поверх¬
ностей нагрева паровых котлов тре¬
буется непрерывный отвод от них
теплоты в соответствии с интенсив¬
ностью обогрева. В экономайзерах
и пароперегревателях это обеспечи¬
вают устойчивостью движения по¬
тока воды и пара при соответству¬
ющей скорости за счет напора на¬
соса. В парообразующих поверхно¬
стях докритического давления от¬
вод теплоты достигают непрерыв¬
ным смачиванием поверхности на¬
грева водой и отводом от нее
образующегося пара. При сверх¬
критическом давлении в зоне фазо¬
вого перехода надежная работа
обеспечивается умеренным обогре-
124
вом и соответствующей скоростью»
потока.
Движение пароводяной смеси, а
следовательно, и охлаждение эк¬
ранных труб в топках паровых кот¬
лов различных систем организуются'
по-разному (рис. 10.1). В котлах с
естественной циркуляцией парово¬
дяная смесь в подъемных трубах
экранов перемещается в результа¬
те движущего напора естественной
циркуляции, возникающего при обо¬
греве труб. Скорость воды на вхо¬
де в парообразующие трубы после
растопки котла быстро возрастает
и достигает максимального значе¬
ния (порядка 1,2—1,5 м/с). По ме¬
ре дальнейшего роста нагрузки ско¬
рость несколько уменьшается из-за
того, что увеличивающееся парооб¬
разование при большом удельном
объеме пара приводит к повыше-


Рис. 10.1. Скорость движения рабочей сре¬
ды в экранных трубах разных типов паро¬
вых котлов:
1 — естественная циркуляция; 2 — принудитель¬
ная циркуляция; 3 — прямоточное движение
нию сопротивления труб (кривая/
на рис. 10.1).
В котлах с принудительной цир¬
куляцией движение воды и паро¬
водяной смеси в экранных трубах
осуществляется за счет энергии на¬
соса принудительной циркуляции,
поэтому независимо от нагрузки
скорость рабочей среды почти по¬
стоянна (кривая 2) и для надеж¬
ного охлаждения металла труб ус¬
танавливается на более высоком
уровне (около 1,5—2 м/с).
В прямоточных паровых котлах
скорость движения рабочей среды
пропорциональна нагрузке (кри¬
вая 3). Однако при малой нагруз¬
ке скорость может оказаться недо¬
пустимо низкой, так как тепловы¬
деление в ядре горения топлива
остается высоким, что может при¬
вести к повреждению труб из-за их
перегрева. В связи с этим при¬
ходится ограничивать минималь¬
ную нагрузку прямоточного котла
на уровне около 30% его номиналь¬
ной паропроизводительности.
На интенсивность отвода тепло¬
ты в парообразующих трубах силь¬
ное влияние оказывают режимы те¬
чения пароводяного потока. В свою
очередь режимы течения при про¬
чих равных условиях зависят от
расположения в пространстве труб
(вертикальные и горизонтальные
трубы и их гибы).
Под режимом течения в данном
случае понимают характер распре¬
деления паровой и водяной фаз в
сечении трубы. Движение пара и
воды в трубах исследовалось раз¬
личными способами. Наиболее про¬
стыми являются непосредственные
визуальные наблюдения, фотогра¬
фирование и киносъемка движения
потока. Эти методы возможны
только при использовании стеклян¬
ных труб (или прозрачных вставок
в трубы в местах наблюдений), что
ограничивает исследование потоков
только атмосферным и близкими
к нему давлениями и использова¬
нием в качестве двухфазной среды
воздуховодяной смеси, а не паро¬
водяной, которая не обладает не¬
обходимой прозрачностью.
Исследование режимов течения
пароводяных смесей в трубах при
эксплуатационных параметрах воз¬
можно с использованием косвенных
методов, без нарушения рабочего
режима движения. Одним из них
является применение жесткого гам¬
ма-излучения в виде узкого луча с
определением прошедшей сквозь
трубу интенсивности излучения
(рис. 10.2). Установка с источни¬
ком излучения — радиоактивным
кобальтом — и счетчиком импуль¬
сов может перемещаться поперек
трубы и фиксировать плотность
среды по сечению трубы. Зная
плотность в каждом месте сечения
трубы, не представляет труда най¬
ти долю пара и в итоге его рас¬
пределение по всему сечению
трубы.
Вертикальные трубы. При тече¬
нии жидкости, смачивающей стен¬
ки трубы, на внутренней ее поверх¬
ности обычно сохраняется жидкая
пленка, а паровые пузыри отрыва¬
ются от стенки и концентрируются
в ядре потока. На.начальной ста¬
дии парообразования при неболь¬
шой скорости пароводяной смеси
отдельные пузырьки пара малых
размеров (при высоком давлении—
диаметром около 1 мм) распреде¬
лены практически равномерно по
сечению трубы. Такой режим тече¬
ния получил название пузырьково¬
го (рис. 10.3,а). С увеличением па-
росодержания паровые пузырьки
125


Рис. 10.2. Схема уста¬
новки для просвечива¬
ния трубы гамма-луча¬
ми:
I — источник излучения; 2—
свинцовый коллиматор, фор¬
мирующий узкий пучок лу¬
чей; 3 — свинцовый контей¬
нер; 4 — труба; 5 — фикса¬
тор положения; 6—рама;
7 — счетчик излучения
все в большей мере концентриру¬
ются в центральной части потока,
создавая здесь пароводяную смесь
со значительным количеством мел¬
ких паровых пузырей, как бы рав¬
номерно перемешанных с водой.
Этот режим назван эмульсионным
режимом течения (рис. 10.3,6). При
относительно невысоких давлениях
рабочей среды (р<4 МПа) мелкие
паровые пузырьки обладают воз¬
можностью объединяться в крупные
паровые пузыри, диаметр которых
несколько меньше внутреннего диа¬
метра трубы, а длина их может
быть значительной. Эти образова¬
ния пара внешне напоминают фор¬
му снаряда, и потому такой режим
течения называется снарядным
Рис. 10.3. Режимы течения пароводяной
смеси в вертикальных трубах:
а — пузырьковый; б — эмульсионный; в — снаряд¬
ный; г — дисперсно-кольцевой (стержневой); д —
влажного пара
126
(рис. 10.3,в). За кормой «снаря¬
дов» следует жидкая перемычка,
содержащая мелкие пузыри пара.
При дальнейшем увеличении па-
росодержания паровые пузыри при
высоком давлении вытесняют воду
из центральной части потока,,
а при низких давлениях отдель¬
ные паровые «снаряды» соеди¬
няются между собой, образуя
в итоге сплошной паровой стер¬
жень, движущийся по оси тру¬
бы, в котором распылена часть ка¬
пель жидкости. Паровой стержень
окутан сплошной кольцевой водя¬
ной пленкой, движущейся по стен¬
ке. Эта пленка надежно охлаждает
стенку трубы. Такой режим тече¬
ния получил название стержневого
или дисперсно-кольцевого (рис.
10.3,г). Толщина кольцевой водя¬
ной пленки определяется соотноше¬
нием расходов воды и пара. При
большой скорости пара и высоком
давлении за счет сил трения масса
водяной пленки срывается и уносит¬
ся каплями в поток пара, а на
стенке остается все более тонкая
водяная пленка, которая затем пол¬
ностью высыхает. В итоге на ко¬
ротком участке трубы образуется
режим движения влажного пара
(рис. 10.3,6), когда на стенке тру¬
бы уже нет пленки влаги (темпе¬
ратура стенки выше температуры
насыщения), а в потоке насыщен¬
ного пара еще несутся отдельные
капли жидкости, испаряющиеся по
мере получения паром теплоты от
стенок трубы.
При низком давлении рабочей
среды в трубах основным является
снарядный режим движения. Дис-


Пар
Рис. 10.4. Расслоенный режим течения в
горизонтальной трубе
персно-кольцевой режим наблюда¬
ется только при очень высоком па-
росодержании потока. По мере по¬
вышения давления вследствие
уменьшения поверхностного натя¬
жения образование крупных пузы¬
рей становится невозможным нена¬
рядный режим постепенно вырож¬
дается и уже при давлении 3—
4 МПа в чистом виде не сущест¬
вует. В итоге расширяется диапазон
чисто эмульсионного режима. По
мере приближения к критическому
давлению основным видом течения
смеси является стержневой (дис¬
персно-кольцевой) режим. Переход
от пузырькового к эмульсионному
режиму течения характеризуется
массовым паросодержанием в по¬
токе более 10%. Начало развития
стержневого режима движения в
трубе зависит от давления рабочей
среды и происходит при паросодер-
жании 30—50% • Режим влажного
пара характеризуется преимущест¬
венным количеством пара в трубе
(паросодержание около 90%).
Горизонтальные трубы. Харак¬
терной особенностью течения паро¬
водяной смеси в горизонтальной
трубе является неравномерность
распределения структурных состав¬
ляющих потока — пара и воды —
по сечению. Вследствие меньшей
плотности пар стремится преиму¬
щественно к верхней образующей
трубы, а основная масса воды дви¬
жется у нижней образующей (рис.
10.4). Степень асимметрии потока
относительно горизонтали зависит
от скорости смеси и диаметра ка¬
нала. Чем выше скорость движе¬
ния, тем интенсивнее турбулент¬
ность в потоке и меньше асиммет¬
рия потока. Для трубы внутренним
диаметром 30—40 мм при скоро¬
стях входа воды о>>1 м/с на на¬
чальном участке трубы при малом
паросодержании пузырьки пара, от¬
рываясь от поверхности нагрева,
движутся совместно с жидкостью
равномерно перемешанными. Только
при больших паросодержаниях
(около 50%) вследствие усилива¬
ющейся ассиметрии потока верхняя
образующая трубы может омывать¬
ся только паром, что значительно
увеличит температуру металла в
этом месте.
Поверхность из горизонтальных
труб со значительным паросодер¬
жанием обычно выносят из топки
в область умеренных тепловых по¬
токов. При малой скорости воды в
горизонтальных или слабонаклон¬
ных трубах (а>г^0,5 м/с) на уча¬
стке начала парообразования, ког¬
да возможна асимметрия структу¬
ры потока, принимают меры к зна¬
чительному снижению интенсивно¬
сти обогрева труб. Примером этого
является закрытие двумя-тремя сло¬
ями огнеупорного кирпича или дру¬
гим огнеупорным тепловым изоля¬
тором труб подового экрана газо¬
мазутных топок (см. § 9.1).
Гибы труб. Различают верхние
гибы труб, в которых поток рабо¬
чего тела изменяет свое направле¬
ние с восходящего (подъемного) на
опускное (рис. 10.5,а), и нижние,
в которых, наоборот, направление
потока изменяется с опускного на
подъемное (рис. 10.5,6).
В местах гнбов стенка трубы
омывается водой менее надежно,
чем на прямых участках труб.
Ухудшение омывания связано с
Рис. 10.5. Расслоение потока на участках
гибов труб:
а — верхний гиб; б — нижний гиб
127


центробежным эффектом забрасы¬
вания воды к наружной образую¬
щей трубы при повороте струи на
180% при этом стенка со стороны
внутренней образующей трубы мо¬
жет оказаться без, достаточного
охлаждения. При сверхкритическом
давлении одновременное существо¬
вание двух фаз принципиально не¬
возможно, рабочее тело должно
представлять собой однородную
среду. Поэтому предполагали, что
расслоение потока в этих условиях
невозможно. Между тем установле¬
но, что при движении среды сверх¬
критического давления в горизон¬
тальном канале имеет место неод¬
нородность потока по плотности в
верхней и нижней частях трубы.
Возникновение неоднородности свя¬
зано с резким изменением плотно¬
сти среды в зоне фазового перехо¬
да от температуры. В пристенной
области среда имеет температуру,
близкую к температуре стенки, что
заметно выше, чем в центре по¬
тока. В силу этого пристенные слои
рабочей среды обладают меньшей
плотностью и начинают переме¬
щаться к верхней образующей тру¬
бы. Различие в плотностях возра¬
стает с увеличением диаметра
трубы.
Паарметры течения. Основными
параметрами течения пароводяного
потока являются следующие.
Скорость циркуляции Wo, м/с,—
скорость воды при температуре на¬
сыщения, соответствующая расхо¬
ду рабочей среды в трубе:
w0=GCM/(fop'), (Ю.1)
где Осм — массовый расход парово¬
дяной смеси через систему труб,
кг/с (при поступлении воды в па¬
рогенерирующие трубы Gcm=6b) ;
fo — поперечное сечение трубы, м2;
р' —плотноть воды при температу¬
ре насыщения, кг/м3.
Приведенная скорость воды w'o,
м/с, — скорость, которую имела бы
вода при движении пароводяной
смеси в трубе при условии, что она
занимала бы все ее сечение:
w'0=GB/,(fop')-	(Ю.2)
Приведенная скорость пара w'ro,
м/с, — скорость которую имел бы
пар при условии, что он занимал
бы все сечение трубы:
w"o=G„/(f0p"),	(10.3)
где Gп — массовый расход пара че¬
рез трубу, кг/с; р" — плотность па¬
ра, кг/м3.
Относительная скорость пара
wr, м/с, — разность истинных ско¬
ростей воды и пара. В восходящем
потоке пар движется быстрее воды,
т. е. w„>wB, при опускном движе¬
нии wB<.wB; разность их называ¬
ется относительной скоростью пара:
Wr=Wn—W в.	(Ю.4)
Относительная скорость пара ока¬
зывает существенное влияние на
закономерности движения парово¬
дяной смеси.
Массовое паросодержание пото¬
ка х — массовая доля пара в пото¬
ке пароводяной смеси:
х=Оп/(?с||.	(10.5)
Массовое паросодержание вы¬
ражают также формулой
x=(hnoT-h')/r, (10.6)
где А„от — удельная энтальпия по¬
тока в рассматриваемом сечении
системы труб, кДж/кг; А' — удель¬
ная энтальпия воды на линии на¬
сыщения при рабочем давлении в
данном сечении, кДж/кг; г—удель¬
ная теплота парообразования при
том же давлении, кДж/кг.
В таком виде виличина х харак¬
теризует относительную энтальпию
потока по сравнению с А'.
Величина (1—х) характеризует
массовое’ водосодержание потока:
1-* = ^.	(10.7)
GCM
Расходное (объемное) паросо¬
держание потока р — объемная
доля пара в потоке пароводяной
смеси при одинаковой скорости во¬
ды и пара:
P=VII/l(V„+VB). (Ю.8)
С помощью указанных выше рас¬
четных параметров движущейся па-
128


роводяной смеси можно получить
ряд других характеристик этого по¬
тока. Важное значение имеет зна¬
ние скорости пароводяной смеси
We», м/с. Ее можно выразить как
отношение суммы объемных расхо¬
дов	к сечению трубы /0:
*®см= (Vn-\-Vb)/fe. (10.9)
Если объемные расходы выразить
через массовые
Vn=G„/p" и VB=GB/p',
то с учетом выражений для приве¬
денных скоростей (10.2) и (10.3)
окончательно получим
wcu=w'o+w"o. (10.10)
Обычно значение w'o не использу¬
ют в расчетах. Исходя из условия
Ов= Gcm—Gn
Рис. 10.6. К определению парообразования,
в обогреваемой трубе
и выражая массовые расходы че¬
рез приведенные скорости и ско¬
рость циркуляции (10.1) —(10.3),
получаем выражение для приведен¬
ной скорости воды
w'o=w0—w"op"lp'. (10.11)
Подставив (10.11) в (10.10), окон¬
чательно получим
а>см = Wo+w"o (1 — р"/р') •
(10.12)
Скорость пароводяной смеси скла¬
дывается из скорости циркуляции
(скорости воды при температуре
насыщения) и дополнительного уве¬
личения скорости за счет парооб¬
разования. Расход пара на выходе
из трубы Gп и приведенную ско¬
рость его w"о легко определить, ес¬
ли известно полное тепловосприя-
тие трубы (рис. 10.6). Если уча¬
сток трубы получает количество
теплоты QTp и часть ее расходует¬
ся на догрев жидкости до.насыще¬
ния Q3к, то остальная часть QHcn=
= Qtp—Qbk затрачивается на обра¬
зование пара. Тогда
G„=(Qtp—Qa к) f-т.
Приведенная скорость пара w"о
определяется по (10.3). Выразив в
(10.8) объемы пара и воды через
массовые расходы и поделив чис-
9-5185
литель и знаменатель на GCM, по¬
лучим связь объемного и массового
паросодержания:
Л Г - (10ЛЗ>
+ х р
При давлении р=Ркр отношение
р"/р'=1, и тогда р=х. В других
случаях р>х, причем тем больше,
чем ниже давление (рис. 10.7). При
низких давлениях удельный объем
пара намного больше удельного
объема воды, поэтому на на¬
чальном участке парообразования
небольшое количество пара сразу
занимает большой объем в трубе,
Рис. 10.7. Зависимость объемного паросо¬
держания р от массового паросодержания
х при различных давлениях
129


что приводит к резкому возраста¬
нию сопротивления. Это явление
ведет в ряде случаев к неустойчи¬
вости расхода среды по отдельным
параллельным трубам (пульсации
расхода).
Доля сечения трубы, занятая
паром, /п характеризует истинное
паросод.ержание в сечении трубы
Ф=/„//о.	(10.14)
Истинное паросодержание <р отли¬
чается от объемного паросодержа-
ния р из-за наличия относительной
скорости пара:
РУпА(Уп”Ь Ув) ==Я*п/п/ (wctafo) —
= (w„/w CM )ф.	(10.15)
Отсюда
ф=(Шсм/а»п)р=ср, (10.16)
где с — коэффициент пропорцио¬
нальности, характеризующийся от¬
ношением скоростей пароводяной
смеси и пара в потоке. В подъем¬
ном движении W„>WCh, c<l и
Ф<Р, в опускном движении паро¬
водяного ПОТОКа Wn-<Wcu, с>1 и
Ф>р.
Охлаждающее действие потока
на металл трубы зависит не толь¬
ко от его скорости w, но и от плот¬
ности р и определяется произведе¬
нием этих параметров, т. е. массо¬
вой скоростью wp, кг/(м2-с), пред¬
ставляющей собой массовый рас¬
ход, отнесенный к единице сечения
трубы:
шр=<Зс„//о.	(10.17)	•
Важной характеристикой парово¬
дяного потока является удельная
плотность смеси
PcM=Gn/(w"oM +°в/ (w'ofo).
(10.18)
Если условно разделить сечение
трубы fo на части, занятые водой
/в и паром fn, тогда плотность сме¬
си можно выразить через соответ¬
ствующие доли сечения:
рсм=Фр"+(1— ф)’р'.
(10.19)'
Таким образом, знание истинного
паросодержания ф важно, так как
позволяет рассчитать плотность па¬
роводяного потока. Значения ф на¬
ходят по номограммам [5] в за¬
висимости от давления, скорости
смеси и паросодержания.
10.2.	Температурный режим
поверхностей нагрева
Температура металла поверхно¬
стей нагрева является одним из
основных показателей надежности
котла. Поэтому очень важно рас¬
полагать данными для определения
температуры металла, работающе¬
го в различных и притом сложных
и напряженных условиях.
В паровых котлах, работающих
на органическом топливе, условно
можно выделить три области теп¬
лообмена. Первая область охваты¬
вает поверхности, расположенные в
топочной камере — топочные экра¬
ны, получающие теплоту излучени¬
ем. В условиях плотного экраниро¬
вания трубы получают теплоту от
газовой среды в основном только
лобовой ее поверхностью. Здесь
имеет место наиболее высокая тем¬
пература металла. За счет тепло¬
проводности металла часть полу¬
чаемой тепловой энергии отводится
к тыльной стороне трубы, что в из¬
вестной мере уменьшает макси¬
мальную температуру на лобовой
поверхности (рис. 10.8). В более
тяжелых условиях оказываются
трубы двусветных экранов, полу¬
чающие тепловую энергию от фа¬
кела с обеих сторон. Распределение
теплового потока по высоте экранов
топочной камеры также далеко не
равномерно: наибольшую интенсив¬
ность имеет тепловой поток в зоне
ядра горения. Он в 1,2—1,6 раза
превышает среднее расчетное зна¬
чение по топке в целом. Учитывая
высокую интенсивность тепловых
потоков в топке, для обеспечения
надежной работы металла экран¬
ных труб необходимо охлаждать их
рабочей средой с относительно не¬
высокой температурой при высоких
130


Рис. 10.8. Распределение тепловосприятия
по поверхности экранной трубы при одно¬
стороннем обогреве:
I — тепловой поток от ядра- факела; 2 — экран¬
ные трубы; 3 — эпюра тепловосприятия лобовой
поверхностью трубы; 4 — обмуровка и тепловая
изоляция стены топки; 5 — отвод теплоты от ло¬
бовой к тыльной стороне трубы
коэффициентах теплоотдачи. Этими
свойствами обладают вода и паро¬
водяная смесь.
Вторая зона теплообмена охва¬
тывает полурадиационные поверх-
. ности, располагаемые в области вы¬
соких газовых температур в гори¬
зонтальном газоходе (1200—
800 °С), где еще существенно излуче¬
ние газовых объемов, и потому эти
поверхности выполняются с разре¬
женными трубными системами. Это
главным образом ширмовые и кон¬
вективные поверхности паропере¬
гревателя и настенные экраны кон¬
вективных газоходов. Здесь тепло¬
вые потоки заметно ниже, чем в
топке, однако пар высокой темпе¬
ратуры не может интенсивно отво¬
дить теплоту от стенки труб, что
приводит к минимальному запасу
надежности. Для обеспечения на¬
дежной работы поверхностей на¬
грева здесь применяют самые вы¬
сококачественные стали.
Третья область теплообмена ох¬
ватывает конвективные поверхности
нагрева: экономайзер, промежуточ¬
ный пароперегреватель, воздухопо¬
догреватель. Эти поверхности на¬
грева располагаются в зоне отно¬
сительно невысоких температур про-
9»
дуктов сгорания (800—150 °С). В
условиях низких тепловых потоков
температура металла поверхностей
нагрева оказывается близкой к тем¬
пературе рабочей среды (кроме
воздухоподогревателя).
10.2.1.	Вертикальные трубы
Изменения температуры рабо¬
чей среды по водопаровому тракту
барабанного и прямоточного паро¬
вых котлов докритического давле¬
ния показаны на рис. 10.9. При лю¬
бой системе котла принято, что в
экономайзере температура пита¬
тельной воды повышается до насы¬
щения, в парогенерирующих трубах
получаемая от стенки трубы тепло¬
та затрачивается на парообразова¬
ние практически с сохранением по¬
стоянства температуры пароводяной
смеси f, а в перегревателе темпе¬
ратура пара повышается до расчет¬
ного значения t„.п.
Для надежной работы металла
важно, чтобы отвод теплоты от по¬
верхности нагрева протекал при
приемлемой температуре стенки tcт,
которую при отсутствии внутренних
отложений и одинаковом обогреве
Рис. 10.9. Изменение температуры по водо¬
паровому тракту барабанного (а) и прямо¬
точного (б) парового котла:
/ — экономайзер; 2 — парогенерирующие трубы;
3 — пароперегреватель; I — температура рабочего
тела; II — температура стенки барабанного кот¬
ла; IV — то же прямоточного котла; ///— до¬
пустимая температура металла
131


циент
параллельных труб определяют по
формуле
*сг=*р.
•с + ^<7» |^
2йг
*С»(Р+!)
(10.2D)
где <р.с — температура рабочей сре¬
ды, протекающей через данную по¬
верхность нагрева, °С; q, — тепло¬
вая нагрузка трубы, кВт/м2; 6С; и
Яс» — соответственно толщина, м, и
теплопроводность металлической
стенки, кВт/(м-К),; о2 — коэффи¬
циент теплоотдачи от стенки к ра¬
бочему телу, кВт/,(м2;*К); ц — ко¬
эффициент растечки теплоты по се¬
чению трубы; растечка теплоты вы¬
зывается неравномерностью обогре¬
ва по периметру (см. рис. 10.8);
при данном распределении обогре¬
ва коэффициент растечки теплоты
зависит от диаметра труб d, 6с»
и А,ст; Р — коэффициент, характери¬
зующий отношение наружной и
внутренней поверхностей трубы,
т. е. степень концентрации тепло¬
вого потока на внутренней поверх¬
ности; он равен отношению наруж¬
ного и внутреннего диаметров
трубы.
Первый член выражения (10.20)
в квадратных скобках характеризу¬
ет изменение температуры в толщи¬
не стенки трубы Д^с», а второй —
перепад температур между внут¬
ренней поверхностью стенки тру¬
бы и рабочей средой Д/Вн, опреде¬
ляемый интенсивностью теплоотво¬
да от стенки к рабочей среде а2.
Из формулы (10.20)' следует,
что для поддержания приемлемой
температуры стенки при данных
условиях (<7т, 6с», Я>ст, Р) необхо¬
димо стремиться к большим зна¬
чениям а2.
В парообразующих трубах ба¬
рабанных котлов благодаря высо¬
кой кратности циркуляции массо¬
вое паросодержание х<0,2. В них
имеет место режим пузырькового и
эмульсионного течения с развитым
теплообменом вблизи стенки тру¬
бы. Для этих условий коэффи-
132
аг=0,34p0A3qV\	(10.21)
где р — давление рабочей среды,
МПа.
Для этих поверхностей значе¬
ние a2=50-f-80 кВт/(м2-К), и при
тепловых потоках на внутренней
поверхности трубы <7»=300-i-
500 кВт/м2 At вн составляет 5—
10 °С, т. е. температура металла на
внутренней поверхности трубы /Ствн
мало отличается от tp.c. В то же
время перепад температур по тол¬
щине стенки трубы AtCT за счет
ограниченной теплопроводности Хс»
оказывается заметно больше (для
стенки толщиной 5—6 мм AtCT=
=50-*-80°С). .
В пароперегревательных поверх¬
ностях за счет уменьшения плот¬
ности пара заметно снижается зна¬
чение а2, которое при высоком
давлении пара (p=10-s-14 МПа) и
скорости его шп= 15-»—30 м/с со¬
ставляет всего 3—5 кВт/(м2-К).
Поэтому перегревательные поверх¬
ности нельзя размещать в зоне вы¬
соких тепловых потоков. В верх¬
ней части топки и горизонтальном
газоходе тепловые потоки ниже, и
там Д*В„^20^-30°С.
В прямоточных котлах паросо¬
держание по длине труб проходит
все значения в пределах 0<х<1-.
На начальном участке парогенери¬
рующих труб вследствие развитого
кипения а2 весьма значительно
[50—100 кВт/(м2*К)]. В этих ус¬
ловиях tcтвн близко к t'. Начиная
с некоторого значения паросодер-
жания Хгр, зависящего от давления
и интенсивности обогрева, наблю¬
дается рост температуры стенки,
свидетельствующий об ухудшении
теплообмена. Это явление имеет
место в условиях стержневого
режима течения, когда за счет
увеличения скорости потока влаж¬
ного пара в трубе происходит срыв
пленки воды со стенки на отдель¬
ных участках трубы и высыхание
поверхности. Здесь теплоотвод от
стенки к рабочей среде значитель¬
но ухудшается и имеет место рост


температуры стенки. Однако в даль¬
нейшем этот рост температуры тор¬
мозится и даже имеет тенденцию к
некоторому снижению, так как ого¬
ленные участки стенки начинают
охлаждаться потоком влажного па¬
ра, скорость которого возрастает
по мере испарения оставшейся вла¬
ги. Кроме того, постоянно имеет
место орошение оголенной поверх¬
ности каплями влаги, находящими¬
ся в потоке.
Зона поверхности нагрева, где
наблюдается рост температуры
стенки, получила название зоны
ухудшенного теплообмена. Паросо-
держание, соответствующее началу
роста /Ст, составляет xrp=0,3-*-0,5
и зависит от давления в контуре,
теплового потока, массовой скоро¬
сти потока. С повышением давле¬
ния и массовой скорости рост тем¬
пературы стенки становится мень¬
шим и может не достигнуть опас¬
ных значений. В эксплуатации в
результате воздействия режимных
факторов (например, изменения
нагрузки) граница перехода в об¬
ласть ухудшенного теплообмена мо¬
жет перемещаться по длине паро¬
образующей трубы.
Для уменьшения амплитуды ко¬
лебаний температуры металла ог¬
раничивают температурный напор
между внутренней стенкой трубы и
потоком в области перехода к
ухудшенному теплообмену величи¬
ной Д£вн^80 °С. Это достигается
Рис. 10.10. Температура стенки и потока по
водопаровому тракту котла СКД:
/ — температура потока; 2 — температура стенки
при низких q\ 3 — температура стенки при высо¬
ких q
Рис. 10.11. Изменение теплофизических
свойств среды (теплопроводности X, удель¬
ной теплоемкости сР, удельного объема v
и вязкости ц з зависимости от температу¬
ры при р=25 МПа
обеспечением достаточно высокой
массовой скорости потока.
Общая картина изменения тем¬
пературы потока и стенки в пря¬
моточном вертикальном контуре
сверхкритического давления для
различной интенсивности обогрева
показана на рис. 10.10. Всю об¬
ласть получения пара условно мож¬
но разделить на три участка тепло¬
обмена: / или Г — подогрев воды,
II	или //' — фазовый переход и
III	— перегрев пара. В области I
температура потока рабочей среды
и стенки меньше термодинамиче¬
ской температуры условного фазо¬
вого перехода /ф.п. Теплофизиче¬
ские свойства воды в потоке и при¬
стенном слое (плотность, вязкость,
теплопроводность) близки друг дру¬
гу. Конвективный теплообмен ана¬
логичен условиям докритического
давления.
В области II температура по¬
тока остается ниже /ф.п, но темпе¬
ратура вблизи стенки .превышает
ее. Поэтому в пристенном слое теп¬
лофизические свойства среды суще¬
ственно меняются (рис. 10.11): па¬
дает плотность, снижается тепло¬
проводность. В этих условиях теп¬
лоотвод от стенки к рабочей среде
ослабевает, что ведет к росту tCT.
Это — область ухудшенного теп-
133


лообмена при СКД. Причем это
явление заметно проявляется при
высоких тепловых потоках, когда
разность физических свойств вбли¬
зи стенки и внутри потока значи¬
тельна. В области III температура
всего потока превышает £ф.„ и теп¬
лообмен подчиняется закономерно¬
стям для перегретого пара.
Для снижения максимума tCT в
области II необходимо обеспечить
интенсивное перемешивание среды,
чтобы вблизи стенки не происходи¬
ло снижение плотности и тепло¬
проводности среды. Это достигают
увеличением на опасном участке
труб массовой скорости потока ли¬
бо закреплением внутри труб тур-
булизирующих вставок (типа спи¬
рали). Однако воздействие послед¬
них распространяется на неболь¬
шую длину трубы и создает значи¬
тельное сопротивление.
10.2.2.	Горизонтальные трубы
Внутренний теплообмен в гори¬
зонтальных трубах диаметром ме¬
нее 15—20 мм мало отличается от
теплообмена в вертикальных тру¬
бах. При диаметре горизонтальной
трубы более 15—20 мм даже в ус¬
ловиях равномерного обогрева по
периметру, но при расслоении па¬
роводяного потока теплообмен не¬
симметричен и температуры стенок
верхней и нижней образующих тру-
Рис. 10.12. Перегрев верхней образующей
горизонтальной трубы по сравнению с ниж¬
ней при расслоенном режиме течения:
I — р=11 МПа; 2 — р—18 МПа; 3 —р-22.4 МПа
134
бы получаются различными (рис.
10.12). Чем меньше давление ра¬
бочей среды, меньше плотность па¬
ра под верхней образующей трубы,
тем больше разность температур
между верхом и низом трубы: Д/=
= £Ств—tctu. Перегрев At верхней
образующей трубы по сравнению
с нижней при расслоении несколько
уменьшается из-за растечки тепло¬
ты по сечению трубы.
В условиях докритического дав¬
ления при небольшом количестве
пара в горизонтальной трубе (на¬
чальный этап кипения) пар соби¬
рается под верхней образующей в
виде небольших скоплений (паро¬
вых подушек), которые двигаются
вместе с потоком (рис. 10.13). Тог¬
да верхняя образующая то омыва¬
ется водой, то контактирует с па¬
ром. Во втором случае температура
металла резко возрастает, а затем
вновь снижается, когда на место
пара приходит вода. Поэтому ме¬
талл верхней образующей трубы
работает в условиях циклически
переменных температур (рис.
10.13,6), что приводит к явлению
«старения металла» (потери вязко¬
сти), проявлением чего является
образование поперечных микротре¬
щин. Этот процесс часто называют
«тепловой усталостью» металла.
Для исключения подобных яв¬
лений принимают меры по умень¬
шению теплового восприятия таких
участков труб и создают достаточ¬
но высокие скорости среды, чтобы
избежать расслоения двухфазного
потока (см. § 10.1).
10.2.3.	Плавниковые трубы
В газоплотных котлах экраны
топочной камеры выполнены цель¬
носварными из труб с симметрич¬
ными плавниками либо из обычных
труб с вварными полосами между
трубами. Эти условия меняют тем¬
пературный режим труб по срав¬
нению с трубами обычного экрана.
На рис. 10.14 показаны восприни¬
маемые тепловые потоки плавнико¬
вой трубой. Значительное тепло-
восприятие имеют плавники трубы,


1 I 'II	 I I 1 I I I
—о  О   О   О   О  О О   О   о   О—О -—о
^	^ I I I I I I I I
fcA
A/W
tH
“ГСГ
Ю т
Рис. 10.13. Температурный
режим горизонтальной тру¬
бы при малом парообразо¬
вании:
а — структура потока; б — тем¬
пература верхней и нижней об¬
разующих во времени
| | I I I I I
7макс
Рис. 10.14. Тепловые потоки, воспринимае-
ные плавниковой трубой:
1 — тепловой поток на лобовой поверхности тру¬
бы; 2 —то’же вдоль плавника; s—шаг плавнико¬
вой трубы; h — высота плавника
отвод теплоты от которых происхо¬
дит по металлу к корню плавника.
В результате тепловая нагрузка
под корнем плавника существенно
возрастает. Эго обстоятельство за¬
метно уменьшает растечку теплоты
от лобовой образующей трубы. В
итоге температура металла на ло¬
бовой стороне плавниковой трубы
будет заметно выше, чем у обычной
(см. рис. 10.8). Высокую темпера¬
туру имеет также вершина плавни¬
ка, отвод теплоты от которой к ра¬
бочей среде затруднен (большая
толщина металла).
10.2.4.	Влияние
внутренних отложений
на температурный режим
поверхностей нагрева
Ранее рассматривался темпера¬
турный режим чистых (без внут¬
ренних отложений) поверхностей
нагрева. Такие условия обеспечива¬
ются правильной организацией про¬
текания внутрикотловых процессов.
Вместе с тем в эксплуатации почти
всегда сохраняется потенциальная
угроза образования отложений ча¬
сти примесей, находящихся в воде
в растворенном и взвешенном со¬
стояниях.
При наличии отложений на
внутренней поверхности нагрева
температура стенки (внутренняя)
будет выше и определяется по фор¬
муле
^=<р.с+^(—+г^).	(10.22)
где <7вн — тепловой поток на внут-
ренней поверхности трубы, кВт/м2:
<7вн=рР<7т.	(10.23)
Здесь <7т — максимальный тепло¬
вой поток на наружной поверхности
трубы, кВт/,м2; остальные обозна¬
чения — см. формулу (10.20). Чем
больше слой отложений ботл и
135


меньше их теплопроводность А,отл,
тем больше термическое сопротив¬
ление переходу теплоты от стенки к
рабочей среде через этот слой, тем
выше температура стенки. Тепло¬
проводность отложений зависит от
состава примесей в воде и колеб¬
лется в очень широких пределах:
от 0,1—0,5 Вт/(м-К) для мине¬
ральных и до 3—5 Вт/(м-К) для
плотных железоокисных отложений.
Теплопроводность отложений на
один-два порядка ниже теплопро¬
водности металла. Поэтому даже
небольшие внутренние отложения в
виде слоя толщиной в десятые до¬
ли миллиметра при интенсивном
обогреве могут вызвать рост темпе¬
ратуры до значений, недопустимых
по условиям надежной работы ме¬
талла поверхностей нагрева. В свя¬
зи с этим одной из важнейших за¬
дач организации внутрикотловых
процессов является предотвращение
или ограничение образования отло¬
жений на поверхностях нагрева со
стороны рабочей среды.
10.3. Теплогидравлический
расчет поверхностей
с принудительным движением
рабочей среды
10.3.1.	Гидравлические
сопротивления
При движении в трубе воды, парово¬
дяной смеси и пара возникают сопротивле¬
ния, приводящие к образованию перепада
давления между любыми ее сечениями.
Полный перепад давления между двумя
произвольными сечениями обогреваемой
трубы представляется в виде суммы пере¬
падов, возникающих от сопротивления тре¬
ния Ар?р, местных сопротивлений А рм,
ускорения Ару с к и нивелирного перепада
Арнип-
Ар=Арт p-f-APM*4-Apy с к dt Ара н в.
(10.24)
Сопротивление трения вызывается вяз¬
костью среды и при движении однофазно¬
го изотермического потока в прямом кана¬
ле постоянного сечения определяется по
формуле
w2
^tp = V — Р- <10*25)
Здесь Xq=X/cL — приведенный коэффициент
трения,, 1/м; I — длина канала, м; w —
136
скорость среды, м/с; р — плотность среды,
кг/м3.
Сопротивление трения для двухфазно¬
го потока принципиально можно определить
по той же формуле, что и для однофазного
потока, заменив скорость однофазного по¬
тока w скоростью пароводяной смеси w0м,
однако при этом должно быть соблюдено
условие гомогенности двухфазного потока,
тогда
WCM
АрТр = А0/^РсМ.	(10.26)
Принимая во внимание условие сплошно¬
сти (постоянство массовой скорости пото¬
ка в сечении трубы при изменении физиче¬
ских параметров потока)
РсмЮсм^р'юо	(10.27)
и формулу (10.12), имеем
Wn
Д/>тр = V —р' [а>0+ш0" О — р'7р')1 •
(10.28)
Вынесем из квадратных скобок скорость
циркуляции ш0 и получим
Wn2 I Wn'	1
*Рт9 = vfp,[1 +-^Г С1
(10.29)
Умножим числитель и знаменатель второго
слагаемого в (10.29) на плотность пара р"
и вынесем за круглые скобки р'. В итоге
получим следующее выражение:
А р.
тр
=*1гЧ
we"f"
о-оР'
(p'/r-l)]
(10.30)
Заметим, что произведение 10о"р//==6п//о,
а ШоР7=бСм//о. Поскольку сечение трубы
/о постоянно, а отношение (?П/С?см=*,
окончательно получим
Дртр = V p'[i+*(p7p" — !)]•
(10.31)
Выражения (10.30) и (10.31) используют¬
ся для определения сопротивления трения
двухфазного потока, когда известны при¬
веденная скорость пара либо паросодержа-
ние потока. Они построены по принципу
нахождения сопротивления трения однофаз¬
ного потока (кипящей воды) с поправкой
на увеличение сопротивления за счет паро¬
образования (выражение в квадратных
скобках).
Структура двухфазного потока для
большинства режимов течения заметно
отличается от гомогенной (см. рис. 10.3), и
потому в последнее уравнение вводят по¬


правочный коэффициент ф, учитывающий
влияние структуры потока. Тогда при
известном паросодержании
Д/>тр = Vр' 1 + *Ф(р7р" — 1)|.
(10.32)
В потоке с переменным паросодержанием
по длине трубы ‘ значения х и ф усредня¬
ются. Поправочный коэффициент ф нахо¬
дят по номограмме [51 в зависимости от
значений х> массовой скорости шр и дав¬
ления потока р. Его значения находятся
в пределах ф=0,6-М,4.
Потери давления в местных сопротив¬
лениях (резкие сужения) или расширения
проходного сечения потока, повороты по¬
тока на угол более 20°, разделение потока
на два подпотока и т. п.) возникают из-за
отрыва пограничного слоя от стенки и
образования вихрей в потоке, в которых
теряется значительное количество энергии.
Потери в местных сопротивлениях при
течении однофазной среды определяют по
формуле
w2
Д/>м = 2£м — Р, (10.33)
где |м — коэффициент местного сопротив¬
ления (справочные данные).
Для двухфазной среды
АРм =	^ ?' (1 + х (р'/р" — 1)J,
(10.34)
где £'м — условный коэффициент местного
сопротивления пароводяной смеси (спра¬
вочные данные); обычно |,м>|м.
Разновидностью потерь в местных со¬
противлениях являются потери при попереч¬
ном обтекании трубных пучков жидкостью
или газовым потоком, так как основу этих
сопротивлений составляют последователь¬
ные сужения и расширения проходного се¬
чения. Сопротивления же трения здесь
малы в сравнении с местными сопротивле¬
ниями. Суммарные гидравлические сопро¬
тивления при поперечном обтекании труб¬
ного пучка однофазной средой
W2
Д^т.ц =	?•	(10.35)
Коэффициент сопротивления „при попереч¬
ном обтекании трубного пучка £п зависит
от конструкции пучка (шага труб, их диа¬
метра и количества рядов труб).
Потеря давления от ускорения вызы¬
вается изменением удельного объема, а сле¬
довательно, и скорости потока. Она мо¬
жет возникать от увеличения паросодержа-
ния потока при обогреве, уменьшения сече¬
ния в отсутствие обогрева или от обеих
причин. В связи с этим масса потока (ко¬
торая не изменяется) должна приобрести
другую скорость, на что затрачивается
(или высвобождается при торможении по¬
тока) энергия.
Для установившегося потока
Шцрп = шкрк = typ=const.
Здесь индексы «н», «к» означают началь¬
ное и конечное физические состояния по¬
тока в канале (трубе). Следовательно, при
сверхкритическом давлении (р>рКр)
Друск = а>р (01к-Wn) = (шра) (0К—Va) ,
(10.36)
где ш„, шк — скорости потока в начальном
и конечном сечениях трубы, м/с; ця, vK—
удельный объем потока в тех же сечениях,
м3/кг.
Для двухфазной среды при р<ркр
АрУск= (шр)2(ц"—o') (хк-хи). (10.37)
Значения ДруСк становятся ощутимыми
в сравнении с полным гидравлическим со¬
противлением системы труб при больших
массовых скоростях потока и больших раз¬
ностях скоростей шк и ши, что нехарактер¬
но для поверхностей нагрева котлов.
Нивелирная составляющая потери на¬
пора при движении рабочей среды опреде¬
ляется затратой энергии на подъем массы
рабочей среды от уровня входного коллек¬
тора до уровня выходного, используемой
на преодоление силы тяжести. При опуск¬
ном движении потока будет иметь место
высвобождение такого же количества ра¬
нее затраченной энергии.
Нивелирная составляющая потери на¬
пора для однофазного или двухфазного
вертикально движущегося потока опреде¬
ляется по формуле _
Ар ппв= Р gH,	(10.38)
где р — средняя плотность потока на участ¬
ке высотой Я, кг/м3; g — ускорение сво¬
бодного падения, м/с2.
При определении полного перепада
давления значение ДрЯИв учитывается
с положительным знаком при подъемном
движении и с отрицательным при опуск¬
ном движении.
В системах с подъемно-опускным дви¬
жением рабочей среды, когда входной и
выходной коллекторы системы находятся
на одном уровне, значение ДрЯЯв не будет
равно нулю, если рабочая среда интенсив¬
но обогревается и заметно меняется ее
плотность. В этом случае
ДрВНВ=£Я(рП	Роп), (10.39)
где рп, Роп — средняя плотность рабочей
среды на подъемном и опускном участках
движения, кг/м3.
10.3.2.	Тепловая
и гидравлическая разверка
в системе труб
Поверхности нагрева котла
представляют собой систему парал¬
лельно включенных труб, между ко:
137


торыми необходимо обеспечить рав¬
номерное распределение общего
расхода рабочей среды. Практиче¬
ски приходится считаться с тем,
что трубы имеют те или иные от¬
личия друг от друга (различие диа¬
метров в пределах допуска, от:
личие внутренней шероховатости,
различие длины и числа гибов
труб, определяемые требованиями
конструкции, и т. п.). Все это при
одинаковом перепаде давления, в
котором находятся все параллельно
работающие трубы, приводит к не¬
равномерному расходу рабочей сре¬
ды. Указанные выше отклонения,
приводящие к изменению гидрав¬
лических характеристик труб, бу¬
дем называть гидравлической не-
тождественностью труб. Численно
она выражается коэффициентом
полного гидравлического сопротив¬
ления	^
2=Яо/-{-2|м-Ывх-{~5вых,
(10.40)
где |вх, |вых — коэффициент сопро¬
тивления входа в трубу из коллек¬
тора (барабана) и выхода из нее.
Трубу, обладающую средними
расчетными показателями системы
труб, называют трубным элементом
или просто элементом (рис. 10.15).
Кроме того, трубы в пакете (экран¬
ной секции) могут получать разное
количество теплоты вследствие не¬
равномерности теплового потока,
различия в длинах труб, наличия
разной степени внешнего загрязне¬
ния и т. п. В результате рабочая
среда будет иметь на выходе из
Рис. 10.15. К определению теплогидравли¬
ческих характеристик в системе параллель¬
ных труб
138
отдельных труб разную энтальпию,
ЬЭлк¥=Ьтк, хотя на входе в трубы
из раздающего коллектора она бы¬
ла одинаковой. За счет этого будет
разным, средний удельный объем
рабочей среды в трубах: г>элфйт.
В результате в некоторых трубах
контура может создаться опасный
температурный режим (например,
в трубе с уменьшенным расходом
среды, но большим тепловым пото¬
ком). Трубы, находящиеся в наи¬
более опасных температурных ус¬
ловиях, называются разверенными.
Введем следующие расчетные
показатели для оценки тепловой и
гидравлической	характеристик
труб: Т1т=<7т/<7эл — коэффициент не¬
равномерности тепловосприятия;
x]K=Fr/F01l — коэффициент конст¬
руктивной нетождественности; rjr=
=ZT/Z3л — коэффициент гидрав¬
лической неравномерности, где q,
F, Z — соответствующие значения
удельного тепловосприятия, кВт/м2,
поверхности нагрева, м2, коэффи¬
циента полного гидравлического со¬
противления для разверенной тру¬
бы (индекс «т») и расчетного эле¬
мента (индекс «эл»).
Соотношение расходов рабочей
среды в разверенной трубе и в
среднем для элемента представляет
собой коэффициент гидравлической
разверки
р r=GT/GM. (10.41)
При одинаковом внутреннем сече¬
нии труб отношение
Gt/Gan^= (®р) т/ (ОУр) эл И Рг^=
= (гг»р)т/ (дар) эл.
Коэффициент гидравлической раз¬
верки характеризует отношение
расхода среды в разверенной трубе
к среднему расходу. Он может быть
больше или меньше единицы и оп¬
ределяется как отношением полных
гидравлических сопротивлений
труб, так и соотношением средних
удельных объемов рабочей среды в
рассматриваемых трубах, посколь¬
ку последние определяют значение
скорости потока в трубе.


Исходя из равенства перепада
давления в разверенной трубе и
элементе Др=Дрт=Дрэл, запишем
=	(10.42)
Отсюда получим
(Шр)т 	1 f 1 цэл
(Щ)зл ~У "Чг ~VT
(10.43)
Из (10.43) следует, что даже при
ZT=Zgл(т]г=1), но неодинаковом
тепловосприятии разверенной тру¬
бы и элемента (т]ттИ) значение
pr^l. При этом чем больше тепло-
восприятие трубы, тем меньше зна¬
чение рг, т. е. меньше расход сре¬
ды через трубу. Это обстоятельство
оказывает заметное влияние на на¬
дежность работы разверенныхтруб.
Коэффициент тепловой разверни
представляет собой отношение при¬
ращений удельной энтальпии рабо¬
чей среды в разверенной трубе и в
элементе:
pq=Afh/Ah9n. (10.44)
В свою очередь
Ah=qF/G. (10.45)
Тогда, подставив соответствующие
значения величин для трубы и эле¬
мента, получим
Р 4т*гОэл	(10.46)
зл^т Рг
Выражение (10.46) определяет
связь коэффициента тепловой раз-
верки с тепловыми, гидравлическими
и конструктивными характеристи¬
ками разверенной трубы. Тепловая
разверка является более общим
показателем изменения теплового
состояния рабочей среды в трубе
по сравнению со средним значени¬
ем, она зависит от сочетания всех
характеристик. Знание AhT и на ее
основе энтальпии среды на выходе
hrK позволяет определить макси¬
мальную температуру рабочей сре¬
ды ^расс ~	и с учетом (10.20)
найти максимальную температуру
металла трубы. Эти данные дают
возможность построить развероч-
Рис. 10.16. Разверочные характеристики
прямоточной экранной секции котла при
р=25 МПа и разных значениях тепловос-
приятия элемента Д/г»д:
1—3 — ДЛЭЛ соответственно 400, 600 н 800 кДж/кг
ные характеристики системы труб
(секции, контура), иллюстрирую¬
щие условия их работы при разных
тепловых неравномерностях в пре¬
делах этой системы (рис. 10.16).
Разверочные характеристики бо¬
лее обогреваемых труб (т)т>-1)
характеризуются ростом темпера¬
тур рабочей среды и металла. Кру¬
тизна роста температуры на опре¬
деленном участке резко возрастает,
приобретая кризисный характер,
когда небольшому приращению т^т
соответствует все более резкое сни¬
жение рг. Значительный рост /ст=
=/(т1т) определяется тем, что теп¬
ловой поток <7т=т1т<7эл растет при
т!т>-1. Если провести линию, соот¬
ветствующую предельно допустимой
температуре металла (в данном
случае /Доп=585°С)', то определя¬
ются для данной секции предельные
значения tTK и г)т, ниже которых
обеспечивается надежная работа
металла труб. В котлах СКД наи¬
большая чувствительность темпера¬
турного режима труб к неравномер¬
ности тепловых потоков и тепло-
139


восприятию приходится на зону
больших теплоемкостей, в которой
сильно меняются теплофизические
свойства рабочей среды (плот¬
ность, теплопроводность). Поэтому
для этой зоны очень важно иметь
характеристики *тк=/(г|т) и *ст=
=/(Лт)-
10.3.3.	Влияние коллекторов
на распределение воды, и пара
по трубам
Коллекторы (рис. 10.17) разли¬
чают входные или раздающие 1,
в которые поступает рабочая среда
и из которых она распределяется
по параллельным трубам, выход¬
ные или собирающие 2, из которых
рабочая среда выдается в следую¬
щий элемент поверхности, и проме¬
жуточные или смесительные 3,
предназначенные для выравнивания
нетождественности тепловой рабо¬
ты труб.
Смесительные коллекторы при¬
меняют при движении однофазного
потока (пара или воды). Их широ¬
ко применяют для выравнивания
температуры пара на выходе из
змеевиков пароперегревателей.
В экономайзерах неравномерность
теплового восприятия отдельных
змеевиков меньше, и при более низ¬
кой температуре рабочей среды и
металла она не создает опасности
перегрева труб.
В зависимости от места подвода
и отвода пара из коллекторов паке¬
та перегревателя может возникнуть
неравномерность распределения па¬
ра по змеевикам пакета. Это опре-
\
пгт
Рис. 10.17. Соединение
последовательно вклю¬
ченных пакетов змееви¬
ковой поверхности
деляется тем, что при движении
пара вдоль коллектора вследствие
изменения скорости и потерь энер¬
гии на трение статическое давление
пара по длине коллектора меня¬
ется.
Наибольшее изменение давлении
имеет место при торцевом входе и
выходе пара (см. рис. 10.18). Пар
поступает в раздающий коллектор
обычно с большой скоростью (40—
80 м/с), при движении вдоль кол¬
лектора скорость пара снижается
до нуля, кинетическая энергия пото¬
ка пара превращается в потенци¬
альную и выражается в форме по¬
вышения статического давления
(энергия торможения потока). Пол¬
ное значение этой энергии
дРп“ = ^-»п*	(10.47)
Часть этой энергии тратится на
преодоление сопротивления трения
и местных сопротивлений. В итоге
повышение давления в противопо¬
ложном входу торце коллектора бу¬
дет составлять
VcXT =	— (Д/>тр + дА.)вх- (10.48)
Обычно
Др«=2/ЗД*£\
Вдоль собирающего коллектора
происходит увеличение скорости, ч
статическое давление снижается и
растет динамический напор. Допол¬
нительная потеря давления имеет
место на преодоление гидравличе¬
ского сопротивления.
вдоль коллектора на перепад давления в
змеевиках:
о — схема Z; б —г схема П
140


В зависимости от сочетания под¬
вода пара в раздающий коллектор
и вывода его из собирающего раз¬
личают П- и Z-схемы (рис. 10.18).
Величина расхода пара через тот
или другой змеевик определяется
не только его собственным гидрав¬
лическим сопротивлением, но и пе¬
репадом статических давлений в
месте подсоединения змеевика к
коллекторам. В Z-схеме, например,
в левом торце раздающего коллек¬
тора статическое давление на вхо¬
де в п-й змеевик увеличивается на
&pl*, а в собирающем в месте
ввода л-го змеевика на йрст	сни¬
жается. В итоге перепад давления
в я-м змеевике на значение Дplj -+-
—|- Д/?схХ получается больше, чем
в 1-м, что при равенстве гидравли¬
ческих сопротивлений этих змееви¬
ков обеспечивает больший расход
среды через n-й змеевик, хотя дли¬
на пути от входа до-выхода в этой
схеме одинакова для любого из
змеевиков.
В П-схеме можно ожидать более
равномерного распределения рас¬
ходов по змеевикам. Однако значе¬
ние Д/£?х больше, чем Д/?«, по¬
скольку в выходном коллекторе пар
имеет более высокую температуру
и удельный объем [см. формулу
(10.47)] и можно ожидать, что рас¬
ход через 1-й змеевик будет не¬
сколько больше.
Изменение давления вдоль кол¬
лектора невелико, поэтому в паке¬
тах с большим гидравлическим со¬
противлением змеевиков влияние
Рис. 10.19. Рассредоточенный радиальный
подвод и отвод рабочей среды
этого переменного давления будет
незначительным (если Дрзм^
>Д/?с£+ДуР?“). Уменьшить влияние
скоростного напора можно заменой
торцевого подвода и отвода пара
радиальным рассредоточенным под¬
водом и отводом (рис. 10.Г9). Уже
при двух подводящих и отводящих
трубах осевая скорость и Скорост¬
ной напор снижаются соответствен¬
но в 4 и 16 раз по сравнению с од¬
ним подводом и отводом. Современ¬
ные пароперегреватели имеют не¬
сколько подводящих и отводящих
труб, и влиянием на расход измене¬
ния давления вдоль коллекторов
пакета можно пренебречь.
10.3.4.	Гидравлические
характеристики
поверхностей нагрева
На рис. 10.20 показаны основные
схемы гидравлических контуров по¬
верхностей нагрева с принудитель¬
ным движением рабочей среды.
В поверхностях с однофазным по¬
током— экономайзерах и паропере¬
гревателях— по мере роста тепло-
восприятия повышается температу¬
ра и снижается плотность рабочей
среды, особенно в пароперегревате:
лях. В парообразующих поверхно¬
стях увеличивается паросодержа-
ние. При низких давлениях этот
процесс сопровождается заметным
снижением средней плотности паро¬
водяной смеси и значительным ро¬
стом ее скорости. С ростом давле¬
ния изменение плотности и скоро¬
сти происходит в меньшей мере.
Гидравлической характеристи¬
кой поверхности называют зависи¬
мость гидравлического сопротивле¬
ния расчетного змеевика (трубы)
Дрзм от расхода рабочей среды че¬
рез него wp, т. е. Дрзм=Диф). Гид¬
равлическая характеристика может
быть однозначной, когда каждому
значению перепада давления от
входа в змеевик и до выхода из не¬
го, т. е. гидравлическому сопротив¬
лению змеевика, соответствует толь¬
ко одно значение расхода. Она мо¬
жет оказаться в отдельных случаях
Й* :■	- -	-	141


Рис. 10.20. Основные схемы гидравлических контуров поверхностей нагрева с принудитель¬
ным движением рабочего тела:
а — вертикальный конвективный пакет; б — горизонтальный конвективный пакет; в—горизонтальная на*
вивка экранов; г — вертикальные панели; д — U-образная панель; е — N-образная панель; ж — много*
ходовая панель с вертикальными трубами; з — многоходовая панель с горизонтальными трубами; и —
L-образная ширма; к — двойная L-образная ширма; л — горизонтальная ширма; м — U-образная ширма;
к — многоходовая вертикальная ширма
многозначной, когда один и тот же
перепад давления получается при
разных расходах среды, что неже-
лательно для нормальной работы
поверхности.
Полный перепад давления в зме¬
евике определяется по формуле
(10.24). Для поверхностей с одно¬
фазной рабочей средой (экономай¬
зеры, перегреватели), как правило,
Дртр+ДрмАрнив, и их гидравличе¬
ское сопротивление определяется
по формулам (10.26) и (10.33). Как
видно, в этом случае зависимость
Ap3M=f(wp) представляет собой
ветвь параболы:
=	+	(10.49)
где v — средний удельный объем
рабочей среды в трубе (змеевике)',
м3/кг.
Эта зависимость однозначна,
каждому перепаду давления соот¬
ветствует определенный расход ра¬
бочей среды.
При принудительном движении
рабочей среды характеристика мо¬
142
жет оказаться многозначной только
в парообразующих поверхностях на¬
грева при определенном недогреве
жидкости до кипения на входе в
поверхность и низких давлениях.
Рассмотрим, как изменяется со¬
стояние рабочей среды в такой па¬
рообразующей трубе при равномер¬
ном обогреве и поступлении в нее
воды, доведенной до кипения, а так¬
же при наличии заметного недогре-
ва (рис. 10.21).
В первом случае при любом рас¬
ходе кипящей воды через трубу в
ней сразу начинается парообразова¬
ние. Изменение расхода приводит
только к изменению относительной
величины паросодержания х в лю¬
бом сечении и на выходе. Гидравли¬
ческое сопротивление такой трубы
определяется по формуле "(10.31) и
представляет собой параболу, раз¬
личающуюся крутизной в зависи¬
мости от среднего паросодержания
х в трубе. На рис. 10.22 показана
гидравлическая характеристика эк¬
ранных поверхностей котла с при¬
нудительной циркуляцией (см. рис.


t t ♦	4 4Vt 4
t t t g} t t t
Рис. 10.21. Изменение состояния рабочей
среды в экранной трубе при разных расхо¬
дах через нее:
а — при догреве жидкости на входе в трубу до
кипения; б — при наличии недогрева жидкости
до кипения
Рис. 10.22. Гидравлическая характеристика
труб при температуре воды на входе, близ¬
кой к насыщению:
/ — для трубы при тепловом потоке q\\ 2 — то
же при тепловом потоке <7a<<7i
1.3)	при разных тепловых потоках
(<7i><72)- С увеличением теплового
потока в трубах образуется больше
пара, растет значение х и несколько
увеличивается крутизна характери¬
стики. Однако во всех случаях она
остается однозначной.
При поступлении в парообразу¬
ющие экраны воды, недогретой до
кипения (см. рис. 10.21,6), в трубах
экрана появляется экономайзерный
участок, длина которого увеличива¬
ется по мере увеличения расхода
среды. Удельное сопротивление (в
расчете на 1 м длины трубы) на
экономайзерном участке меньше,
чем на испарительном, и это разли¬
чие сильно проявляется при низких
давлениях (ниже 4 МПа) , когда
удельный объем образующегося па¬
ра в 50—100 раз превышает объем
воды, что вызывает резкое увеличе¬
ние скорости пароводяной смеси и
сопротивления движению. Таким
образом, с увеличением подачи не¬
догретой до кипения воды в трубу
заданной постоянной длины быстро
уменьшается размер испарительно¬
го тракта и доля парообразования,
заметно снижается вклад этого
участка в общее сопротивление, что
может привести в определенной об¬
ласти расходов к снижению пере¬
пада давления при росте расхода
среды через трубу.
Общая картина гидравлического
сопротивления парообразующей
трубы при изменении расхода воды,
поступающей в трубу недогретой до
кипения, показана на рис. 10.23: на
участках АБ — на выходе из трубы
пар, БВГД — пароводяная смесь,
ДЕ — вода. Расход воды, при кото¬
ром труба целиком работает как
парогенерирующая, соответствует
интервалу массовых расходов от
(адр)б до (а/р)д (от точки Б до
точки Д), а соответствующий это¬
му диапазон сопротивления — ин¬
тервалу от А рбг ДО А рва, при этом
гидравлическая характеристика
многозначна и характеризуется не¬
устойчивостью расхода среды. Это
Рис. 10.23. Гидравлическая характеристика
горизонтальной парообразующей трубы
при недогреве жидкости до кипения на
входе в трубу:
/ — на выходе из трубы пар;-// —на выходе па¬
роводяная смесь; III — на выходе вода
\
143


значит, что одному перепаду давле¬
ний Apt—з между входным и выход¬
ным коллекторами соответствуют
три различных расхода пароводя¬
ной смеси на выходе из трубы
(top)i, (о>р)2 и (шр)з с резко раз¬
личным паросодержанием, при этом
расход через трубу может изме¬
няться с периодической выдачей
пароводяной смеси резко различно¬
го паросодержания. Такие условия
работы обычно приводят к повреж¬
дению парообразующих труб. На
участке ВГ с увеличением общего
расхода среды через трубу имеет
место снижение сопротивления, что
связано с отмеченным ранее умень¬
шением длины парообразующего
участка, обладающего более высо¬
ким удельным (на единицу длины
трубы) сопротивлением.
Для надежной работы парооб¬
разующих труб в этих условиях не¬
обходимо получить однозначную
гидравлическую характеристику.
Это достигается повышением сопро¬
тивления экономайзерного участка,
на котором оно растет почти про¬
порционально квадрату расхода.
Сопротивление увеличивают уста¬
новкой дроссельных шайб на входе
в каждую парогенерирующую тру¬
бу либо уменьшением диаметра
труб на экономайзерном участке*
получая ступенчатый змеевик. Тог¬
да при суммировании гидравличе¬
ского сопротивления шайбы Арш с
сопротивлением змеевика Арзм пол¬
ная характеристика получается од-
Рис. 10.24. Устранение нестабильности гид¬
равлической характеристики змеевика
установкой дроссельной шайбы на входе в
трубу
144
нозначной (рис. 10.24). Размер
шайбы должен быть такой, чтобы
крутизна характеристики шайбы на
участке а, б (рис. 10.24) была боль¬
ше, чем крутизна ниспадающей ча¬
сти характеристики змеевика. При
этом добиваются, чтобы полная ха¬
рактеристика обладала устойчиво¬
стью, т.. е. имела такую крутизну,
когда при малых рабочих колеба¬
ниях перепада давления в контуре
наблюдались незначительные изме¬
нения расхода. Неоднозначность
гидравлической характеристики при
низких давлениях возникает только
при определенных значениях недо-
грева жидкости до кипения —
А/гнед>АЛ2ед- Предельное значение
недогрева АЛяед. выше которого
может возникнуть многозначность,
зависит от давления рабочей среды:
ДАЙ
нед
1,8г
Р'/Р" —1’
(10.50)
где г— теплота парообразования
при рабочем давлении, кДж/кг.
Чем выше давление, тем меньше
удельный объем образующегося па¬
ра, меньше скорость и удельное со¬
противление пароводяного . потока,
что снижает, а затем и полностью
исключает возможность неодно¬
значности характеристики.
Неоднозначность гидравлической
характеристики может возникнуть
в змеевиках при высоких и даже
сверхкритических давлениях, вы¬
полненных с подъемно-опускным
движением рабочей среды. Эти яв¬
ления характерны для труб поверх¬
ностей с одноходовым движением
(подъемное или опускное) и двух¬
трехходовым движением в П-, U- и
N-образных настенных панелях топ¬
ки. Здесь при малых расходах сре¬
ды и большой высоте панелей (4—
8 м) нивелирный перепад давления
Арвив может оказаться соизмери¬
мым или даже превышать гидрав¬
лическое сопротивление змеевика:
Арг=Артр+Дрм. В одноходовой па¬
нели при подъемном движении ра¬
бочей среды гидравлическое сопро¬
тивление и нивелирный напор необ¬
ходимо преодолевать, поэтому раз-


Рис. 10.25. Гидравлическая характеристика вертикальной трубы при подъемном и опускном
движении рабочей среды
ность давлений между нижним и
верхним коллекторами представля¬
ет их сумму, (рис. 10.25,с):
Лр=РвХ	РвЫХ^=ДРг_Ь Арнив. (10.51)
При опускном движении рабочей
среды, если поменять местами вход¬
ной и выходной коллекторы (рис.
10.25,6), построение гидравлической
характеристики можно произвести
в одном квадранте. В этом случае
нивелирный напор, определяемый
силой притяжения, способствует
движению рабочей среды, поэтому
он уменьшает перепад давления:
Др=РвХ	РвЫХ==Дрг Дрвив. (10.52)
При малых расходах рабочей сре¬
ды (участок оа) гидравлическое со¬
противление оказывается меньше
значения нивелирного напора, обес¬
печивающего движение воды вниз.
Здесь р„ых>р вх за счбт давления
гидростатического столба рабочей
среды. Только более высокий рас¬
ход рабочей среды возможен за
счет принудительного напора насо¬
са, при этом Дрг>Дрнив и давление
на входе рвх оказывается уже боль¬
ше, чем рвых.
10.4V Основы
гидравлического
расчета контура
естественной циркуляции
10.4.1.	Движущий и полезный
напоры контура циркуляции
В паровых котлах с естествен¬
ной циркуляцией (см. § 1.2) дви¬
жущий напор возникает при обогре-
10-5185
ве подъемных труб замкнутого кон¬
тура в результате образования в
них пароводяной смеси.
Формула (1.1) написана в пред¬
положении, что подъемные трубы
содержат пароводяную смесь на
всей высоте. В действительности
развитое кипение в подъемных тру¬
бах начинается выше входа в зону
обогрева, так как вода, поступаю¬
щая из барабана по опускным тру¬
бам в нижний коллектор контура
(рис. 10.26), недогрета До темпера¬
туры кипения. Участок догрева во¬
ды до точки закипания' называют
экономайзерным. Таким образом,
высота подъемных труб контура
f Пар
Рис. 10.26. Контур естественной циркуля¬
ции
145


циркуляции разделяется на участок
до начала обогрева Ядо, экономай-
зерный Яэк и парообразующий
Я„ар. После выхода из зоны обогре¬
ва (топочной камеры) пароводяная
смесь поступает в верхний коллек¬
тор, который соединен с барабаном
пароотводящими трубами высотой
Яотв. Последние отводят в барабан
пароводяную смесь, и контур замы¬
кается. Насыщенный пар отделяет¬
ся в барабане и уходит на перегрев,
а вместо него (по массе) в барабан
поступает питательная вода из эко¬
номайзера.
В результате на участке высотой
Ядо+Яэк в опускных и подъемных
трубах контура находится вода,
плотность которой мало отличается:
Роп« рДо « Рэк, поскольку недогрев
воды до кипения в опускных тру¬
бах небольшой. Обычно в расчетах
принимают
Роп РдО==рЭК^=Р| (10.53)
т. е. равной плотности воды на ли¬
нии насыщения при давлении в ба¬
рабане.
Движущий напор циркуляции
создается только на паросодержа¬
щем участке подъемных труб:
5дв== (Япар^Яотв) (р/
—Рем) Я-	(10.54)
Используя выражение (10.19), окон¬
чательно получаем
SAB= (Япар“1~Яотв) ф (р*—
-Р ")§■	(10.55)
I
Как видно, определение движущего
напора прежде всего требует зна¬
ния высоты точки закипания в кон¬
туре.
Высота экономайзерного участ¬
ка определяется, исходя из равен¬
ства двух выражений:	количества
теплоты, которую необходимо пере¬
дать в единицу времени воде для
подогрева ее до кипения на эконо-
майзерном участке
QsK==A^HeA^0» (10.56)
и количества теплоты, полученной
за то же время из топки экономай-
зерным участком,
0эк = Я9К^- = Яэк?/> (10.57)
“ЭКр
где ДАнед — энтальпия недогрева
поступающей в подъемные трубы
воды в количестве Go, кг/с, до ки¬
пения, кДж/кг; Q3KP — тепловоспри-
ятие нижней части экрана, кДж/с;
<7/=<2экр/#экр — удельный тепловой
поток, воспринятый на 1 м высоты
экрана, кВт/м.
Тогда высота экономайзерного
участка
#SK=^WL*.	(Ю.58)
Ql
При более точном расчете необхо¬
димо учитывать, что с подъемом
воды вверх происходит некоторое
уменьшение абсолютного давления,
при этом энтальпия и температура
кипения будут несколько умень¬
шаться, отчего точка закипания не¬
много снизится.
В паровых котлах с кипящим
экономайзером ДАнед будет иметь
небольшое значение (так как дав¬
ление в нижнем коллекторе выше,
чем в барабане) и определение Яэк
не обязательно.
При установившемся режиме
движущий напор в контуре цирку-
ляции тратится на преодоление со¬
противлений В ОПуСКНЫХ Дроп и
подъемных (включая пароотводя¬
щие). Дрпод трубах:
5дв==Дроп-ЬДРпод. (10.59)
Избыточную часть движущего на¬
пора, который остается после пре¬
одоления гидравлического сопро¬
тивления в подъемных звеньях кон¬
тура, называют полезным напором
циркуляции:
<8пОЛ==5дв	Дрпод. (10.60)
Из сопоставления (10.59) и
(10.60) получаем основное уравне¬
ние циркуляции
5 по л—ДРоп>
146
(10.61)


т. е. полезный напор циркуляция
расходуется на преодоление гид¬
равлического сопротивления в
опускных трубах.
10.4.2.	Методика расчета
контура циркуляции
Расчет контура циркуляции сво¬
дится к определению скорости цир¬
куляции wo. Исходя из уравнения
(10.61) действительным условиям
отвечает только такая скорость w0,
при которой найденные по незави¬
симым друг от друга выражениям
Дроп И 5пОЛ будут равны. Однако
5пол и Дроп являются функцией ис¬
комого значения w0.
Значение Snoл находят по фор¬
муле (10.60), предварительно опре¬
делив S дв [формула (10.54)] и
Арпод- Последнее определяют по
участкам с одинаковыми (или ус¬
редненными) конструктивными теп¬
ловыми и физическими характери¬
стиками
ДРпод—Дрдо+АРэк+
+Дрпар+Др отв« . (10.62)
Для расчета отдельных звеньев
подъемной части контура использу¬
ют данные п. 10.3.1. Расчет сопро¬
тивлений производят для одной ус¬
редненной по всем показателям тру¬
бы контура (элемента). Исходной
расчетной величиной является иско¬
мая скорость wo. Сопротивление
усредненной опускной трубы конту¬
ра определяют по формуле
APon = Z0„-fv.	(10.63)
где Zоп — коэффициент полного гид¬
равлического сопротивления [см.
формулу (10.40)]; w0п — скорость
воды в опускной трубе, м/с.
Последнее определяется из ус¬
ловия сплошности движения в кон¬
туре G0n=Oitoa=Go по соотноше¬
нию суммарного сечения подъемных
Б/о и опускных 2/оп труб контура:
■»«,=<».	(Ю.64)
"Гоп
Как видно, сопротивление опускных
труб Дроп также зависит от иско¬
мой скорости w0. Значения скоро¬
стей циркуляции w0, м/с, в конту¬
рах барабанных котлов находятся
обычно в следующих пределах:
Экраны, непосредственно введен¬
ные в барабан	0,5—1,5
Экраны, имеющие верхние коллек¬
торы 	0,4—1,2
Двусветные экраны	0,5—2,0
Расчету циркуляции предшест¬
вуют тепловой расчет топки парово¬
го котла и определение конструк¬
тивных характеристик его циркуля¬
ционных контуров. Используют два
пути решения этой задачи. При рас¬
чете на ЭВМ задаются минималь¬
ной допустимой скоростью wQ=
=0,2 м/с и устанавливают шаг из¬
менения скорости в расчете 0,05—
0,1 м/с. С помощью ЭВМ по задан¬
ной программе вычисляют для каж¬
дого wo значения 5П0Л и Дроп и
сравнивают их с допустимым неба¬
лансом этих значений т=5ПОл—
—Дроп^е. При достижении /п^е
расчет кончается, и по полученным
точкам может быть построен гра¬
фик (рис. 10.27,а). Равенство
5кпол=Др0п при скорости w0p соот¬
ветствует средним расчетным усло¬
виям работы контура.
При ручном способе расчета для
уменьшения объема расчетов ис¬
пользуют графоаналитический ме¬
тод. Расчет значений 5пол и Дроп
ведут для трех-четырех выбранных
скоростей циркуляции, охватываю¬
щих ожидаемое расчетное значение
Рис. 10.27. Расчетная диаграмма циркуля¬
ции:
а — при расчете на ЭВМ; б — при ручном спосо¬
бе расчета
10*
147


(рис. 10.27,6). Пересечение постро¬
енных характеристик отвечает ис¬
комому УСЛОВИЮ 5Пол=АРоп, и этой
точке соответствует расчетная ско¬
рость о>ор-
10.4.3.	Надежность
реокимов циркуляции
Расчет циркуляционного контура
выполняют для средних (расчет¬
ных) условий работы. Практически
эти условия сохраняют для основ¬
ной массы параллельно включенных
труб. Отдельные подъемные трубы
или небольшая группа труб по ря¬
ду причин (затененность от прямо¬
го излучения факела, шлакование
и др.) обогреваются слабее основ¬
ной массы парогенерирующих труб,
и поэтому параметры циркуляции
для них могут сильно отличаться от
расчетных. При уменьшении тепло-
восприятия отдельной подъемной
трубы снижается движущий напор
в трубе 5ТДВ, так как в ней образу¬
ется меньше пара, снижаются сред¬
нее паросодержание <рт и высота
паросодержащего участка Ятпа р-
В результате этого будет более
низким значение напора STnon-- По¬
этому характеристики слабообогре-
ваемых труб на диаграмме цирку¬
ляции располагаются слева от рас¬
четного значения Sn<»i для элемен¬
та контура (рис. 10.28). Поскольку
все подъемные трубы секции, объ¬
единенные нижним и верхним кол-
Рис. 10.28. Влияние неравномерности обо¬
грева труб контура на скорость циркуля¬
ции в них:
J — слабообогреваемая труба с опрокинутым (об¬
ратным) движением воды; 2 — труба со слабым
подъемным движением воды; 3 — сильнообогре-
васмая труба с развитой циркуляцией
148
лекторами, получают воду от од-
ной группы опускных труб, имею¬
щих сопротивление Дроп=5кПол, в
каждой подъемной трубе устанавли¬
вается такая скорость циркуляции,
которая соответствует равенству
5тпол=5кпол. Как видно из рис.
10.28, сильнообогреваемые трубы
имеют скорость циркуляции больше
средней, например адоз>а>ор, а в
слабообогреваемых скорость мень¬
ше, чем средняя,— Доо2<о>ор- При
еще более слабом обогреве угловой
или зашлакованной трубы может
оказаться, что ее расчетный движу¬
щий напор 5ДВТ при te»o>0 меньше
5кпол (рис. 10.28, труба /). В такой
трубе не может происходить подъ¬
емное движение воды, она стано¬
вится подпиточной для других труб
секции, т. е. в ней устанавливается
опускное движение воды из верхне¬
го коллектора (или барабана) в
нижний коллектор, при этом могут
возникнуть режимы, при которых
появляется опасность возникнове¬
ния ухудшенного теплообмена и не¬
допустимого повышения температу¬
ры стенки. Такими опасными режи¬
мами являются застой циркуляции,
свободный уровень, опрокидывание
циркуляции.
Застоем циркуляции называют
такой режим, при котором скорость
циркуляции близка к нулю и пу¬
зырьки пара, отрываясь от стенки
трубы, всплывают (барботируют) в
почти неподвижной воде. Застой
циркуляции может возникнуть лишь
в слабообогреваемых трубах таких
контуров циркуляции, в которых па¬
роводяная смесь подведена в бара¬
бан ниже уровня воды в нем (см.
рис. 10.26).
Свободный уровень. В случае
подвода пароводяной смеси выше
уровня воды, т. е. в паровой объем
барабана, в трубе, имеющей STA»^
пол» движение воды остановит-
ся, вода из верхней части трубы
(выше уровня барабана) сольется
в барабан и она заполнится насы¬
щенным паром. Контур циркуляции
размыкается, и в трубе ниже уров¬
ня в барабане образуется свобод¬


ный уровень воды, выше которого
все сечение трубы заполнено паром.
Такая труба выполняет роль диф-
манометра, определяющего перепад
давления между барабаном и ниж¬
ним коллектором
Арб-нк=# свРтсм£. (10.65)
Откуда ■ высота установившегося
свободного уровня составит
Ясв = ^-нк.	(10.66)
Pc.Mrg
Чем слабее обогрев трубы, тем
меньше в ней пара, выше значение
средней^ плотности пароводяной
смеси ртсм и ниже высота уровня.
Уровень может установиться в зоне
обогрева трубы (верхняя часть топ¬
ки), и при резком ухудшении отво¬
да теплоты от металла к пару про¬
изойдет перегрев металла и разрыв
трубы. Образование свободного
уровня в трубах недопустимо.
Опрокидывание циркуляции ха¬
рактеризует- режим, при котором в
слабообогреваемых трубах вода с
восходящего движения переходит
на опускное, а пар в зависимости от
скорости набегающей на паровой
пузырь воды и скорости барботажа
(подъема) его в воде может дви¬
гаться вверх либо увлекаться пото¬
ком воды вниз. При этом паровые
пузыри могут задерживаться у стен¬
ки и образовывать более крупные
скопления — «паровые пробки», ве¬
дущие к перегреву металла.
При очень малой скорости цир¬
куляции (менее ±0,1 м/с) режим
движения неустойчив (то восходя¬
щий, то нисходящий, т. е. пульсиру¬
ющий). Опрокидывание циркуляции
возникает в парогенерирующих тру¬
бах, введенных в водяной объем
барабана.
Поскольку основной причиной
возникновения опасных режимов
является резко неравномерный обо¬
грев парогенерирующих труб, вклю¬
ченных в общую систему топочных
экранов, трубы топочных экранов
секционируют, т. е. разделяют на
самостоятельные секции с целью
уменьшения неоднородности их ра¬
боты; в секцию выделяют примерно
одинаково обогреваемые трубы с
самостоятельным питанием из ба¬
рабана. Это особенно важно для
мощных паровых котлов, у которых
большая ширина экранов. Обычно
экран на каждой стене топки раз¬
деляют на четыре—шесть секций.
Условия работы опускных труб.
В современных конструкциях кот¬
лов с естественной циркуляцией
опускные трубы не обогреваются.
Они находятся в тепловой изоля¬
ции, и вода в них при движении из
барабана в нижний коллектор не
изменяет теплосодержания. Попа¬
дание пара в опускные трубы может
происходить за счет захвата его из
парового объема барабана (паро¬
вая воронка над опускными труба¬
ми) либо из близко расположенных
пароотводящих труб. Образование
пара непосредственно в опускных
трубах может иметь место только
при резком снижении давления в
контуре за счет вскипания воды.
Для исключения захвата пара
из парового объема барабана уста¬
навливают необходимую высоту
уровня над опускными трубами
НУр, предотвращающую образова¬
ние и затягивание вихревой ворон¬
ки в трубы.
Рис. 10.29. Распределение давления по вы¬
соте опускной трубы:
/ — напор за счет гидростатического столба во¬
ды; 2 — действительное изменение давления
149


Изменение давления от уровня
воды в барабане до нижнего кол¬
лектора определяется возрастанием
нивелирного напора (веса гидро¬
статического столба воды) и поте¬
рей энергии на преодоление сопро¬
тивлений при движении -воды в
опускных трубах (рис. 10.29). При
обычных скоростях воды Won нара¬
стание нивелирного напора превы¬
шает потерю давления за счет со¬
противлений, поэтому по мере при¬
ближения к нижнему коллектору
давление воды несколько увеличи¬
вается. Давление в нижнем коллек¬
торе можно выразить следующим
образом:
Р„.к=Рб-{- ЬРнкв — АРоп =Рб +
+ tfonp'g-(l+An)-^2p'. (10.67)
Вода, нагретая до кипения в бара¬
бане, оказывается уже недогретой
по мере движения в опускной си¬
стеме, так что образование в ней
пара при постоянном давлении в
барабане невозможно. При любых
переменных режимах работы котла
кратковременная скорость сниже¬
ния давления в барабане не долж¬
на превышать скорости повышения
давления при движении воды в
опускных трубах. Тогда не про¬
изойдет вскипания воды в опускных
трубах.
Контрольные вопросы к гл. 10
1.	Назовите характерные режимы те¬
чения двухфазной среды в вертикальных
трубах при высоком давлении.
2.	Какие неприятности могут возник¬
нуть при движении двухфазного потока
в горизонтальных трубах? При каких усло¬
виях?
3.	Дайте определение характеристикам
двухфазного потока: <р, Р и х.
4.	В чем разница физических условий,
определяющих ухудшенный режим тепло¬
обмена, при ДКД и СКД?
5.	Назовите составляющие полного пе¬
репада давления в трубе.
6.	Почему при одинаковом массовом
расходе рабочей среды в трубе гидравли¬
ческое сопротивление при двухфазном по¬
токе будет больше, чем при однофазном?
7.	Что такое гидравлическая разверка
и чем она определяется?
8.	Что такое тепловая разверка и ка¬
кие факторы ее определяют?
9.	В каком случае гидравлическая ха¬
рактеристика змеевика будет однознач¬
ной — при поступлении в него воды догре-
той или недогретой до кипения?
10.	В чем различие в сопротивлении
трубы при подъемном и опускном дви¬
жении?
11.	Как изменится высота экономай-
зерного участка при естественной цирку¬
ляции в случаях увеличения расхода б0,
увеличения давления в нижнем коллекторе,
увеличения теплового потока в топке?
12.	Какие факторы влияют на величи¬
ну полезного напора трубы?
13.	Почему давление воды в нижнем
коллекторе контура выше, чем в барабане?
Как оно изменится, если скорость воды
в опускных трубах увеличится?
Г лава одиннадцатая
ПОЛУЧЕНИЕ ПАРА ЗАДАННЫХ СВОЙСТВ И
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ
ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА
11.1.	Источники загрязнений
питательной воды
и их влияние на работу
оборудования
В процессе работы паротурбинной ус¬
тановки с прямоточными или барабанны¬
ми паровыми котлами рабочая среда не¬
прерывно загрязняется теми или иными
примесями. Количество и состав этих при¬
месей определяются типом установки, со¬
150
ставом конструкционных материалов и ус¬
ловиями ее эксплуатации. Основные ис¬
точники загрязнений водного теплоносителя
и их состав для электростанций характе¬
ризуется данными табл. 11.1.
Присосы в конденсаторах. Обычно
конденсаторы паровых турбин представ¬
ляют собой теплообменники поверхностно¬
го типа, в большинстве случаев они охлаж¬
даются водой из естественных водоемов
(рек, озер, морей, океанов) или искусст¬
венных водоемов. Вода прокачивается че-


Таблица 11.1. Загрязнение водного теплоносителя в цикле ТЭС
Основные источники по¬
ступления загрязнений
Состав основный загрязнений
ТТрисосы:
в конденсаторах
в подогревателях пи¬
тательной и сете¬
вой воды
Добавочная вода:
обессоленная, дистил¬
лят
умягченная
Продукты коррозии кон¬
струкционных материа¬
лов
«Искусственно вводимые
добавки
Соли (хлориды, сульфаты и бикарбонаты кальция, магния и нат¬
рия), коллоидные примеси (органические вещества, кремниевая
кислота), взвешенные вещества и газы (02, С02, N2)
Соли (хлориды, сульфаты и бикарбонаты кальция, магния и нат¬
рия), кремниевая кислота и газы
Соединения натрия, продукты Газы: 02 (обессоленная вода),
коррозии металлов, органические С02 (дистиллят)
соединения
Соединения натрия, кремниевая кислота, газы (состав газообраз¬
ных примесей зависит от схемы водообработки)
Окислы Fe, Си, Сг, Ni, Zn, Со, А1 и др.
Соли фосфорной кислоты, аммиак, гидразин, комплексоны, кис¬
лород
рез трубную систему конденсатора под
давлением 150—200 кПа, т. е. большие,
чем давление конденсирующегося на труб¬
ках пара (3—5 кПа). При наличии не¬
плотностей в трубных досках и коррозии
труб, приводящей к образованию в них
сквозных отверстий, происходит перетека¬
ние охлаждающей воды на сторону кон¬
денсирующегося пара (присос воды), что
приводит к загрязнению его примесями,
содержащимися в охлаждающей воде.
Обеспечить абсолютную плотность конден¬
саторов не удается, и потому приходится
считаться с небольшими присосами, со¬
ставляющими 0,001—0,3% количества тур¬
бинного конденсата. Состав и количество
проникающих в турбинный конденсат при¬
месей определяются их концентрацией в
охлаждающей воде и присосом.
Присосы в подогревателях. Подогре¬
ватели также являются теплообменниками
поверхностного типа, в которых греющий
пар из отбора турбин имеет меньшее дав¬
ление, чем нагреваемая питательная или
сетевая вода. Сетевая вода, используемая
для отопления жилого района, допускает
более значительные загрязнения, чем пита¬
тельная вода! паровых котлов. При наличии
неплотностей в подогревателе сетевая во¬
да просачивается на сторону конденсиру¬
ющегося пара и загрязняет его растворен¬
ными в воде примесями. Конденсат этого
загрязненного пара поступает затем в пи¬
тательную воду. В подогревателях пита¬
тельной воды в конденсирующий пар по¬
ступают в основном продукты коррозии
водяного тракта.
Добавочная вода служит для воспол¬
нения потерь пара и конденсата в системе
станции. Состав примесей добавочной воды
зависит от схемы водоподготовки (хими¬
ческое обессоливание, термическая дистил¬
ляция, умягчение и др.).
Продукты коррозии поступают в ра¬
бочую среду как извне вместе с добавоч¬
ной водой, присосами в подогревателях,
возвратом конденсата производственных
потребителей пара, так и вследствие кор¬
розии материалов паротурбинного обору¬
дования. Количество образующихся про¬
дуктов коррозии определяется конструк¬
тивными материалами, поверхностью, со¬
прикасающейся с рабочей средой, условия¬
ми протекания рабочих процессов, главным
образом температурой, давлением, скоро¬
стью потока, качеством воды, определяе¬
мым значением pH рабочей среды, и др.
Продукты коррозии на АЭС, прошед¬
шие через активную зону реактора, ста¬
новятся радиоактивными. В основной своей
массе они образуют плотные отложения
на внутренних поверхностях трубопрово¬
дов и корпусе турбины (при попадании в
пар), около 40% находятся в виде взвеси
в циркулирующей воде. В результате по¬
вышается общая радиоактивность в конту¬
рах АЭС, которая дополнительно усили¬
вается постоянным радиолизом воды в ак¬
тивной зоне реактора.
Искусственные добавки вводятся в ра¬
бочую среду с целью создания условий для
протекания ряда нужных химических ре¬
акций в направлении предотвращения кор¬
розии оборудования. Некоторые из них об¬
разуют побочные продукты, которые за¬
грязняют водяной тракт.
Примеси, поступающие в воду паро¬
вого котла, могут находиться в ней в ра¬
створенном и во взвешенном состояниях.
При определенных условиях они могут вы¬
падать на поверхность нагрева, образуя
отложения, ухудшающие теплопередачу и
повышающие температуру стенки труб. От¬
ложения наиболее опасны в зоне интен¬
сивного обогрева топочных экранов котлов
и в активной зоне реакторов.
151


Примеси из воды частично переходят
в пар, загрязняя его. В результате они
образуют отложения в пароперегревателях
п проточной части паровой турбины. От¬
ложения в пароперегревателях недопусти¬
мы, поскольку даже небольшой слой внут¬
ренних отложений вызывает заветное по¬
вышение температуры металла. Образова¬
ние отложений в проточной части турбин
увеличивает шероховатость лопаток и вы¬
зывает возрастание потери на трение и со¬
ответственно понижение экономичности.
Значительные отложения в проточной ча¬
сти увеличивают перепад давления в сту¬
пенях турбин, вследствие чего приходится
ограничивать ее мощность. Особенно чув¬
ствительны к образованию отложений тур¬
бины высокого давления, у которых из-за
небольшого удельного объема пара про¬
точная часть имеет меньшие проходные
сечения.
Мощность и экономичность турбины
заметно снижаются при количестве отло¬
жений 3—5 кг на 100 МВт. Однако с па¬
ром в турбину поступает загрязнений во
много раз больше, но основная их масса
проходит турбину транзитом и при от¬
сутствии очистки турбинного конденсата
снова может попасть в питательную воду.
Большие неприятности для работы турби¬
ны приносят мельчайшие взвешенные в по¬
токе пара частицы окислов металла. Они
приводят к заметной эрозии (износу) ло¬
паток турбины и направляющего аппара¬
та, особенно на первых ступенях.
11.2.	Загрязнение пара
Пар загрязняется веществами,
находящимися в растворенном и во
взвешенном состоянии в воде. Из¬
вестны два пути перехода веществ
из котловой воды в пар: унос па¬
ром капельной влаги, а вместе с ней
растворенных и взвешенных ве¬
ществ и переход веществ из воды в
пар вследствие растворяющей спо¬
собности пара. В общем случае чи¬
стоту пара определяют коэффициен¬
том выноса Кв, %:
Яв=(О+£р=100Сп/Св, (11.1)
где со — влажность пара, %; k? —
коэффициент распределения ве¬
ществ между насыщенным паром и
кипящей водой, % ; Сп, Св—концен¬
трация веществ в паре и воде,
мкг/кг. Влажность пара со опреде¬
ляется как отношение массы капель
влаги, поступающей в насыщенный
пар, к расходу пара из барабана.
В прямоточном котле капли влаги
152
уносятся с паром в завершающей
стадии испарения — режиме влаж¬
ного пара (см. § 10.1). Вместе с
каплями влаги в пар переходят
находящиеся в воде примеси. Од¬
нако ощутимое загрязнение пара
примесями за счет поступления с
влагой имеет место только в бара¬
банных котлах, где солесодержание
котловой воды в десятки раз вы¬
ше, чем питательной. В прямоточ¬
ных котлах, особенно при СКД, со¬
держание примесей в питательной
воде близко к нормам для пара.
Кроме того, водяной пар обла¬
дает способностью растворять в се¬
бе неорганические соединения, на¬
ходящиеся в растворенном состоя¬
нии в. кипящей воде, с которрй пар
контактирует, что определяется ко¬
эффициентом распределения, зави¬
сящим от соотношения плотности
р7р'.
При низком давлении растворя¬
ющая способность пара ничтожна,
в связи с чем Кв «о. По мере по¬
вышения давления и увеличения
плотности пара растворимость ве¬
ществ в паре возрастает, и при вы¬
соком давлении, содержание от¬
дельных веществ в паре становит¬
ся значительно выше по сравнению
с загрязнениями, обусловленными
уносом веществ каплями влаги.
В этих условиях Кв «Alp.
11.2.1.	Механизм уноса
капельной влаги паром
Возможны два пути образования
капельной влаги в паровом объеме
барабана. При подводе парообра¬
зующих труб под уровень воды в
барабане пузырьки пара, всплыва¬
ющие к поверхности раздела фаз
вода — пар (называемой зеркалом
испарения), разрывают поверхност¬
ную пленку и образуют при этом
много мелких капель.
При вводе пароводяной смеси в
барабан выше уровня воды (ско¬
рость выхода потока 10—20 м/с)
без принятия мер для гашения ки¬
нетической энергии струи происхо¬
дит сильное разбрызгивание по¬


верхностного слоя воды с выбросом
в паровой объем большого количе¬
ства мелких и крупных капель.
В зависимости от кинетической
энергии выбрасываемых капель они
поднимаются на разную высоту в
паровом объеме. Однако при высоте
более 700 мм даже наиболее круп¬
ные капли не достигают пароотво¬
дящих труб и возвращаются на
зеркало испарения. Капли малых
размеров, попавшие в паровой объ¬
ем, могут быть подхвачены пото¬
ком пара к выходу в пароотводя¬
щие трубы, причем с подъемом
вверх продольное сечение барабана
уменьшается и скорость пара воз¬
растает. С увеличением нагрузки
котла (расхода насыщенного пара
из барабана) паром уносятся кап¬
ли все больших размеров. Решаю¬
щую роль в этом процессе играют
два показателя — удельная нагруз¬
ка зеркала испарения
RF==D/Facn,	(11.2)
определяющая интенсивность 'вы¬
броса капель влаги в паровое про¬
странство, и удельная нагрузка па¬
рового объема
Rv=D/V п.р, (11.3)
характеризующая транспортирую¬
щую способность потока пара в от¬
ношении капель влаги. В формулах
(1L2) и (11.3) RP — удельная на¬
грузка зеркала испарения, кг/(м2Х
Хс); Rv—удельная нагрузка паро¬
вого объема, кг/(м3-с); D — расход
пара, кг/с; F„cn — площадь зеркала
испарения, м2; V„ap — паровой объ¬
ем барабана, м3.
Удельные нагрузки парового
объема и зеркала испарения оказы¬
вают сильное влияние на размеры
барабана и качество выдаваемого
им пара. Чем выше эти нагрузки,
тем меньше размеры барабана, тем
ниже его стоимость, но одновремен¬
но растет вынос влаги с насыщен¬
ным паром из барабана. Для за¬
данных размеров барабана влаж¬
ность пара определяется по фор¬
муле
a—ADn.	(11.4)
Рис. 11.1. Зависимость влажности пара от
нагрузки котла
Коэффициенты Лип зависят от
профиля парового объема, давле¬
ния, концентрации и ионного соста¬
ва, примесей воды. Показатель сте¬
пени п резко изменяется с нагруз¬
кой. Зависимость влажности пара
от нагрузки в логарифмических ко¬
ординатах аппроксимируется лома¬
ными прямыми участками, которые
выражаются степенными функция¬
ми. Таких участков три (рис. 11.1).
При низких нагрузках, характери¬
зующихся очень малой влажностью
пара (©<0,01%), показатель п=
= 1-^2. Для котлов наиболее харак¬
терным является начало второго
участка с п« 3. Здесь влажность
выдаваемого паровым котлом пара
©=0,01 -г- 0,05 %, что соответствует
допустимым значениям. Далее
влажность пара резко возрастает,
что создает недопустимые условия
для работы металла перегревателя
и турбины.
При прочих равных условиях
влажность пара зависит от давле¬
ния. Чем выше давление, тем боль¬
ше р" и тем труднее условия отде¬
ления капелек влаги от пара.
Для достижения одинаковой
влажности пара в установках вы¬
сокого давления по ' сравнению с.
низким давлением удельные допу¬
стимые нагрузки уменьшают. На
влажность пара оказывает влияние
высота парового объема, с увеличе¬
нием которой влажность сначала
резко уменьшается, а затем, начи¬
ная с некоторого значения (около
700 мм), остается почти постоян¬
ной, определяемой способностью па¬
ра транспортировать мелкие капли
влаги.
153


Существенное влияние на влаж¬
ность пара оказывают концентра¬
ция и состав растворенных и взве¬
шенных в воде веществ. Чем выше
солесодержание воды, тем больше
ее поверхностное натяжение, раз¬
рыв оболочки парового пузырька
тормозится и под уровнем воды об¬
разуется слой пены (явление набу¬
хания уровня), который уменьшает
высоту парового пространства, что
ведет к значительному росту влаж¬
ности пара.
Унесенные насыщенным паром
капельки кипящей воды испаряются
в пароперегревателе. Растворенные
в каплях воды вещества кристалли¬
зуются, при этом часть веществ в
виде крупиц уносится потоком пара
в турбину, а часть остается на вну¬
тренней поверхности труб паропе¬
регревателя в виде отложений (как
правило, на начальном этапе пере¬
грева) .
11.2.2.	Закономерности
растворимости веществ
в паре
Кипящая вода и находящийся над
ней насыщенный пар имеют одну и
ту же химическую природу и пред¬
ставляют двухфазную однокомпо¬
нентную систему. В такой системе
содержащиеся в растворенном со¬
стоянии в воде вещества распреде-
Рис. 11.2. Зависимость коэффициента рас¬
пределения от отношения плотностей р'/р"
в двухфазной системе вода — пар
ляются между фазами в соответст¬
вии с законом распределения. Ко¬
личественно это равновесие выра¬
жается коэффициентом распределе¬
ния kp.
Коэффициент распределения ве¬
щества между водой и насыщенным
паром зависит от давления (т. е. or
отношения плотностей р"/р') и фи¬
зико-химических свойств растворен¬
ных веществ и выражается форму¬
лой академика М. А. Стыриковича
Ар=(р"/рГ, (11-5)
где п — показатель степени, завися¬
щий от свойств вещества.
Коэффициент распределения за¬
висит от формы, в которой вещест¬
во находится в водном растворе.
Наибольшей растворяющей способ¬
ностью в паре обладают вещества,,
находящиеся в воде в молекуляр¬
ной форме. Вещества, содержащие¬
ся в воде в ионной форме, раство¬
ряются в паре существенно меньше.
Закон распределения строго спра¬
ведлив для вещества, находящегося
в обоих растворителях (паре и во¬
де) в одной форме:	молекулярной
или ионной. По мере роста давле¬
ния и температуры кипения плот¬
ность пара непрерывно увеличива¬
ется и способность неорганического
вещества переходить из воды в пар
возрастает.
Формулу (11.5) можно пролога¬
рифмировать, тогда получим
lgAp=«lg(p7p'). (И-6)
В логарифмических координатах
зависимости коэффициентов распре¬
деления от отношения плотностей
воды и пара для каждого вещества
согласно формуле (11.6) изобража¬
ются в виде лучевой диаграммы
(рис. 11.2). Все лучи выходят из
точки, соответствующей критиче¬
скому давлению (для воды ркр=
=22,85 МПа). В ней отношение
плотностей р"/р' и значение коэф¬
фициента распределения равны
единице. На рис. 11.2 для удобства
построения отношение плотностей
принято обратным — р7р"- Угол на¬
клона лучей определяет коэффици¬
ент п.


Все нелетучие соединения, нахо¬
дящиеся в воде, по их способности
к растворимости в паре условно
можно разделить на три группы: в
первую группу входят вещества, для
которых п< 1, во вторую — вещест¬
ва с п= 1-^3 и в третью — вещест¬
ва, для которых п>4 (рис. 11.2).
Наибольшей растворимостью в па¬
ре обладают соединения первой
группы. Это наиболее слабые элек¬
тролиты, большей частью продук¬
ты коррозии конструкционных мате¬
риалов РезС>4, А1203, СиО и др., но
их концентрация в воде невелика.
Особое значение имеет кремниевая
кислота H2Si03 — вещество второй
группы. Она обладает высокой рас¬
творимостью в паре и содержится в
заметном количестве в воде. Отри¬
цательное влияние кремниевой кис¬
лоты заключается в том, что в тур¬
бине она выпадает в виде кварца
и аморфной двуокиси Si02. Эти по¬
рошкообразные или стекловидные
отложения прочно связаны с метал¬
лом и не поддаются водной отмыв¬
ке. Наименьшей растворимостью в
паре обладают вещества третьей
группы, находящиеся в воде преи¬
мущественно в ионном состоянии.
Это главным образом соли NaCl,
Na2S04, гидроокись NaOH, которые
в ощутимых количествах могут по¬
пасть в пар за счет растворимости
только при высоких давлениях. Из¬
ложенное выше явление, характери¬
зующее разную способность пере¬
хода веществ из воды в пар, часто
Рис. 11.3. Растворимость NaCl в перегре¬
том паре
называют избирательным уносом
веществ.
Растворяющая способность пере¬
гретого пара в сильной степени за¬
висит от его температуры и давле¬
ния (рис. 11.3). С повышением тем¬
пературы растворяющая способ¬
ность сначала падает из-за умень¬
шения плотности растворителя (пе¬
регретого пара). Дальнейшее повы¬
шение температуры приводит к ос¬
лаблению внутренних связей в са¬
мих кристаллах вещества, в резуль¬
тате чего усиливается переход при¬
месей в пар. Определенное влияние
на коэффициент распределения ока¬
зывает химическое состояние воды
(кислая, нейтральная, щелочная),
которое выражается показателем
концентрации водородных ионов
pH.
Перегретый пар, имеющий в сво¬
ем составе вещества всех трех групп
и проходящий через турбину, по
мере уменьшения давления будет
последовательно их выделять. В го¬
ловной части турбины при еще вы¬
соких давлениях выпадают из по¬
тока вещества третьей группы, за¬
тем по ступеням турбины — вещест¬
ва второй и, наконец, первой груп¬
пы.
11.3.	Методы получения
чистого пара
Требования к качеству пара, ко¬
торое определяется наличием в нем
взвешенных или растворенных при¬
месей, чрезвычайно высокие. Сум¬
марное содержание примесей в пе¬
регретом паре нормируется и при
СКД, например, не должно превы¬
шать 40—50 мкг/кг пара, в том чис¬
ле соединений Na и Fe не более
10 мкг/кг (каждого), кремниевой
кислоты в пересчете на Si03 не бо¬
лее 15 мкг/кг. При давлении пара
14 МПа общее содержание приме¬
сей должно быть не более
100 мкг/кг.
В прямоточном котле вся посту¬
пающая питательная вода превра¬
щается в пар. Часть минеральных
примесей откладывается внутри по-
155


верхцостей нагрева котла, осталь¬
ная уносится с паром в турбину.
С ростом давления коэффициент
распределения kp увеличивается
(см. рис. 11.2), и поэтому
все большая часть примесей
уносится с паром. Единственный
путь получения пара с допустимым
загрязнением — это улучшение ка¬
чества питательной воды. Послед¬
нее должно мало обличаться от ка¬
чества перегретого пара.
В барабанном котле чистота на¬
сыщенного, а следовательно, и пе¬
регретого пара определяется каче¬
ством воды, из которой он образу¬
ется. Чем меньше концентрация ве¬
ществ в кипящей воде, тем чище по¬
лучится пар. Однако солесодержа-
ние котловой воды, циркулирую¬
щей в трубных поверхностях и на¬
ходящейся в барабане, значительно
выше норм для пара. В этом слу¬
чае для получения чистого пара
прежде всего необходима более
полная осушка насыщенного пара,
т. е. сепарация мелких капель вла¬
ги из потока отводимого из бараба¬
на пара.
11.3.1.	Сепарация
капельной влаги из пара
Сепарация влаги основывается
на разности плотностей воды и па¬
ра. Капля влаги в паровом объеме
барабана подвержена воздействию
двух противоположных сил—подъ¬
емной силы, определяемой воздей¬
ствием двигающегося вверх паро¬
вого потока на каплю за счет сил
трения, и силы тяжести капли. Со¬
отношение этих сил приводит либо
к уносу капли паром, либо к осаж¬
дению ее на поверхность кипящей
воды. Больший эффект сепарации
достигается при меньшей подъем¬
ной скорости пара в барабане, а
для этого надо уменьшить удельную
нагрузку зеркала испарения RP и
нагрузку парового объема Rv, что
достигается увеличением диаметра
барабана. Такое решение не всегда
экономически оправдано или даже
невозможно. Весьма важно умень-
156
шить'максимальные подъемные ско¬
рости пара, в этих целях необхо¬
димо, чтобы паровой объем бараба¬
на был загружен по возможности
равномерно как по длине, так и по
сечению. Это достигается при рас¬
средоточенном отводе пара по дли¬
не барабана (рис. 11.4). Наличие-
паросепарационных устройств в
верхней .части объема барабана
создает сопротивление выходу пара
и также способствует выравнива¬
нию нагрузки парового объема.
/ Наиболее простыми и вместе с
тем эффективными устройствами,,
способствующими сепарации пото¬
ка, являются дырчатые щиты, вы¬
полняемые из стальных листов с
отверстиями диаметром 5—10 мм.
Один из них устанавливается в па¬
ровом объеме барабана перед паро¬
отводящими трубами, другой — на
100—150 мм ниже среднего уровня
воды в барабане — подтопленный
дырчатый щит —для равномерного*
распределения пара в водяном объ¬
еме барабана, поскольку ввод па¬
роводяной смеси в барабан делают
обычно односторонним.
В барабан мощного парового
котла из каждой пароотводящей
трубы поступает в среднем до*
1000 кг/ч пароводяной смеси. Эти
мощные потоки выбрасываются в-
барабан с большой энергией, кото¬
рую с целью минимального увлаж¬
нения пара необходимо погасить.
Гашение кинетической энергии па*
роводяных струй происходит в «с-
росепарационных устройствах. Всю-
пароводяную смесь подают в водя¬
ной объем барабана, используя глу¬
хую перегородку в тех случаях, ког¬
да ввод сделан выше уровня воды
в барабане (рис. 11.5).
При такой схеме кинетическая-
энергия пароводяных струй гасится
в водяном объеме барабана. Ско¬
рость пара в отверстиях подтоплен¬
ного дырчатого щита выбирают из-
условия образования под ним
сплошной паровой подушки, обеспе¬
чивающей равномерное распределе¬
ние пара. Питательную воду пода¬
ют в верхний слой воды над подтоп-


Рис. 11.4. Организация
сепарации влаги в паро¬
вом пространстве бара¬
бана:
а — сосредоточенный отвод
пара; б — равномерный от¬
вод пара; t — барабан; 2 —
пароотводящие трубы; 3 —
паропрнемный дырчатый
щит; 4 — подтопленный
дырчатый щит
ленным дырчатым щитом. Пар, про¬
ходя через этот чистый слой воды
(с меньшим количеством приме¬
сей) , очищается и будет иметь мень¬
ше растворенных минеральных ве¬
ществ. В барабанах с более высо¬
ким напряжением парового объема
Rv кроме пароприемного дырчато¬
го листа устанавливают жалюзий¬
ный сепаратор (рис. 11.5), в кото¬
ром пар, проходя в узких зазорах
между гофрированными листами и
постоянно меняя направление дви¬
жения, за счет инерционных сил ос¬
вобождается от мелких транспорти¬
руемых паром капелек воды.
В мощных барабанных котлах
для более эффективного отделения
пара от воды применяют внутриба-
Рис. 11.5. Схема паросепарационных уст¬
ройств при подводе пароводяной смеси под
уровень:
I — подтопленный щит; 2 — глухой щит; 3 — па-
роприеыиый потолок; 4 — жалюзийный сепара¬
тор; 5 — парогенерирующие трубы; 6 — опускные
трубы; 7 — пароотводящие трубы; 8 — подвод пи¬
тательной воды
рабанные циклоны (рис. 11.6). Вну-
трибарабанный циклонный сепара¬
тор выполнен как цилиндрический
вертикальный корпус диаметром
300—400 мм и высотой 500—600 мм,
к которому тангенциально подводят
пароводяную ■ смесь со скоростью
6—8 м/с. За счет центробежного
эффекта вода отжимается к стен¬
кам циклона, а пар по центру ухо¬
дит вверх и поступает в паровой
объем из-под крышки циклона. На
каждый циклон подсоединяется
группа пароотводящих труб. Число
циклонов, установленных внутри
барабана в два ряда, составляет
60—90 шт.
11.3.2.	Промывка пара
в слое чистой воды
При высоком давлении пар, по¬
лученный из воды со значительным
солесодержанием, в соответствии с
коэффициентом распределения (см.
§ 11.2) будет содержать в себе в
растворенном состоянии определен¬
ные вещества в заметном количест¬
ве. Коэффициент распределения kp
для любого вещества зависит толь¬
ко от давления. Перепишем уравне¬
ние (11.1) в виде
Так как при высоком давлении для
большинства растворенных в воде
веществ бр^со, то загрязнение па¬
ра в основном определяется раство-
157


iJ
Рис. 11.6., Типовая схема внутрибарабан-
«ых устройств:
1 — барабан; 2 — пароподводящис трубы; 3 —
короб; 4 — циклон; 5 — сливной короб; 6 — крыш¬
ка; 7 — дырчатый щит промывочного устройства;
8 — пароприемный потолок; 9 — раздающий ко¬
роб питательной воды; 10 — пароотводящие
трубы; 11 — подвод питательной воды; 12 — окно
в перегородке, разделяющей барабан на отсеки;
13 — опускные трубы; 14 — труба аварийного
слива воды
римостью веществ в паре, тогда
Сп=0,016рСв.	(11.7)
из которого следует, что повышение
качества пара может быть достиг¬
нуто улучшением качества воды, че¬
рез которую пар проходит. Исполь¬
зуя это явление, организуется так
называемая промывка «грязного»
пара, полученного из сильноминера¬
лизованной воды, пропуском его че¬
рез слой более чистой «промывоч¬
ной» воды. При контакте «грязно¬
го» пара с более чистой водой на¬
рушается соотношение (11.7), по¬
скольку Сп/Св>£р/100, поэтому
часть растворенных в паре веществ
перейдет в воду до установления
нужного соотношения. В итоге пар
очищается от большей части за¬
грязняющих его веществ, как бы
промывается.
Промывку пара организуют
только в барабанных паровых кот¬
лах, в которых солесодержание
котловой воды достаточно большое.
Наиболее чистой водой в таких
котлах является питательная.
В простейшем виде для промывки
пара в барабане котла применяют
158
дырчатый щит в паровом объеме
барабана, на который подают пита¬
тельную (промывочную) воду (рис.
11.6). Для лучшей очистки пара в
тонком слое воды пар пропускают
струйками, которые пронизывают
слой воды по всему объему. Необ¬
ходимый уровень промывочной во¬
ды поддерживают закраиной щита.
Размещение промывочного устрой¬
ства требует, чтобы диаметр бара¬
бана был не менее 1600—1800 мм.
После промывки пар дополнитель¬
но сепарируется и влажность его
доводится до нормируемых значений.
11.3.3.	Ступенчатое испарение
в барабане котла
Одним из эффективных методов
снижения концентрации примесей в
кипящей воде, а следовательно, и в
паре является ступенчатое испаре¬
ние. Ввиду того что в барабанном
котле Сп.в>Сп, происходит накап¬
ливание минеральных веществ в
циркулирующей в контуре воде по
мере частичного упаривания ее. На¬
капливающиеся в водяном объеме
растворенные и взвешенные веще¬
ства удаляются из барабана и
нижних коллекторов контуров цир¬
куляции при непрерывной и перио¬
дической продувках. Непрерывная
продувка части котловой воды осу¬
ществляется из барабана в количе¬
стве 0,5—1,5% расхода пара. Пери¬
одическую продувку производят из
нижних коллекторов с целью удале¬
ния из них накапливающегося там
шлама (твердых частиц окислов
металла и минеральных соедине¬
ний). Уровень солесодержания кот¬
ловой воды определяется качеством
поступающей питательной воды и
величиной продувки котловой воды
из барабана.
Баланс солей для простейшей
схемы водного режима барабанно¬
го котла с продувкой (рис. 11.7)
имеет следующий вид:
(£>+£пр) Сп.в=
=DCa-\-DnfCnf. (11.8)


Рис. 11.7. Простейшая
одноступенчатая схема
испарения в барабане
парового котла:
Сп.в» ск.в» Спр и
концентрации веществ соот¬
ветственно в питательной
воде, котловой воде, про¬
дувочной воде и паре; 1 —
барабан котла; 2 — нижний
коллектор; 3 — опускная
труба; 4 — подъемная тру¬
ба; 5 —• подвод питательной
воды; 6 — вывод (продув¬
ка) части воды из контура
циркуляции; 7 — отвод на¬
сыщенного пара; р —доля
продувки; dn — доля насы¬
щенного пара
Разделив левую и правую части
уравнения (11.8) на расход пара и
обозначив Dnp/D=p (доля проду¬
вочной воды), получим
(1+р) Сп.в =
= Сп+рСпр. (11-9)
Поскольку концентрация ве¬
ществ в продувочной воде отвеча¬
ет составу котловой воды, цирку¬
лирующей в контурах котла, заме¬
ним СПР концентрацией веществ в
котловой воде Ск.в. Из уравнения
(11.9) следует
Скв=	с° . (НЛО)
Р
Пренебрегая солесодержанием па¬
ра, так как Сп.в^>Сп, и принимая
продувку р=0,01 (1 %), получаем
Из последнего уравнения сле¬
дует, что в указанных условиях пар
образуется из котловой воды с со¬
лесодержанием, в 101 раз превы¬
шающим солесодержание питатель¬
ной воды. Качество пара можно
было бы повысить увеличением про¬
дувки, что экономически невыгодно.
Согласно ПТЭ непрерывную про¬
дувку выбирают в пределах 0,3—
0,5 % при восполнении потерь кон¬
денсата дистиллятом испарителей
или обессоленной водой и 0,5—
2 %! при восполнении потерь хими¬
чески очищенной водой.
Более совершенной является ор¬
ганизация получения чистого пара
по схеме ступенчатого испарения.
Барабан делят перегородкой на два
отсека (рис. 11.8). К каждому из
отсеков присоединяют свою группу
контуров циркуляции, по воде не
имеющих связи. Лишь отверстие в
разделяющей барабан перегородке
/г соединяет водяной объем обоих от¬
секов. Перегородка несколько вы¬
ступает над уровнем воды в бара¬
бане, образуя таким образом па¬
роперепускное окно, соединяющее
паровой объем отсеков. Питатель¬
ную воду подают в первый (боль¬
шой) отсек, продувку осуществля¬
ют через второй (малый) отсек.
Котловая вода из первого отсека
через отверстие в перегородке по¬
ступает во второй отсек, и уровень
воды в нем устанавливается ниже.
Схема испарения, показанная на
рис. 11.8, имеет две ступени. При¬
няв паропроизводительность первой
Рис. 11.8. Двухступенчатая схема испаре¬
ния:
л1» пП паропроизводительность первой и вто¬
рой ступени испарения в процентах паропронзво-
дительностн котла; остальные обозначения те
же, что и на рис. 11.7
159


ступени di=80%, а второй dn=
=20% и продувку из второй ступе¬
ни р= 1%, получим соответствую¬
щие концентрации примесей в кот¬
ловой воде первой Ск.вт и второй
ступеней:
первой ступени испарения
...	(<*!+<*„+Р)С„.В_
^к.в
(80 + 20+ 1)СП,
20+1
*п +Р
= 4,8СП.
(11.11)
второй ступени испарения
<*и .+P)CL
^к.в —	—
р
(20 + 1) 4,8Сд.д	jqj q
(Н.12)
Видно, что при двухступенчатом
испарении Ск.в'^ССк.в11, поэтому
первый отсек, где солесодержание
воды невелико, называют чистым, а
второй, в котором находится вода
высокого солесодержания, — соле¬
вым отсеком. Отношение СКЛх/Ск.ви
называют кратностью концентрации.
Для приведенного примера 80%
всего количества пара образуется
из воды с низким солесодержанием,
и поэтому основная масса пара по¬
лучается более высокого качества,
чем в схеме одноступенчатого испа¬
рения, и лишь 20% пара образуется
из такой же воды, как и в простой
схеме. Следовательно, качество па¬
ра, полученного при двухступенча¬
той схеме, оказывается значительно
выше, чем при одноступенчатой.
Перетекание воды из чистого от¬
сека в солевой в количестве (dn-f
+р) является внутренней продув¬
кой чистого отсека. В отличие от
внешней внутренняя продувка не
является потерей ни теплоты, ни ра¬
бочей среды, и поэтому ее величину
выбирают из соображения макси¬
мально возможного улучшения ка¬
чества пара.
При перетекании воды из чисто¬
го отсека в солевой возникает раз¬
ность уровней АН, которая опреде¬
ляется гидравлическим сопротивле¬
нием водоперепускного и паропере-
160
Рис. 11.9. Двухступенчатая схема испаре¬
ния с выносным циклоном:
1—7 — то же, что и на рис. 11.7;	8 — выносной
циклон; 9,	10 — опускные и парообразующие
трубы контура солевого отсека; 11 — отвод паро¬
водяной смеси в циклон; /2, 13 — водо- и паро-
перепускные трубы; 14 — периодическая продувка
пускного каналов Дрв и Ар„:
АН
&Рв ~Ь Арп
(Р'-Р")б
(11.13)
Эта разность уровней должна быть
достаточной, чтобы предотвратить
обратный переток воды из солевого
отсека в чистый при любых измене¬
ниях теплового режима топки. Об¬
ратный переток воды приводит к
увеличению содержания примесей в
чистом отсеке и, следовательно, к
ухудшению выдаваемого им качест¬
ва пара, что снижает эффект сту¬
пенчатого испарения.
Применение выносных циклонов
для организации работы солевого
отсека (рис. 11.9) практически ис¬
ключает обратный переток воды,
поэтому такие схемы предпочти¬
тельны.
Выносной циклон (рис. 11.10)
представляет собой вертикальный
коллектор диаметром 250—400 мм.
Пароводяную смесь подводят • тан¬
генциально, благодаря чему процесс
сепарации пара протекает так же,
как и во внутрибарабанном цикло¬
не с тангенциальным подводом сме¬
си. Высота циклона определяется
суммой необходимых высот парово-


Рис. 11.10. Выносной циклон:
1 — вертикальный коллектор; 2 — паропрнемный
дырчатый щит; 3 — завнхрнвающая улитка; 4 —
штуцер указателя уровня воды; 5 — опускная
труба; 6 — подвод воды из барабана; 7 — успо¬
коительная крестовина; 8 — непрерывная продув¬
ка; 9 — ваздушннк
го (1,5—2 м) и водяного (2—2,5 м)
объемов, что обеспечивает хорошую
осушку пара даже при воде очень
высокого солесодержания и стаби¬
лизацию работы опускных труб
контура, включенного на выносной
циклон.
Обозначения те же, что н на рис. 11.9
11-5185
Эффективность ступенчатого ис¬
парения возрастает с увеличением
числа ступеней испарения. Трехсту¬
пенчатая схема лучше двухступен¬
чатой, однако повышение эффектив¬
ности с ростом числа ступеней за¬
медляется, а конструктивное выпол¬
нение заметно усложняется. Наи¬
большее распространение имеет
двухступенчатая схема испарения.
Только в случаях сильно минерали¬
зованной питательной воды при
значительных потерях конденсата
(на ТЭЦ с большим отпуском пара
промышленным потребителям) ис¬
пользуют схему с трехступенчатым
испарением (рис. 11.11).
Ступенчатое испарение позволя¬
ет повысить чистоту пара при за¬
данном качестве питательной воды
и данном значении продувки. Оно
позволяет также получить удовлет¬
ворительную чистоту пара при во¬
де более низкого качества, что
упрощает и удешевляет водоподго¬
товку либо ведет к повышению
экономичности паротурбинной уста¬
новки вследствие уменьшения зна¬
чения продувки.
11.4.	Методы вывода примесей
из цикла станции
и водный режим котлов
Повышение надежности и экономично¬
сти работы котлов и турбин в значитель¬
ной мере определяется уменьшением ко¬
личества веществ, загрязняющих рабочий
тракт, т. е. обеспечением надлежащей чи¬
стоты рабочей среды. Одним из путей ре¬
шения этой задачи является организация
вывода примесей из замкнутого цикла дви¬
жения рабочей среды. Удаление загряз¬
няющих примесей на разных типах энер¬
гооборудования обеспечивается следующи¬
ми способами.
Химическая очистка предусматривает
промывку водными растворами химических
реагентов той части тракта рабочей среды
энергоблока, в которой имеет место наи¬
большая вероятность образования внут¬
ренних отложений. Химические реагенты
разрушают (растворяют) внутритрубные
образования и удаляют их из замкнутого
контура рабочей среды.
Различают предпусковые и эксплуа¬
тационные химические очистки. В процес¬
се предпусковой очистки удаляются меха¬
нические загрязнения, оставшиеся в трак¬
те в результате монтажа или ремонта, и
коррозионный слой веществ на внутрен¬
161


ней поверхности труб. В основном этой
очистке подвергается тракт парового кот¬
ла. Эксплуатационные химические очистки
предназначены для удаления внутренних
отложений (окислов железа, накипи), воз¬
никающих в процессе эксплуатации котла.
Очистке подвергаются определенные уча¬
стки тракта рабочей среды в котле (глав¬
ным образом НРЧ прямоточных котлов).
Для проведения очистки внутренних по¬
верхностей нагрева котел останавливается
на 2—3 сут.
Продувка — постоянное удаление при¬
месей из тракта работающего энергобло¬
ка путем вывода из котла некоторого ко¬
личества воды с повышенной концентра¬
цией примесей (см. п. 11.3.3).
Очистка турбинного конденсата — не¬
прерывное удаление из конденсата пара
(после прохождения им турбины) раство¬
ренных и взвешенных загрязняющих ве¬
ществ. Производится она на энергоблоках
с прямоточными котлами. Очистка произ¬
водится на блочных обессоливающих уста¬
новках (БОУ) с применением ионно-обмент
ных фильтров, очистке подвергается весь
конденсат после паровой турбины.
Термическая деаэрация (дегазация) —
проиесс удалёния из питательной воды,
поступающей в паровой котел, растворен¬
ных в ней газов, вызывающих активную
коррозию металла питательного тракта
(главным образом, кислорода и углекис¬
лого газа). Дегазация питательной воды
производится в деаэраторах при нагреве
воды конденсирующимся паром до темпе¬
ратуры кипения.
Однако только путем частичного вы¬
вода загрязнений из тракта рабочей среды,
поступающих в него из разных источников,
полностью устранить нежелательные явле¬
ния в паровом котле и турбине не пред¬
ставляется возможным. Главным источни¬
ком загрязнений питательного тракта яв¬
ляются окислы железа, образующиеся в ре¬
зультате коррозии металла. Поэтому очень
важно свести к минимуму этот процесс,
что обеспечивается выбором в зависимости
от типа парового котла того или другого
водного режима. В практике эксплуатации
получили распространение основные прин¬
ципы организации водного режима.
Гидразинно-амиачный водный режим
является дополнением к термической де¬
аэрации, которая не обеспечивает полного
удаления кислорода и С02, образующего
в воде раствор углекислоты Н2С03. Раст¬
воренный в воде кислород связывают вве¬
дением гидразина N2H4, при этом проис¬
ходит следующая химическая реакция:
N2H4+02->-N2-(-2H20.	(11.14)
Находящаяся в воде углекислота связы¬
вается с дозируемым в питательную воду
аммиаком NH3 в виде водного раствора
гидроокиси NH4OH, при этом образуется
карбонат аммония:
NH4OH+Н2СОз-*Ш4СОз+Н20.
(11.15).
За счет создания избытка NH4OH в воде
происходит повышение щелочности воды
до значения рН=9,0ч-9,2. Это традицион¬
ный водный режим, который до недавне¬
го времени широко использовался на энер¬
гоблоках с прямоточными и барабанными
котлами.
Комплексонный водный режим нацелен
на удаление (растворение) ранее имевших¬
ся окислов железа и меди на внутренней?
поверхности питательного тракта и созда¬
ние на поверхности НРЧ прямоточного
котла или топочных экранов естественной
циркуляции прочной защитной пленки от
последующей коррозии в форме окисла
железа — магнетита Ре304. Этот водный
режим является развитием гидразинно-
аммиачного, так как в питательную воду
кроме аммиака и гидразина вводят до¬
полнительно комплексоны — соединения,,
способные образовывать с катионами (Са,
Mg, Fe, Си) комплексные водорастворимые
вещества. В качестве комплексона обычно
применяют двунатрийзамещенную соль ук¬
сусной кислоты (трилонБ). Водный режим
получает широкое применение на энерго¬
блоках с прямоточными и барабанными
котлами.
Нейтрально-кислородный водный режим
основан на повышенном содержании кис¬
лорода в питательной воде (около'
200 мкг/кг воды) при одновременном обя¬
зательном удалении из воды всех других
примесей. Это достигается после очистки*
турбинного конденсата в БОУ, когда он
становится практически чистой водой со
значением pH около 7. В такой воде все
электрохимические процессы заторможены.
Повышенная концентрация кислорода обес¬
печивает создание на поверхности металла-
по всему водному тракту защитной пленки*
из магнетита Fe304 и гематита Fe203.
Скорость коррозии в этом случае снижает¬
ся в несколько раз, и, таким образом, рез¬
ко уменьшается загрязнение теплоносителя
в контуре энергоблока. Данный водный
режим может применяться только на уста¬
новках с полным химическим обессолива¬
нием конденсата, т. е. при использовании*
прямоточных котлов сверхкритического-
давления.
Безнакипный водный режим — один
из вариантов гидразинно-аМмиачного вод¬
ного режима для барабанных паровых кот¬
лов, отличающийся введением коррекци¬
онных добавок в барабан котла для ис¬
ключения накипеобразования за счет по¬
ступления с водой в барабан и контура-
циркуляции соединений кальция и магния.
Такими добавками в энергетических кот¬
лах являются 3—5%-ные растворы солей*
фосфорной кислоты — тринатрийфосфата
Na3P04 и динатрийфосфата Ыа2НР04. Фос¬
фаты Р043- и НР042- образуют с иона¬
ми Са2+ и Mg2+ труднорастворимые об¬
разования в виде мельчайших взвешенных
в воде частиц, которые затем удаляются*
из барабана котла с непрерывной продув¬
кой или периодически при продувке (сбро-
162


се воды) из нижних коллекторов цирку¬
ляционных контуров.	4
Контрольные вопросы к гл. 11
1.	Назовите характерные места по¬
ступления внешних примесей в питатель¬
ную воду котлов?
2.	Почему загрязнение пара минераль¬
ными примесями ограничивают?
3.	Назовите пути попадания минераль¬
ных веществ в пар.
4.	Как уменьшить унос из барабана
жотла капель влаги с насыщенным паром?
5.	Что такое «коэффициент распреде¬
ления»? Одинаков ли он для веществ, ра¬
створенных в воде?
6.	Как уменьшить попадание в пар
минеральных веществ за счет растворимо¬
сти их в паре?
7.	В чем смысл организации ступенча¬
того испарения в барабанных котлах?
8.	Почему схема ступенчатого испаре¬
ния с выносным циклоном лучше, чем при
установке перегородки внутри барабана'**
9.	Назовите основные пути вывода
примесей из цикла станции.
10.	Какие цели решают различные
водные режимы?
■Глава д в енадцата я
ПАРООБРАЗУЮЩИЕ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА
12.1.	Тепловосприятие
поверхностей нагрева
парового котла
Парообразующие поверхности
паровых котлов различных систем
заметно отличаются друг от друга,
но всегда они располагаются в ос¬
новном в топочной камере и вос¬
принимают теплоту радиацией. В
зависимости от вида сжигаемого
топлива топочные экраны воспри¬
нимают 35—50% полного количест¬
ва теплоты, передаваемой рабочей
среде в котле в целом.
В табл. 12.1 показано распреде¬
ление тепловосприятия рабочей сре-
ды в различных видах поверхностей
нагрева. Так, при среднем давлении
(4 МПа) теплоты, получаемой ра¬
диацией в топке, недостаточно для
покрытия полной его потребности
Таблица 12.1. Изменение
тепловосприятия в поверхностях награва
жотла с ростом параметров пара
Давление пере-
гретого пара,
МПа
Температура пере¬
гретого пара, °С
Температура пи¬
тательной воды;
°С
Распределение теп¬
лоты между поверх¬
ностями нагрева. %
испари¬
тельными
паропере-
. греватель-
нымн
экономай-
зернымн
4
440
145
62
19
19
10
540
215
49
30
21
14
560
230
40
35
25
14
545/545
240
35
44
21
25,5
565/570
260
—
58
42
31*
на парообразование (62%), в связи
с чем часть теплоты, затрачиваемой
на испарение воды, передают в эко¬
номайзере и в конвективных котель¬
ных пучках труб. Поэтому в бара¬
банных котлах среднего давления
обычно экономайзер получается ки¬
пящим, в нем питательная вода не
только подогревается до температу¬
ры насыщения, но и частично пре¬
вращается в пар. Для этих котлов
характерны также конвективные ис¬
парительные поверхности, образо¬
ванные разводкой в несколько (три-
четыре) рядов труб заднего экрана
в зоне пересечения ими горизон¬
тального газохода (фестон).
В барабанных котлах высокого
давления (10 МПа и выше) доля
теплоты, используемой на парообра¬
зование, снижается (табл. 12.1), и
теплоты, передаваемой экранам в
топочной камере, достаточно для
получения требуемого количества
пара, в связи с чем экономайзер
становится некипящим.
При сверхкритическом давлении
нижняя часть топочных экранов
занята нагревом воды до зоны фа¬
зового перехода (радиационный
экономайзер), а далее расположе¬
ны поверхности, в которых происхо¬
дит фазовый переход от состояния
воды к состоянию пара и началь¬
ный перегрев пара.
При высоком и сверхкритиче¬
ском давлениях перегревательные
163


поверхности потребляют значитель¬
ную долю тепловосприятия и не
могут разместиться только в гори¬
зонтальном газоходе котла (его
тепловосприятие составляет 20—
22%), поэтому часть поверхности
перегревателя занимает верх топки
(потолок, настенные панели), и вы¬
ходной конвективный пакет часто
находится в верхней части конвек¬
тивной шахты.
На тепловосприятие конвектив¬
ного экономайзера и воздухоподо¬
гревателя приходится около 30—
35% общего тепловосприятия по¬
верхностей котла.
12.2.	Гладкотрубные
топочные экраны
Как указано выше, топочные эк¬
раны получают до 50% всего теп¬
ловосприятия рабочей среды в котле.
Они находятся в зоне наиболее вы¬
соких температур газов и требуют
тщательного конструктивного вы¬
полнения для обеспечения надеж¬
ной работы. Различают экраны
гладкотрубные, в которых трубы
расположены в одной плоскости
самостоятельно с небольшим зазо¬
ром 4—6 мм (рис. 12.1,а) и газо¬
плотные, состоящие из панелей, из¬
готовленных из прессованных или
катаных плавниковых труб (рис.
12.1,6)	или из гладких труб с вва¬
ренными между ними ребрами пря¬
моугольного сечения (рис. 12.1,в).
Экраны из таких сваренных между,
собой панелей образуют монолит¬
ную цельносварную газоплотную
конструкцию. Их называют мем¬
бранными. Для образования в топ¬
ке зоны устойчивого воспламенения
малореакционных топлив, требую-
Рис. 12.1. Типы топочных экранов:
а — гладкотрубный; б — газоплотный из плавни¬
ковых труб; в — газоплотный с вварнымн поло¬
сами
щих высокой температуры для их:
интенсивного горения, экраны всех
типов на участках вблизи горелок
покрывают огнеупорной массой с
закреплением ее на приваренных к
трубам шипах. Такие экраны назы¬
вают футерованными экранами*
(рис. 12.2).
Гладкотрубные экраны применя¬
ют в паровых котлах всех систем,,
работающих под разрежением газо¬
вого тракта. При естественной цир¬
куляции в целях повышения надеж¬
ности движения рабочей среды &
трубах топочные экраны располага¬
ют почти исключительно вертикаль¬
но и в отдельных случаях круто на¬
клонно. Парообразующие поверхно¬
сти нагрева прямоточных котлов и
котлов с многократной принуди¬
тельной циркуляцией можно ориен¬
тировать в пространстве любым1
способом, выполняя топочные экра¬
ны вертикальными, горизонтальны¬
ми и подъемно-опускными, посколь¬
ку здесь есть возможность органи¬
зации движения пароводяной смеси
со скоростью, предотвращающей на¬
рушение гидравлических режимов.
Рис. 12.2. Конструкция
футерованных экранов:
а — настенного гладкотруб¬
ного; б — мембранного; 1 —
приварные шнны; 2 — труба;
3 — внешняя тепловая изо¬
ляция; 4 — хромитовая ог¬
неупорная масса; 5 — огне¬
упорная карборундовая
масса; 6 — вварная полоса
164


Узел!
У It JO
Рис. 12.3. Схема расположения топочных
экранов:
j — фронтовой экран; 2 — опускные трубы; 3 —
потолочный экран; 4 — отводящие трубы; 5 —
фестон; 6 — трубы заднего экрана; 7 — секции
боковых экранов; 8 — разводка труб у амбразур;
9 — колонны каркаса; 10 — двутавр пояса жест¬
кости; 11 — крепление пояса жесткости с секци¬
ей труб
12.2.1.	Вертикальные
топочные экраны котлов
с естественной циркуляцией
Обычно топочные экраны выпол¬
няют в виде вертикальных панелей
(секций), полностью закрывающих
все стены топки и имеющих только
подъемное движение рабочей сре¬
ды. Трубы имеют наружный диа¬
метр 83—76—60 мм с толщиной
стенки 3,5—5 мм, причем для кот¬
лов высокого давления (10 и
14 МПа) используют трубы мень¬
шего диаметра, но с увеличенной
толщиной стенки. Вверху экранные
трубы секции, как правило, объеди¬
няются коллектором, из которого в
барабан идут несколько отводящих
труб большего диаметра (рис. 12.3)'.
Сечения опускных труб, подводя¬
щих воду из барабана к нижним
коллекторам топочных экранов, и
труб, отводящих пароводяную
смесь из экранов в барабан, прини¬
мают примерно равными, они со¬
ставляют около 50% сечения подъ¬
емных труб экрана.
Как правило, на каждой из вер¬
тикальных стен топочной камеры
располагают от трех до восьми от¬
дельных экранных секций, объеди¬
ненных нижними и верхними кол¬
лекторами с независимым в каж¬
дой секции движением рабочей сре¬
ды. Плотность экранирования стен
характеризуется отношением шага
труб к диаметру c3=s3/d и состав¬
ляет <тэ= 1,07-;-1,1.	,
Крепление экранных секций де¬
лается вверху: верхний коллектор
опирается на горизонтальные балки
верхнего (потолочного) перекрытия
каркаса котла. Тепловое расшире¬
165


ние экранной секции предусмотрено
вниз. Нижние коллекторы имеют
свободу вертикальных перемещений
•в пределах расчетного теплового
расширения экрана (60—100 мм).
. В последние годы применяются
конструкции экранов с натрубной
обмуровкой (см. § 17.3). Такая об¬
муровка стен топки оказалась до¬
статочно легкой и может быть при¬
креплена непосредственно к трубам
экрана на котлостроительном заво¬
де после сборки секции экрана. Та¬
ким образом, на монтажно-сбороч¬
ную площадку строящейся ТЭС по¬
ступают уже готовые секции топки.
После их монтажа необходимо
уплотнить швы между секциями.
Для повышения прочности экра¬
на (за счет разности давлений в
топке й снаружи стена топки вос¬
принимает давление в 5—10 т), ис¬
ключения вибрации труб при пуль¬
сирующем давлении в топке и вы¬
хода отдельных труб из плоскости
экрана его укрепляют установкой
поясов жесткости (рис. 12.3, узел I),
которые жестко связаны с трубами
экрана, охватывают по периметру
всю топку через 3—4 м высоты и
Рис. 12.4. Выполнение двусветного экрана:
.в — общий вид экрана; б — узел сварки труб
в зонах А—А:	1 — коллектор; 2 — «окно» для
выравнивания давления; 3 — «тройник» для пе¬
рехода к одному ряду труб; 4 — труба экрана;
В — пруток; б — ремонтный лаз
. 166
перемещаются вместе с экранными
трубами вдоль опускных труб при
тепловом расширении. Пояс жест¬
кости обеспечивает поддержание
заданного шага труб.
В котлах большой мощности в
отдельных случаях посередине топ¬
ки устанавливают двусветный экран
(рис. 12.4), разделяющий топку на
две полутопки (см. рис. 8.4). Такой
экран интенсивно охлаждает топоч¬
ные газы, благодаря чему уменьша¬
ются габариты топки. Секции этого
экрана также подвешиваются за
верхний коллектор, а трубы между
собой 'скрепляются в нескольких
местах по высоте путем сварки че¬
рез пруток (рис. 12.4,6). Для вы¬
равнивания давления в обеих полу-
топках в двусветном экране делают
окна.
12.2.2.	Топочные экраны
прямоточных котлов
В прямоточных паровых котлах
топочные экраны располагаются
вертикально и горизонтально. В за¬
висимости от расположения трубы
этих экранов получают различное
количество теплоты как по высоте
топочной камеры, так и по ее дш-
рине и глубине.
В прямоточных котлах кратность
циркуляции рабочей среды в экра¬
нах равна единице, в то время как
при естественной циркуляции она
составляет 10—20. Кроме того, ско¬
рость рабочей среды при прямоточ¬
ном принудительном движении при¬
мерно в 2 раза больше, чем при
естественной циркуляции. Поэтому
необходимое сечение для пропуска
рабочей среды прямоточного котла
в 20—40 раз меньше, чем в котле
с естественной циркуляцией при той
же паропроизводительности. Здесь
весь поток рабочей среды можно
пропустить только через две — че¬
тыре секции, называемые лентами
(панелями), состоящими из 40—
60 труб и имеющими каждая шири¬
ну 2—3 м.
Поскольку движение рабочей
среды в этих экранах принудитель¬


ное, уменьшение диаметра труб при
росте сопротивления не скажется
на снижении скорости движения,
как это имеет место при естествен¬
ной циркуляции, где уменьшение
диаметра труб менее 60 мм неже¬
лательно. Топочные экраны прямо¬
точных котлов выполняют из 'труб
диаметром 32—42 мм с толщиной
стенки 4—5 мм. Уменьшение диа¬
метра труб по сравнению с естест¬
венной циркуляцией дает экономию
металла до 30%. Однако уменьше¬
ние диаметра труб при сохранении
массовой скорости потока требует
увеличения числа параллельных
труб.
Оба обстоятельства — увели¬
чение тепловой мощности котла и
уменьшение диаметра труб — при¬
водят к заметному увеличению ши¬
рины ленты.
В котлах с горизонтальным или
слабонаклонным расположением
труб последние непрерывно и неод¬
нократно обходят весь периметр
топочной камеры (рис. 12.5). Если
какая-либо стенка обогревается
сильнее остальных, то эта неодно¬
родность по ширине или . глубине
топки не сказывается на тракте ра¬
бочей среды, так как трубы ленты
обходят все стенки. Чем шире гори¬
зонтальная лента, тем больше влия¬
ние неравномерности обогрева по
Рис. 12.5. Развертка топочного экрана
котла с навивкой Рамзина:
1 — входной коллектор; 2 — выходной коллектор
Рис. J2.6. Схема крепления топочных экра¬
нов при горизонтальной навивке лент:
1 — подвижное крепление; 2 — неподвижное
крепление
высоте ленты. Поэтому, желая со¬
хранить малый диаметр труб, в
мощных паровых котлах выполня¬
ют на один поток рабочей среды па¬
раллельно несколько лент, при этом
ширина каждой ленты остается не¬
большой. Применяют различные
схемы навивки. Обычно наклонные
трубы ленты располагают на двух
боковых стенах топки. Фронтовая и
задняя стены имеют горизонталь¬
ные трубы (рис. 12.5).	.
Во избежание прогиба и выходя
из ряда горизонтальные трубы на
прямолинейных участках крепят в
трех точках: посередине неподвиж¬
но, а на угловых участках предус¬
матривается свободное их расшире¬
ние (рис. 12.6). Однако горизон¬
тальная навивка затрудняет изго¬
товление топочных экранов в виде
готовых блоков и увеличивает ко¬
личество монтажных сварных сты¬
ков. Горизонтальные ленты могут
охватывать не весь периметр топки,
а располагаться на одной его стене
в виде двух-трех плоских горизон¬
тально-подъемных панелей (рис.
12.7). Чаще всего такой тип навив¬
ки экранных труб (меандровая на¬
вивка) применяют для средней и
верхней радиационных частей пря¬
моточного котла.
Вертикальные топочные экраны
прямоточных котлов (рис. 12.8) по
внешнему виду напоминают топоч¬
ные экраны контуров естественной
циркуляции и занимают стены то¬
почной камеры в виде достаточно
узких секций (панелей), но, как
правило, до половины высоты топ¬
ки. При этом появляются необогре-
167


Рис. 12.7. Схема движения рабочей среды
в панелях боковой стены котла ТПП-312А.
Вид снаружи топочной камеры:
1 — входной коллектор рабочей среды; 2 — ниж¬
няя секция панели; 3 — промежуточный коллек¬
тор; 4 — уравнительный коллектор; 5 — верхняя
секция панели; 6 — выходной коллектор; отдель¬
ные трубные панели условно отодвинуты друг
от друга
ваемые перепускные трубы, в кото¬
рых при перемешивании среды на
выходе из всех труб устраняется
тепловая разверка, но за счет пере¬
пускных труб конструкция экрана
усложняется и утяжеляется (рис.
12.8,с).
В мощных паровых котлах уз¬
кие вертикальные панели с малой
неоднородностью обогрева по шири¬
не объединяют в параллельные бло-
Рис. 12.8. Соединение вертикальных экран¬
ных панелей:
а — последовательное; б — блочно-последователь¬
ное; / — перепускная tpy6a; 2 — секция (панель)
экрана; 3 — смесительная камера
168
Рис. 12.9. Установка дроссельной шайбы:
/ — коллектор; 2 — шайба; 3 — парогенернруго-
щая труба
ки, соединяемые между собой по¬
следовательно (рис. 12.8,6).
Вертикальные экраны выполня¬
ют в виде блоков, которые подве¬
шиваются за верхние коллекторы,
а их удлинение обеспечивается сво¬
бодным расширением вниз. Часто
экранные поверхности выполняют в
виде подъемно-опускных плоских,
настенных панелей, подобно пока¬
занным ранее (см. рис. 10.20,6 —
ас), при этом с точки зрения надеж¬
ности гидравлических характерис¬
тик более предпочтительны много¬
ходовые панели.
Для выравнивания расхода сре¬
ды по параллельным трубам пане¬
ли на входе в каждую трубу из
нижнего коллектора устанавливают
дроссельные шайбы (рис. 12.9).
12.3.	Газоплотные
сварные экраны
Газоплотные сварные экраны яв¬
ляются интенсифицированной по¬
верхностью нагрева. Они имеют на
10—15% меньшую массу на едини¬
цу лучевоспринимающей поверхно¬
сти по сравнению с гладкотрубны¬
ми; шаг труб здесь увеличивают,
так как ввариваются проставки
между трубами, соответственно со¬
кращается число труб, а суммарное


сечение их подбирают по условиям
обеспечения необходимой массовой;
скорости рабочей среды. Эти экра¬
ны находятся в лучших условиях
работы, так как часть поглощенной
плавниками (проставками) теплоты
передается тыльной сто.роне труб
благодаря растечке, что превраща¬
ет эту часть труб в активную по¬
верхность нагрева. Исключены вы¬
ход отдельных труб из плоскости
экрана и ухудшение по этой причи¬
не их температурного режима, при¬
водящие к разрывам труб на котлах
СКД с гладкотрубными экранами..
Газоплотные сварные экраны облег¬
чают также условия работы обму¬
ровки, особенно при жидком шлако-
удалении из-за отсутствия взаимно¬
го перемещения труб.
С целью уменьшения периметра
топки газоплотные топочные экра-.
ны проектируют на повышенную
удельную паропроизводительность
фронта 80—120 т/(ч-м). При этом
глубину топочной камеры несколь¬
ко увеличивают, приближая к квад¬
ратному сечению, имеющему при
Рис. 12.10. Схема экранов газоплотного
котла ТГМП-204 (/>=2650 т/ч; р=
=25,5 МПа; /=545/545 °С): Узел / — см.
на рис. 12.11
Рис. 12.11. Узел разъема «перчаточного»
типа:
1 —трубы экрана; 2 — коллектор; 3 — уплотняю*
щнй короб
одинаковых теплонапряженных се¬
чения топки qf минимальный пери¬
метр.
Схема газоплотных сварных эк¬
ранов газомазутного прямоточного
котла с вертикальными панелями
показана на рис. 12.10. По высоте
топки выполнены три яруса пане¬
лей, в связи с чем для соблюдения
газоплотности в месте их состыко-
вания сделаны два узла разъемов.
Газоплотные трубные панели не
прикрепляют раздельно к элемен¬
там каркаса топки, они подвешены
друг к другу (нижние к верхним),
а верхние панели прикреплены тя¬
гами к горизонтальной потолочной
раме каркаса.
На рис. 12.11 показан унифици¬
рованный узел разъема «перчаточ¬
ного» типа газоплотного газомазут¬
ного котла блока 800 МВт с верти¬
кальными панелями, обеспечиваю¬
щий тепловые расширения панелей.
Образующиеся в нем неплотности в
месте пересечения труб уплотняют
фигурной планкой, а весь разъем в
свою очередь помещают в стальной
короб, охватывающий весь пери¬
метр топки по разъему.
Потолочный экран выполняют
из отдельных блоков газоплотных
панелей. Для прохода труб ширм,
подвесных труб конвективных паке-
16»


Рис. 12.12. Узел уплотнения прохода труб
через потолок:
/ — труба; 2 — неподвижная опора; 3 — подвиж¬
ная опора; 4 — сильфон
тов в потолочных панелях специаль-
ной разводкой труб образуют отвер¬
стия, а места прохода уплотняют.
Пример уплотнения прохода труб
через потолок показан на рис. 12.12.
Это конструкция сильфонного типа,
позволяющая компенсировать тер¬
мические перемещения труб относи¬
тельно каркаса.
Особенно велико значение высо¬
кой плотности в котлах, работаю¬
щих под наддувом, в которых избы¬
точное давление продуктов сгорания
наиболее велико в топочной каме¬
ре. Обеспечение плотности в пото¬
лочном экране таких котлов пред¬
ставляет наибольшие - трудности в
связи с тем, что через него прохо¬
дит вверх к коллекторам огромное
количество труб поверхностей на¬
грева. Поэтому над потолочным эк¬
раном помещают вторую огражда¬
ющую стенку, и между ними обра¬
зуется так называемый «шатер»
(см. рис. 20.6). «Шатер» находится
под давлением воздуха выше топоч¬
ного, поэтому неплотность в прохо¬
де труб поверхностей нагрева к
коллекторам не приводит к выбросу
газов вовне. Более совершенные
уплотнения должны иметь отводя¬
щие трубы на выходе из «шатра»,
170'
но их число значительно меньше, и
они выводятся через уплотнения
типа показанного на рис. 12.12.
12.4.	Методы
повышения надежности
газоплотных экранов
Топочные экраны, особенно кот¬
лов сверхкритического давления,-
работают в тяжелых условиях: вы¬
сокие температура и давление рабо¬
чего тела, высокая температура фа¬
кела, большая интенсивность обо¬
грева, агрессивная среда топочных
газов. Поэтому очень важно повы¬
сить надежность работы топочных
экранов.
В газоплотных паровых котлах
допустимый градиент температуры
стыкуемых крайних труб соседних
лент по условиям прочности не дол¬
жен превышать 50—100°С в зави¬
симости от конструкции экрана. Это
условие выполняется для парал¬
лельно расположенных соседних
труб в одном ходе рабочей среды,
у которых различие в температуре
рабочей среды и металла труб не¬
значительно.
При двухходовой схеме движе¬
ния панели экранов конструктивно
соединены между собой параллель¬
но, а по рабочему телу — последова¬
тельно (рис. 12.13,а). В результате
в крайних трубах состыкованных
панелей из-за большой разности
температур (если AtBX=t2'—t\>
>50°С) между Соединенными свар¬
кой трубами (рис. 12.13,6) может
возникнуть чрезмерное напряжение
Рис. 12.13. Схема двухходового цельносвар¬
ного экрана (а) и график перепада темпе¬
ратур сопряженных панелей на входе
Д<вх и выходе Д/вых (б):
/и 2 — панели экрана; 3 и 4 — вход и выход ра¬
бочего тела


Рис. 12.14. Схема двухходового цельно¬
сварного экрана с байпасированием (а) и
график перепада температур сопряженных
панелей на входе А/Вх и выходе А^вых (б):
Обозначения те же, что и на рис. 12.13
в металле, приводящее к наруше¬
нию газовой плотности экрана.
В схеме байпасирования (рис.
12.14,а) часть рабочего тела прохо¬
дит мимо первой панели обогревае¬
мых экранов, что увеличивает вос¬
приятие теплоты на единицу остав¬
шегося расхода в ней и приводит к
повышению температуры на выходе
из первой панели. После смешения
рабочей среды за первой панелью с
частью холодного потока темпера¬
тура на входе во вторую панель
снижается (рис. 12.14,6), что обес¬
печивает приемлемое значение Д/Вх
в нижней части состыкованных труб
панелей.
В этой схеме массовая скорость
увеличивается по тракту: в первой
панели она меньше, чем во второй.
Долю байпасируемой среды выби¬
рают в зависимости от соотношения
массовых скоростей среды и энер¬
говыделения в топке. Ориентиро¬
вочно она равна 20% Ьно.м, что
обеспечивает удовлетворительный
температурный режим и надежную
работу экранов.
Эффективным средством побы*
шения надежности работы экранов
является рециркуляция части про*
дуктов сгорания из конвективной
шахты (за экономайзером) в топоч¬
ную камеру (см. рис. 13.21). В ре¬
зультате происходит снижение тем¬
пературы горения в топке и заметно
снижается тепловой поток, падаю¬
щий на экран. Это особенно важно
для газомазутных котлов, топочные
экраны которых без рециркуляции
воспринимают тепловые потоки при¬
мерно в 1,5—2 раза более высокие,
чем в пылеугольных топках. Обыч¬
но в таких топках большой тепло¬
вой мощности сохраняют при номи¬
нальной нагрузке рециркуляцию га¬
зов в топку в количестве до 10—
15% объема образующихся при го¬
рении га^зов.
Контрольные вопросы к гл. 12
1.	Назовите типы экранов, используе¬
мые в топках паровых котлов.
2.	Зачем производят секционирование
экранов при естественной циркуляции?
Как обеспечивается самостоятельная ра¬
бота секции?
3.	Что такое пояс жесткости? Какие
задачи он решает?
4.	Почему в топке прямоточного кот¬
ла не удается обеспечить одноходовое
подъемное движение рабочей среды по
всем стенам топки?
5.	Перечислите возможные схемы раз-*
мещения лент (панелей) на стенах топкв
прямоточного котла.
6.	В чем состоят преимущества газо¬
плотных топочных экранов?
7.	Как обеспечивается газовая плот¬
ность топки, работающей под наддувом?
8.	Как обеспечивают надежную работу
футерованного экрана?
9.	Каким показателем определяется
надежность сваренных газоплотных пане¬
лей? Какие методы применяют для по¬
вышения надежности?


V
РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
7 Глава тр инадцатаа ■'
ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛИ,
ПЕРЕГРЕТОГО ПАРА
'	13.1. Конструкции
пароперегревателей
- и их компоновка
Пароперегреватель предназна¬
чен для перегрева поступающего в
него насыщенного пара до заданной
температуры. Он является одним из
наиболее ответственных элементов
котла, так как температура пара
Здесь достигает наибольших значе¬
ний и металл перегревателя работа¬
ет в условиях, близких к предельно
допустимым.
13.1.1.	Виды пароперегревателей
По виду тепловоспрцятия разли¬
чают конвективные пароперегрева¬
тели, располагаемые в конвектив¬
ных газоходах котла и получающие
теплоту конвекцией, радиационные,
размещаемые на стенах и потолке
топочной камеры и горизонтального
газохода и получающие тепло ради¬
ацией от высоконагретых газов, и
полурадиационные ширмовые паро¬
перегреватели; их располагают в
верхней'части топки на входе в го¬
ризонтальный газоход в виде' пло¬
ских ширм, собранных из паропере-
гревателвных труб, находящихся
друг за другом в одном ряду.
По назначению пароперегрева¬
тели делят на основные, в которых
перегревается пар высокого и
сверхкритического давления, и про¬
межуточные — для повторного
.(вторичного) перегрева пара, час¬
тично отработавшего в турбине.
Конвективные пароперегревате¬
ли. Их выполняют из стальных
труб наружным диаметром 32—
42 мм для высокого и сверхкрити¬
ческого давления и толщиной стен¬
ки 5—7 мм. В промежуточных па¬
роперегревателях при более низком
давлении пара используют диаметр
труб 42—50 мм при толщине стен¬
ки 4—5 мм. Обычно для паропере¬
гревателей применяют гладкие тру¬
бы. Они проще в производстве и
дешевле ребристых. Гладкие трубы
меньше подвержены наружным от¬
ложениям и легче от них освобож¬
даются. Недостаток гладкотрубных
поверхностей нагрева — ограниче¬
ние удельного тепловосприятия при
умеренных скоростях газового пото¬
ка. Учитывая, что теплопередача
через поверхность нагрева лимити¬
руется теплообменом снаружи, по¬
скольку ai<Cd2, оребрению следует
подвергать наружную поверхность
труб. Поэтому в ряде случаев заво¬
ды применяют продольное оребре-
ние в виде плавниковых труб (рис.
13,1,а) и поперечное оребрение с по¬
перечными кольцевыми ребрами
(рис. 13.1,6).
На мощных энергетических бло¬
ках применяется промежуточный
перегрев пара.. При относительно
низком давлении пара промежуточ¬
ного перегрева (3—4 МПа) гидрав¬
лическое сопротивление промежу¬
точного пароперегревателя должно
быть небольшим (0,2—0,3 МПа).
Это ограничивает массовую ско-
Рис. 13.1. Трубы пароперегревателя с разной системой оребрения:
а — плавннкочые; б — с поперечным кольцевым оребреннем; в — с внутренним продольным оребрением
172


фость пара при большом удельном
•объеме его, требует применения
труб большего диаметра, что сни¬
жает коэффициент теплоотдачи на
внутренней стороне. Низкие значе¬
ния внутреннего коэффициента те¬
плоотдачи 02 при интенсивном на¬
ружном обогреве поверхности пром-
перегревателя, особенно в выходной
•его части, вызывают в ряде случа¬
ев недопустимое повышение темпе¬
ратуры перлитной стали, из которой
выполняется пароперегреватель.
Уменьшить температуру стенки та¬
кого пароперегревателя можно, рас¬
положив его в зоне умеренного обо¬
грева, однако это связано с умень¬
шением температурного напора и
значительным увеличением его по¬
верхности нагрева, что экономиче¬
ски невыгодно. Интенсифицировать
внутренний теплообен можно при¬
менением труб с внутренним про¬
дольным оребрением (рис. 13.1,в)..
Такая конструкция, развивая внут¬
реннюю поверхность, обеспечивает
повышенный отвод теплоты к пару
и уменьшает температуру стенки.
Из труб пароперегревателя об¬
разуют змеевики с радиусами гибов
труб не менее 1,9d. Концы змееви¬
ков приваривают к входному и вы¬
ходному коллекторам круглого се¬
чения. Так образуются змеевиковые
лакеты перегревателя. Различают
змеевики одно- и многорядные (рис.
13.2). Они отличаются числом рядов
параллельных труб, выходящих из
коллектора. При большой тепловой
мощности котла змеевики паропере¬
гревателя выполняют обычно в три-
четыре ряда труб, при этом затруд¬
няются условия для приварки кон-
■ф ф'Ф
а)
. В)
I 6)
г)
Рис. 13.2. Типы змеевиков пароперегревате-
.«лей:
а — однорядный; 6 — двухрядный; в — трехряд-
„ный; г —четырехрядный
О
о О
/лулу;
а) б)	в)
г)
Рис. 13.3. Схемы взаимного движения пара
и продуктов сгорания в конвективных па¬
роперегревателях:
а — противоточное; б — прямоточное; в и г —
смешанное
цов труб в коллекторе, увеличива¬
ется число сверлений в нем и умень¬
шается его прочность.
В зависимости от направления
движения потоков пара и продук¬
тов сгорания в пакетах перегревате¬
ля различают прямоточные, проти-
воточные и смешанные схемы дви¬
жения (рис. 13.3). Часто такое на¬
звание дают собственно пакету пе¬
регревателя.
В противоточном пакете паропе¬
регревателя (рис. 13.3,а) достигает¬
ся максимальный температурный
напор между продуктами сгорания
и паром, что уменьшает поверхность
нагрева и расход металла. Недос¬
татком схемы является опасность
пережога последних по ходу пара
участков змеевиков, так как здесь
пар наиболее высокой температуры
встречается с продуктами сгорания,
также имеющими наибольшую тем¬
пературу, и металл труб находится
в тяжелых температурных условиях.
При прямотоке (рис. 13.3,6) темпе¬
ратурный напор получается меньше,
чем при противотоке, и соответст¬
венно увеличивается необходимая
поверхность нагрева. Однако.усло¬
вия работы металла лучше, так как
участки змеевиков с наибольшей
температурой пара обогреваются
продуктами сгорания, уже частично
охлажденными. Оптимальных усло¬
вий надежности и умеренной стои¬
мости конвективного пароперегрева¬
теля достигают в смешанной схеме
взаимного движения (рис. 1^3.3,в,г).
По схеме противотока работают
только конвективные поверхности,
омываемые газами температурой не
173


выше 600—850 °С в зависим9сти от
качества металла. Наибольшая ско¬
рость пара и, следовательно, наибо¬
лее интенсивное охлаждение метал¬
ла предусматриваются в выходных
по пару змеевиковых пакетах.
Змеевики пароперегревателей
располагают вертикально и гори¬
зонтально. Вертикальные змеевико¬
вые пароперегреватели размещают
в горизонтальном газоходе котла.
Они более удобны в конструктивном
отношении, проще и надежнее их
крепление, меньше подвержены
шлакованию, но недренируемы, т. е.
при останове котла и конденсации
пара невозможен слив конденсата
из нижних частей змеевиков, что
затрудняет ремонт и последующий
пуск в эксплуатацию. Горизонталь¬
ные пакеты пароперегревателя, на¬
ходящиеся в верхней части конвек¬
тивной шахты, наоборот, более
сложны в креплении, более подвер¬
жены наружному загрязнению,
особенно при многозольном топли¬
ве, но они допускают полный слив
конденсата из поверхности нагрева,
что упрощает эксплуатацию.
В зависимости от расположения
змеевиков пароперегревателей при¬
меняют различные способы их креп¬
ления. В вертикальных пароперегре¬
вателях верхние петли удерживают¬
ся на потолочных трубах, которые
в свою очередь крепятся к каркасу
(рис. 13.4), либо их подвешивают к
Рис. 13.4. Крепление вертикального конвек¬
тивного пароперегревателя:
/ — змеевики; 2 — подвесные планки; 3 — верхние
изгибы труб; 4 — потолочные трубы; 5 — дистан-
днонирующне гребенки; 6 — onQpHue планки
174
Рис. 13.5. Вертикальный промежуточный
пароперегреватель:
1 — трубы пакета, 2 — разводка газоплотного по¬
толка; 3 — огнеупорная уплотнительная масса;
4 — уплотняющий короб; 5 — обвязка труб; 6 —
подвеска; 7, 8 — входные и выходные коллек¬
торы
опорам каркаса непосредственно»
(рис. 13.5).
Горизонтальные пароперегрева¬
тели, работающие при- температуре
продуктов сгорания ниже 700 °CV
закрепляют на штампованных из-
жаропрочных листов стойках (рис.
13.6). При более высокой темпера¬
туре стойки, особенно газомазутных,
паровых котлов, подвергаются ин¬
тенсивной высокотемпературной га¬
зовой коррозии. Поэтому горизон¬
тальные пакеты закрепляют на под¬
весных трубах, включенных в водо¬
паровой тракт (рис. 13.7). Для этой
цели применяют трубы того же диа¬
метра, что и основные трубы по¬
верхности нагрева, с приваренными
к ним в шахматном порядке опор¬
ными планками.
Радиационные пароперегревате¬
ли. При небольшой поверхности ра¬
диационный пароперегреватель ба¬
рабанного парового котла обычна
занимает потолок топки (поз. 3 на*
рис. 12.3), а если этого недостаточ¬
но, то его размещают и на верти¬
кальных ее стенах (рис. 13.8). На>-
.стенные перегреватели, выполнен¬
ные в виде панели на всю высоту
топки, оказываются менее надеж.-


•Рис. 13.6. Конструкции крепления трубных пакетов перегревателя:
а — на опорной балке; 6 — на собственном коллекторе; 1 — нижний коллектор; 2 — роликовая опора; 3 —
опорная горизонтальная балка с воздушным охлаждением; 4 — трубы поверхности нагрева; 5 — опор¬
ная стойка; 6 — опорная конструкция для стоек 5; обмуровка котлов условно не показана
ными, так как отвод теплоты от ме¬
талла к пару во много раз слабее,
•чем к кипящей воде. Особенно тя¬
желый режим имеет металл труб
настенного перегревателя при сни¬
женных нагрузках, когда расход па¬
ра в трубах заметно снижается.
В прямоточных паровых котлах
радиационные поверхности паропе¬
регревателя обычно занимают верх¬
нюю часть топки (ВРЧ), потолок и
стены горизонтального газохода.
Крепления труб настенных ради¬
ационных пароперегревателей такие
же, как у парогенерирующих экра¬
нов, и должны обеспечить беспре¬
пятственное тепловое расширение
труб при их нагревании и остыва¬
нии.
Рис. 13.7. Крепление горизонтального кон¬
вективного пароперегревателя на подвес¬
ных трубах:
а — общая схема; б — выполнение крепления;
/ — трубы горизонтального пакета; 2 — подвес¬
ные трубы; 3 — коллекторы подвесных труб; 4 —
входной коллектор перегревателя; 5 — опорные
планки
Ширмовые пароперегреватели.
Они представляют собой систему
труб, образующих плоские плотные
панели с входными и выходными
коллекторами. Ширмы размещают
в верхней части топки на расстоя¬
нии 600—1000 мм одна от другой
вертикально или горизонтально.
При вертикальной конструкции
ширмы подвешивают к своим кол-
Рис. 13.8. Схема движения пара в котле
высокого давления с естественной цирку¬
ляцией:
/_ барабан; 2 — настенная радиационная панель
перегревателя; 3 — разводка труб для горелки;
4 — потолочный пароперегреватель; 5 — шнрмо-
ьый пароперегреватель; 6 — необогреваемыс пере¬
пускные трубы; 7 н 8 — змеевики вертикального
и горизонтального пакетов перегревателя; 9 —
подвесные трубы; 10 — камера перегретого пара
175


Рис. 13.9. Конструкция, горизонтальной
ширмы:
J н 2 — входной и выходной коллекторы пара;
3 — опорные охлаждаемые трубы; 4 — крепежная
планка; 5 н 6 — входные и выходные коллекторы
опорных труб; 7 — обмуровка топки
лекторам (рис. 13.8), горизонтально
расположенные ширмы подвешива¬
ют к опорным трубам, по которым
течет вода или слабоперегретый пар
(рис. 13.9). Наиболее распростране¬
ны вертикальные ширмы, поскольку
их легче крепить, они меньше под¬
вергаются золовым загрязнениям,
но не дренируются, т. е. из них
нельзя слить остающийся конденсат
пара.
Ширмовые пароперегреватели
являются радиационно-конвектив¬
ными поверхностями, их тепловос-
приятие складывается из значитель¬
ной доли радиационного излучения
от ядра факела и раскаленных га¬
зов в объеме между ширмами и до¬
ли конвективного теплообмена, так
как газы омывают ширмы продоль¬
но-поперечным потоком со скоро¬
стью 5—8 м/с. Ширмовые перегре¬
ватели обычно получают 20—40%
всего тепловосприятия пароперегре¬
вателя. В последнее время ширмы
стали выполнять не из гладких, а
из плавниковых труб; получаются
так называемые цельносварные
ширмы. Такие ширмы меньше шла¬
куются, легче очищаются от наруж¬
ных загрязнений, трубы ширм не
выходят из ранжира; горизонталь¬
ные цельносварные ширмы могут
выполняться с опорой по краям без
промежуточных опор и подвесок,
так как представляют собой жест¬
кую плоскую систему.
176	; \ •,
13,1.2.	Условия работы
пароперегревателей
Перегретый пар имеет наивыс¬
шую температуру рабочей среды в
котле. Поэтому металл паропере¬
гревателя, особенно в выходных па¬
кетах, имеет наиболее высокую
температуру из всех поверхностей
нагрева, подверженных внутренне¬
му давлению, он работает практи¬
чески у предела своих возможно¬
стей. В основу расчета надежности
поверхностей нагрева котла, вклю¬
чая пароперегреватели, закладыва¬
ется срок службы от 100 до
200 тыс. ч (15—30 лет). в зависи¬
мости от параметров перегретого
пара. Повышение температуры от¬
дельных труб пароперегревателя из-
за тепловой разверки на 15—20°С
приводит к сокращению срока их
службы примерно в 2 раза.
В паровых котлах большой мощ¬
ности с большим поперечным се¬
чением газоходов наблюдается зна¬
чительная неравномерность обогре¬
ва по ширине и высоте горизонталь¬
ного газохода. Для вертикальных
пакетов перегревателей в горизон¬
тальном газоходе, когда пар много¬
кратно движется по змеевикам
вверх и вниз, неравномерность тем¬
ператур газов по высоте газохода
не оказывает влияния на разверку
температуры пара.
Уменьшение влияния неравно¬
мерности обогрева по ширине газо¬
хода достигается секционированием
пароперегревателя по ширине с
обязательным перебросом полупото-
ков пара на противоположные сто¬
роны газохода после каждой секции
по глубине. Переброс пара осущест¬
вляется либо специальными труба¬
ми (рис. 13.10,а), либо за счет дви¬
жения пара вдоль коллектора (рис.
13.10,6). Последнее более эффек¬
тивно, поскольку в коллекторах пе¬
ремешивается пар каждого полупо-
тока, в то время как в схеме на рис.
13.10,а перемешиванию подверга¬
ется значительно меньшая доля по¬
тока пара, зависящая от числа пере¬
пускных труб.	........ ..ч
(


Рис. 13.10. Секционирование конвективного
пароперегревателя:
о — с перебросом пара перепускными трубами;
б — с перебросом пара вдоль коллектора; 1 —
входном коллектор; 2 — змеевики пакета; 3 — вы-
ходноЛ коллектор; 4 — промежуточный коллек¬
тор; 5 — паросборная камера; 6 — перепускные
трубы
Так как радиационные и полу-
радиационные пароперегреватели
подвергаются интенсивному обогре¬
ву, то температура их труб превы¬
шает температуру пара на 70—
100 °С. Надежность охлаждения
труб достигается в этом случае при¬
менением сравнительно высокой
скорости пара. Ее значение связано
с плотностью потока пара, опреде¬
ляемой давлением и температурой.
Для достижения одинакового ох¬
лаждающего эффекта металла пар
более высокого давления (большей
плотности) может иметь меньшую
скорость. Обобщенным показателем
интенсивности охлаждения являет¬
ся массовая скорость пара шр.
В интенсивно обогреваемых поверх-
'ностях ширмового перегревателя,
а также в выходных пакетах, где
пар достигает своей наивысшей тем¬
пературы, рекомендуется наиболее
высокая массовая скорость пара:
wp = 1000ч-1200 кг/(м2-с). В других
пакетах перегревателя она может
быть 500—800 кг/(м2-с). Лобовые
змеевики горизонтальных ширм
прикрывают от интенсивного прямо¬
го излучения ядра факела примене¬
нием опорных труб с рабочей сре¬
дой более низкой температуры (см.
рис. 13.9).
12—5185
Для уменьшения гидравлическо¬
го сопротивления промежуточного»
пароперегревателя массовая ско¬
рость пара в нем рекомендуется на.
уровне 250—300 кг/(м2-с), поэтому
этот пароперегреватель располага¬
ют в зоне умеренных температур'
газов — не выше 800—850 °С (в^
верхней и средней части конвектив¬
ной шахты). Учитывая большой'
удельный объем пара, поступающе¬
го на промежуточный перегрей,
(низкое давление и высокая темпе¬
ратура пара), для его пропуска с
относительно низкой скоростью не¬
обходимо большое суммарное сече¬
ние труб. Поэтому особенностями
пакетов промежуточного перегрева¬
теля являются многорядность зме¬
евиков и увеличенное количество
коллекторов (см. рис. 13.5).
13.1.3.	Компоновка
пароперегревателей
Современные пароперегреватели
выполняют комбинированными, они
включают в себя все три вида кон¬
струкций (радиационный, полуради-
ационный, конвективный). Располо¬
жение перегревателя в газовом
тракте котла и последовательность
включения отдельных видов конст¬
рукций по тракту перегреваемого'
пара зависят от параметров пара.
В современных котлах, работаю¬
щих при давлении 14 МПа, на долю-
пароперегревателя приходится око¬
ло 35% воспринимаемой котлом те¬
плоты, а при наличии промежуточ¬
ного перегрева пара — до 45% те¬
плоты (см. табл. 12.1). Такой паро¬
перегреватель не может состоять
только из конвективных трубных
пакетов, он должен воспринимать
и часть выделяемой в топке лучис¬
той теплоты. Еще большая доля лу¬
чистой теплоты приходится на паро¬
перегреватель в котлах СКД.
В барабанных котлах с давле¬
нием 14 МПа и температурой пара-
^п.п=560°С перегреватель состоит
из радиационной, конвективной и.-
ширмовой частей (рис. 13.11,а).
Ширмовый перегреватель размещен,
на выходе из топки до подвесных.
177


Рис. 13.11. Схемы компоновки пароперегревателей:
а — в барабанном котле без промежуточного перегрева; б — в прямоточном котле с промперегревате-
лем; / — настенная радиационная поверхность; 2 — ширмовый перегреватель; 3 — потолочный радиаци¬
онный перегреватель; 4 — конвективный перегреватель; 5 — промежуточный перегреватель; 6 — подвесные
трубы заднего экрана
труб заднего экрана. Он снижает
температуру газов на 150—200 °С и
предохраняет последующие плотные
конвективные пакеты от возможно¬
го шлакования (на шлакующих
твердых топливах) и защищает
наиболее горячий выходной пакет
перегревателя от воздействия высо¬
котемпературных топочных газов.
По паровому тракту ширмовый
перегреватель включен между дву¬
мя конвективными пакетами. Пер¬
вый («холодный») конвективный
пакет включен по пару за потолоч¬
ным перегревателем и имеет еще
достаточно низкую температуру па¬
ра. Поэтому он выполнен по проти-
воточной схеме по отношению к по¬
току газов и работает при наличии
достаточно высокого температурно¬
го напора. В ширмы поступает пар
с достаточно высокой температурой,
и условия работы металла труб
ширм усложняются. Выходной («го¬
рячий») конвективный пакет пере¬
гревателя располагается в зоне до¬
статочно высоких температур газов,
что сохраняет необходимый темпе¬
ратурный напор, но он выполняет¬
ся по прямоточной схеме, чтобы за¬
щитить выходные змеевики от воз¬
действия повышенного теплового
потока и тем самым несколько сни¬
зить температуру метала, хотя раз¬
мер поверхности прямоточного па¬
кета при этом увеличится по срав¬
нению с противоточным.
,178
В паровых котлах того же дав¬
ления, но со сниженной температу¬
рой пара (до fn.n=545°C) (см. рис.
13.8)	ширмовый перегреватель
включен после радиационного и при
отсутствии настенной панели ради¬
ационного перегревателя (она не
нужна при /П.П=545°С) получает
пар достаточно низкой температуры,
что повышает надежность металла
труб, образующих ширмы. В этом
случае конвективные пакеты пере¬
гревателя включены последователь¬
но. Выходной пакет размещают в
верхней части конвективной шахты
с горизонтальными змеевиками и с
опорой на подвесных трубах. Оба
конвективных пакета обычно выпол¬
няют по смешанной схеме включе¬
ния: каждый пакет состоит из четы¬
рех секций по ширине газохода —
две крайние включены противоточ¬
но, две средние — прямоточно (на
рис. 13.8 показана только средняя
секция).
На рис. 13.11,6 показан один из
вариантов компоновки перегревате¬
ля на прямоточном котле СКД.
Здесь использованы горизонтальные
ширмы, включенные по пару после
радиационной экранной поверхно¬
сти топки. В связи с этим выходной
конвективный пакет перегревателя
расположен в начале конвективной
шахты. За ним располагаются два
пакета промежуточного перегрева-
* теля с многорядными змеевиками.


Пар, поступающий на вторичный
перегрев, довольно низкой темпера¬
туры (280—320°С), что позволяет
при расположении перегревателя в
зоне температур газов 700—500 °С
применить противоточную схему и
тем самым сократить размеры необ¬
ходимой поверхности и расход ме¬
талла.
13.2.	Регулирование
температуры перегретого пара
13.2.1.	Регулировочные
характеристики
пароперегревателя
Регулировочная характеристи¬
ка, т. е. зависимость изменения
температуры перегретого пара от
нагрузки парового котла, различна
для пароперегревателей разных си¬
стем. Характерной особенностью
радиационного пароперегревателя
является снижение температуры
перегретого пара с повышением на¬
грузки (линия 1 на рис. 13.12).Это
обстоятельство объясняется тем,
что температура продуктов сгора¬
ния на выходе из топки и в гори¬
зонтальном газоходе с повышением
нагрузки растет значительно мед¬
леннее, чем нагрузка, поэтому теп-
ловосприятие настенных поверхно¬
стей увеличивается в меньшей мере,
чем растет расход пара (пропорцио¬
нально росту нагрузки), в связи с
чем удельное тепловосприятие на
1 кг расхода пара снижается.
Т епловосприятие конвективной
поверхности нагрева определяется
из уравнения
Qv=kAtH,	(13.1);
Рис. 13.12. Регулировочные характеристики
пароперегревателей:
1 — радиационная; 2 — конвективная; 3 — харак¬
теристика комбинированного перегревателя
12*
где k — коэффициент теплопереда¬
чи; At — температурный напор; Н —
поверхность нагрева.
С ростом нагрузки увеличивают¬
ся объем и скорость газов, что обес¬
печивает увеличение коэффициента
теплопередачи. Кроме того, повы¬
шаются температуры газов в газо¬
ходах котла и, следовательно, тем¬
пературный напор в каждой кон¬
вективной поверхности. Оба об¬
стоятельства приводят к более бы¬
строму росту тепловосприятия и
температуры перегретого пара по*
сравнению с темпом роста нагруз¬
ки на котле (линия 2 на рис. 13.12).
Таким образом, при соответствую¬
щем подборе размеров радиацион¬
ной и конвективной частей паропе¬
регревателя теоретически можно*
было бы добиться постоянства^
температуры перегретого пара (ли¬
ния 3 на рис. 13.12). Имея в виду,,
что крутизна конвективной харак¬
теристики всегда больше радиаци¬
онной, постоянство температуры
пара можно было бы получить &
перегревателе, у которого радиа¬
ционная часть тепловосприятия4
превышает конвективную (пример¬
но 60 % радиационная часть и 40 %
конвективная). Однако даже для:
такого «идеального» л пароперегре¬
вателя в реальных условиях темпе¬
ратура перегретого пара все равно^
не остается постоянной. Она будет
изменяться из-за влияния ряда экс¬
плуатационных факторов. К ним
относятся следующие:	изменение-
температуры питательной воды, из¬
бытка воздуха в топке, влажности*
топлива, шлакование экранов топ¬
ки и особенно пароперегревателя.
В барабанных паровых котлах, у
которых размер поверхности нагре¬
ва пароперегревателя фиксирован,
влияние температуры питательное
воды выражается в том, что пони¬
жение ее связано с •необходимостью*
увеличения расхода топлива на до-
грев воды до кипения в парообра¬
зующих поверхностях нагрева. По¬
этому поверхность пароперегрева¬
теля в этом случае омывается боль¬
шим количеством продуктов сгора-
17Э


глия, идущих с большей скоростью,
и температура перегретого пара на
.выходе из конвективного пакета
.пароперегревателя	возрастает.
В прямоточных паровых котлах,
наоборот, снижение температуры
питательной воды вызывает соот¬
ветствующее понижение и темпера¬
туры перегретого пара, если не из¬
менять тепловыделение в топке. По¬
следнее необходимо будет увели¬
чить.
Увеличение избытка воздуха в
топке и повышение влажности топ¬
лива также связаны с ростом объ¬
ема продуктов сгорания и соответ¬
ствующим увеличением скорости и
коэффициента теплоотдачи по газо¬
вой стороне, что ведет к увеличе¬
нию тепловосприятия конвективной
поверхности. Шлакование топочных
экранов вызывает рост температу¬
ры продуктов сгорания на выходе
из топки и соответствующее повы¬
шение температуры пара. Наоборот,
шлакование самого пароперегрева¬
теля приводит к ухудшению тепло¬
отдачи и уменьшению температуры
перегретого пара.
По ГОСТ 3619—76 допускают¬
ся небольшие отклонения темпера¬
туры перегретого пара от номи¬
нального значения (от +5 до
—10 °С). Даже комбинированные
радиационно-конвективные паро¬
перегреватели в эксплуатационных
условиях не обеспечивают постоян¬
ства температуры перегретого па¬
ра в пределах допустимых откло¬
нений, в. связи с чем каждый котел
-оборудуют устройствами для регу¬
лирования температуры перегрето¬
го пара. Ввиду необходимости глу¬
бокого изменения графика нагруз¬
ки электростанции желательно
иметь возможно больший диапазон
регул иров ания па ропроизводитель-
'ности при сохранении номинальной
температуры пара. Номинальная
температура должна обеспечивать¬
ся по пару высокого давления в
регулировочном диапазоне нагру¬
зок от 30 до 100%, по вторично
•.перегретому пару в регулировочном
.диапазоне от 60 до 100 %.
.180
13.2.2.	Методы регулирования
температуры пара
Различают два основных метода
регулирования температуры пере¬
грева— паровой и газовый — с ис¬
пользованием для этого различных
схем и устройств (рис. 13.13).
Паровое регулирование основа¬
но на снижении энтальпии пара
либо путем отбора от него части
теплоты и передачи этой теплоты
питательной воде, либо путем
впрыска в пар обессоленной воды
и затраты теплоты на ее испаре¬
ние. Эти методы обычно применя¬
ются для регулирования температу-
ч ры потока пара высокого давления.
Для регулирования температуры
промежуточного перегрева пара
также применяют паровое регули¬
рование, однако здесь обычно ис¬
пользуют перераспределение тепло¬
ты между свежим паром высокого
давления и паром промежуточного
перегрева в специальном теплооб¬
меннике, а также регулируемое
тепловосприятие в дополнительной
поверхности.
Газовое регулирование основа¬
но на изменении тепловосприятия
поверхности нагрева с газовой сто¬
роны до значения, необходимого
для получения заданного уровня
температуры перегретого пара.
К этим методам относятся рецир¬
куляция продуктов сгорания, бай-
пасирование части потока продук¬
тов сгорания помимо поверхности
нагрева пароперегревателя и, ре¬
же, изменение положения факела
в топочной камере. Газовое регули¬
рование применяется для изменения
температуры пара промежуточного
перегрева.
Паровое регулирование в трак¬
те пара высокого давления полу¬
чило широкое применение и осу¬
ществляется главным образом в
двух вариантах: охлаждение пара
в поверхностных пароохладителях
и вспрыскивание в поток перегре¬
того пара чистого конденсата или
питательной воды во впрыскиваю¬
щих пароохладителях. При этом
поверхность пароперегревателя


Регулирование тем —	Регулирование температуры пара
яературы пара высо-	промежуточного перегрева
кого давления
5Рис. 13.13. Классификация методов регулирования температуры пара высокого давления и
•пара промежуточного перегрева
конструктивно выполняют с запа¬
сом", а излишний перегрев пара
снимают в пароохладителе. Для
промежуточного перегрева пара
этот метод регулирования широко
не применяют, так как образую¬
щееся дополнительное количество
перегретого пара за счет впрыска
воды поступает только в цилиндр
•низкого давления турбины, что в-
итоге снижает показатель удель¬
ной выработки энергии в расчете
на 1 кг пара.
Пароохладитель можно устанав¬
ливать за пароперегревателем, в
рассечку между ступенями паропе¬
регревателя либо на стороне насы¬
щенного пара (рис. 13.14). При
установке пароохладителя на вы¬
ходе из пароперегревателя обеспе¬
чивается надежное поддержание
заданной температуры пара перед
турбиной, но сам пароперегрева¬
тель в его выходной части остает¬
ся не защищенным от высокой тем¬
пературы (рис. 13.14,6), и потому
для регулирования температуры пе¬
регретого пара такой метод приме¬
нять нельзя.
Установка пароохладителя по
остальным вариантам защищает и
турбину, и металл пароперегрева¬
теля. Однако меньшей инерцион¬
ностью и большей точностью обла¬
дает регулирование температуры
при установке пароохладителя в
рассечку пароперегревателя 2. Инер¬
ционность характеризуется време¬
нем запаздывания воздействия па¬
роохладителя на окончательную
температуру перегретого пара. Чем
ближе к выходу из перегревателя
находится пароохладитель, тем бы¬
стрее осуществляется воздействие
:Рис. 13.14. Изменение температуры перегретого пара по тракту пароперегревателя при раз¬
личном размещении пароохладителя:
а — общая схема; б — изменение температуры пара по длине змеевиков перегревателя; 1—3 — места ус¬
тановки пароохладителя в тракте пароперегревателя; 4 — предельно допустимая температура металла;
РП — радиационный перегреватель; КП — конвективный перегреватель
181


на температуру перегрева, но та¬
кой пароохладитель одновременно
должен обеспечить надежную рабо¬
ту выходных змеевиков перегрева¬
теля, поэтому место его установки
зависит от этого фактора. Обычно
для регулирования температуры па¬
ра используют не один, а два-три
пароохладителя, установленных
между отдельными пакетами пере¬
гревателя. Один из них устанавли¬
вают перед ширмовым перегрева¬
телем (или в его рассечку) для
обеспечения надежной работы ме¬
талла этой сильно теплонапряжен¬
ной поверхности, последний — пе¬
ред выходным пакетом перегревате¬
ля, имеющим небольшое тепловос-
приятие по пару (120—160кДж/кг).
Установка пароохладителя на сто¬
роне насыщенного пара приводит
к большому запаздыванию регули¬
рования (инерционность 5—7 мин)
и в результате к значительным ко¬
лебаниям температуры перегретого
пара, что недопустимо в эксплуа¬
тации блока.
Впрыскивающий пароохлади¬
тель (рис. 13.15) представляет со¬
бой самое простое в конструктив¬
ном отношении устройство парово¬
го регулирования. Он представляет
собой прямой участок паропровода
длиной б—7 м, который служит для
впрыска конденсата в поток пере¬
гретого пара. Конденсат вводят че-
Рис. 13.15. Впрыскивающий пароохлади¬
тель:
1 — фо'рсунка-распылнтель; 2 — присоединитель¬
ный штуцер; 3 — паропровод; 4 — защитная ру¬
башка
182
рез форсунку-распылитель с не¬
сколькими отверстиями диаметром
3—6 мм. Во избежание попадания
относительно холодных струй кон¬
денсата на стенки паропровода,
имеющего температуру перегретого
пара, внутри паропровода установ¬
лена разгруженная от давления
защитная рубашка. Ее длина (3—
5 м) определяется участком испа¬
рения капель влаги.
Снижение температуры перегре¬
того пара вспрыскивающим паро¬
охладителем достигается на неко¬
тором расстоянии от места ввода
конденсата, так как на испарение
капель конденсата и последующий
перегрев образовавшегося из них
пара требуется некоторый проме¬
жуток времени. Уменьшения этого-
расстояния достигают более тон¬
ким распылением конденсата (за
счет уменьшения диаметра отвер¬
стий форсунки и увеличения пере¬
пада давления между впрыскивае¬
мой водой и паром) и по возмож¬
ности увеличением разности темпе¬
ратур пара и конденсата.
Тепловой баланс пароохладите¬
ля можно записать:
D h п“|”-ОвпрЛвпр:=:=
= ф,+/)впр)Л"п,	(13.2)
где D\ DBПр — расход пара и впры¬
скиваемой воды через пароохлади¬
тель, кг/с; h'п, h"п — энтальпия па¬
ра перед пароохладителем и за
ним, кДж/кг; ЛВПр — энтальпия во¬
ды, поступающей на впрыск,
кДж/кг.
Уравнение (13.2) позволяет
определить необходимый расход
воды на впрыск, если задано удель¬
ное тепловосприятие пароохладите¬
ля Ahno=fi'n—h"n:
Dsnp D АЛПо/(Лп//+Лвпр). (13.3)'
Впрыскивающие пароохладите¬
ли требовательны к качеству воды,
используемой для впрыска. Прямо¬
точные паровые котлы питают во¬
дой, близкой по качеству к конден¬
сату, в связи с чем их оборудуют
впрыскивающими пароохладителя-


тии, использующими питательную
воду. В барабанных паровых кот¬
лах при сильно минерализованной
питательной воде конденсат для
впрыска получают в самом котле
за счет конденсации части насы¬
щенного пара барабана котла. Та¬
кой способ называют схемой впрыс¬
ка собственного конденсата
(рис. 13.16). Конденсация насыщен¬
ного пара происходит за счет пита¬
тельной воды, поступающей затем
в экономайзер. Установленный в
нижней части конденсатора сбор¬
ник выдает конденсат на впрыск в
пароохладитель, а избыток его че¬
рез линию перелива возвращается
в баран.
Для регулирования температуры
промежуточного перегрева пара
наиболее широко применяют теп¬
лообменники, в которых теплота
пара высокого давления передает¬
ся пару, поступающему на вторич¬
ный перегрев. Их называют паро¬
паровыми теплообменниками.
Паро-паровой теплообменник
(ППТО). Промежуточный перегре¬
ватель является конвективной по¬
верхностью. При снижении нагруз¬
ки на котле -температура пара вы¬
сокого давления после прохождения
радиационной части перегревателя
будет несколько возрастать, а в
промежуточном перегревателе сни¬
жаться.
Для стабилизации температуры
вторично перегреваемого пара при
снижении нагрузки можно исполь¬
зовать часть теплоты свежего пара
и передать его пару, поступающе-
Рис. 13.16. Схема регулирования перегрева
пара впрыском собственного конденсата:
1 — барабан; 2 — линия перелива; 3 — конденса¬
тор; 4 — сборник конденсата; 5 — впрыскиваю¬
щий пароохладитель; 6 — экономайзер; 7 — регу¬
лятор
Рис. 13.17. Принципиальная схема паропе¬
регревателя котла СКД:
РП — радиационный перегреватель; ШП — шир-
мовый перегреватель; КП — конвективный пере¬
греватель; ВПР — впрыск воды; ППТО — паро¬
паровой теплообменник; ПП — промежуточный
пароперегреватель (цифры обозначают пакет пе¬
регревателя)
му на повторный перегрев, в
паро-паровых теплообменниках
(рис. 13.17).
Секция паро-парового теплооб¬
менника состоит из системы 10—
20 трубок диаметром 25—35 мм,
помещенных в коллектор диамет¬
ром 300—400 мм (рис. 13.18). Для
лучшей компенсации температур¬
ных удлинений трубной системы и
компактности устройства теплооб¬
меннику придают U-образную фор¬
му. Внутри трубок движется пар
высокого давления, а в коллекто¬
ре между ними — пар промежуточ¬
ного перегрева, регулирование тем¬
пературы которого достигается об¬
водом (байпасированием) части по¬
тока помимо теплообменника.
В мощных паровых котлах чис¬
ло включенных секций типа пока¬
занных на рис. 13.18 достигает не¬
сколько десятков. Диапазон регу¬
лирования температуры пара в
ППТО составляет 30—40°С. Паро¬
паровые теплообменники можно
рассматривать как часть поверх¬
ности нагрева промежуточного па¬
роперегревателя. По тракту вто¬
рично перегреваемого пара их уста¬
навливают перед входом в конвек¬
тивную поверхность промежуточно¬
го перегревателя котла. За счет
регулирования пропуска части па¬
ра помимо ППТО температура па¬
ра в смесительном коллекторе перед
конвективной поверхностью меняет¬
ся, что обеспечивает при изменении
нагрузки котла (изменении тепло-
восприятия конвективной поверхно¬
сти в газоходе) стабилизацию вы-
183


^2
Рис. 13.18. Паро-паровой теплообменник:
/ — греющий пар; 2—нагреваемый пар
ходной температуры вторично пе¬
регретого пара.
Регулирующая поверхность па¬
роперегревателя. В этой схеме про¬
межуточный пароперегреватель вы¬
полняют из двух конвективных сту¬
пеней— холодной, размещаемой в
зоне относительно низкой темпера¬
туры продуктов сгорания, и горя¬
чей, размещаемой в зоне высокой
температуры — с расположением
между ними другой .поверхности
нагрева (рис. 13.19). Весь поток
пара промежуточного перегрева
распределяют байпасным клапаном
между холодной ступенью и обвод¬
ным паропроводом. Регулирующей
является холодная ступень паропе¬
регревателя. Горячая ступень рабо¬
тает с переменной температурой
пара на входе, причем с повыше¬
нием этой температуры тепловое-
приятие горячей ступени умень¬
шается, что направлено против*
необходимого воздействия и сни¬
жает эффект регулирования. Пре¬
имущество этого метода регулиро¬
вания состоит в том, что он не*
оказывает воздействия на работу
перегревателя высокого давления.
Недостатками метода являются по¬
вышенный расход металла на хо¬
лодную ступень промежуточного-
перегревателя и инерционность си¬
стемы регулирования. Поэтому она*,
не получила широкого распростра¬
нения.
13.2.3.	Методы
газового регулирования
Газовое регулирование приме¬
няют для поддержания требуемой
Рис. 13.19. Регулирова¬
ние температуры пара
промежуточного перегре¬
ва методом байпасиро*
вания пара:
а — схема регулирования;
6 — зависимость температу¬
ры перегретого пара от до¬
ли байпасируемого пара;
/ — горячая ступень; 2 —
переходная зона; 5 — холод¬
ная ступень; 4 — байпасный
клапан; 5 — обводной паро- Gm Ц8Д
провод; D6 — доля пара, —а- ^
идущая помимо холодной
ступени
184
Продукты сгорания


»Рис. 13.20. Организация
рециркуляции дымовых га¬
зов на котле СКД (топли¬
во — мазут):
а — схема рециркуляции газов;
б — изменение температуры
вторичного перегретого пара при
двух нагрузках корпуса котла;
1 — корпус котла; 2 — газома-
аутная горелка; 3 и 4 — соот¬
ветственно выходная и входная
частя промежуточного паропе¬
регревателя; 5 — регенератив-
«ый воздухоподогреватель: 6 —
линия отбираемых для рецир¬
куляции дымовых газов; 7 —
дымосос рециркуляции газов;
€ — короб горячего воздуха
температуры пара промежуточного
перегрева, но оно связано с изме¬
нением топочного режима и темпе¬
ратур газов по тракту, поэтому
влияет на температуру пара высо-
кого давления. Газовое регулирова¬
ние вызывает дополнительные рас¬
ходы энергии на тягу и увеличение
потерь теплоты с уходящими газа¬
ми и усложняет эксплуатацию.
Газовое регулирование осущест¬
вляют рециркуляцией продуктов
сгорания, поворотными горелками
или переключением ярусов го¬
релок, байпасированием продуктов
сгорания, использованием эффекта
взаимодействия вихрей на выходе
из горелок.
Требуемая температура проме¬
жуточного перегрева пара обычно
не обеспечивается только газовым
регулированием, поэтому в мощных
котлах его применяют совместно с
паровым.
Рециркуляция продуктов сгора¬
ния. Она обеспечивается возвратом
части газов Грц из газохода после
экономайзера с температурой tm=
=350-1-450 °С в топочную камеру.
Газы рециркуляции вводят либо
под горелки, либо в короб воздуха
горелок (рис. 13.20). Поскольку
абсолютное давление в топке выше,
чем в месте отбора газов на рецир¬
куляцию, их подача в топку воз¬
можна только специальным дымо¬
сосом рециркуляции газов. В связи
с этим возрастают общие затраты
энергии на перекачку газов. Кроме
того, возврат части газов в топку
увеличивает общий объем газов в
тракте от топки до места отбора га¬
зов и сопротивление этого тракта,
отчего дополнительно увеличива¬
ются затраты энергии на тягу в ос¬
новных дымососах.
Доля рециркулирующих газов
Г рц= Грц/Vr
изменяется обычно от 5 до 30% и
увеличивается по мере снижения
нагрузки, когда заметно снижается
тепловосприятие конвективных по*
верхностей промежуточного пере¬
гревателя.
При вводе рециркулирующих га¬
зов происходит снижение темпера¬
туры горения в топке и ослабление
тепловосприятия топочных экранов.
В конвективных поверхностях на¬
грева в результате увеличения объ¬
ема и скорости газов увеличивает¬
ся тепловосприятие, особенно в
промежуточном перегревателе.
В итоге в среднем 1 %' рециркуляции
газов обеспечивает повышение тем-
пратуры пара на 1,5—1,7°С (рис.
13.20,6).
Рециркуляцию дымовых газов
применяют преимущественно на га¬
185


зомазутных котлах сверхкритиче¬
ского давления, которые не подвер¬
жены золовому износу при повы¬
шенной скорости газов. В этом слу¬
чае обеспечивают небольшую (5—
10%) рециркуляцию газов даже при
полной нагрузке, так как ослабле¬
ние прямой отдачи в топочной ка¬
мере оказывает положительную
роль в отношении защиты экранов
НРЧ от чрезмерно высоких тепло¬
вых нагрузок.
Введение инертных газов рецир¬
куляции в ядро факела при сжига¬
нии твердых топлив приводит к за¬
тягиванию горения и возможному
росту потерь теплоты с недожогом.
Такая рециркуляция газов может
быть рекомендована только для
топлив с большим выходом летучих
веществ. В других случаях рецир¬
куляцию газов можно осуществить
в верх топки. Ее цель — снижение
температуры газов перед ширмами,
что уменьшает вероятность их шла¬
кования.
Наличие рециркуляции газов
приводит к некоторому повышению
температуры уходящих газов и, сле¬
довательно, потерь теплоты с ни¬
ми— <72, при этом несколько возра¬
стает расход топлива по сравнению
с режимом без рециркуляции.
Изменение положения факела в
топке. Тепловосприятие топочных
экранов определяется не только
уровнем температуры в топке, но и
характером ее распределения по
высоте топки. Изменяя положение
факела, можно увеличить или
уменьшить тепловосприятие топки,
а следовательно, и температуру га¬
зов на выходе из нее	Это в
свою очередь изменяет тепловос¬
приятие конвективных поверхностей.
При повороте горелок вниз от гори¬
зонтального положения суммарное
радиационное тепловосприятие то¬
почных экранов увеличивается, а
температура на выходе из топки
д"т понижается, при этом уменьша¬
ется и тепловосприятие промежу¬
точного пароперегревателя. Наобо¬
рот, поворот осей горелок вверх
приводит к уменьшению тепловос¬
186
приятия экранов (так как нижняя
часть топки практически не «рабо¬
тает») и росту температуры про¬
дуктов сгорания на выходе из, нее.
Однако в практике эксплуатации
разворот горелок затруднен из-за
деформации выходной части горел¬
ки под воздействием высоких тем¬
ператур факела, а применение это¬
го метода при сжигании твердых
топлив возможно только на мощ¬
ных котлах с большой высотой топ¬
ки, когда разворот горелок вверх
не приводит к появлению недожога
из-за уменьшения длины факела.
В последнее время для наладки
теплового режима топки и регули¬
рования перегрева применяют плос¬
кофакельные горелки с верхним и
нижним соплами подачи вторично¬
го воздуха, установленными под уг¬
лом к горизонтальному соплу ввода
аэропыли (по типу, показанному на
рис. 8.9). При преимущественной
подаче вторичного воздуха по од¬
ному из сопл факел горелки откло¬
няется вверх или вниз, что обеспе¬
чивает наладку тепловой работы
топки.
На газомазутных котлах старых
выпусков с многоярусными горелка¬
ми положение факела меняют пе¬
реключением ярусов горелок, при
этом суммарная мощность всех го-
релок составляет 150% тепловой
мощности котла. При большой на¬
грузке, когда перегрев пара растет,
включают нижние ярусы горелок, а
при малой нагрузке — верхние.
Эффект взаимодействия вихрей.
На аэродинамику факела в топке
заметное влияние оказывает на¬
правление вращения потоков на вы¬
ходе из соседних горелок. При за¬
кручивании потоков двух горелок в
противоположные стороны в прост¬
ранстве между ними имеет место
сложение тангенциальных составля¬
ющих скорости. При этом направле¬
ние интенсивного выброса факела
(вверх или вниз) зависит от того, в
какую сторону направлено враща¬
тельное движение в промежутке
между горелками. Это обстоятель¬
ство дает возможность менять по-


Рис. 13.21. Схема топки котла
БКЗ-160-100ГМ и направление вращения
потоков в горелках:
], 2 — ярусы основных горелок; 3 — ярус регули¬
рующих горелок
Продукты сгорания
Продукты сгорания
а)
Рис. 13.22. Схемы регулирования темпера¬
туры пара байпасированием продуктов
сгорания:
ложение высокотемпературного яд¬
ра факела в топке и в конечном
итоге воздействовать на уровень
температуры пара.
На рис. 13.21 показан один из
вариантов направления вращения
горелок, позволяющий поднять по¬
ложение ядра факела и температу¬
ру перегрева пара на котле
БКЗ-160-100ГМ. Опыты показали,
что изменением направления вра¬
щения потоков при использовании
реверсивных горелок можно обеспе¬
чить широкий диапазон регулирова¬
ния перегрева пара.
Байпасирование продуктов сго¬
рания. Регулирование температуры
вторично перегреваемого пара бай-
а — через холостой газоход; б — распределением
газов по заполненным газоходам; / — пакеты
промежуточного перегревателя; 2 — экономайзер;
3 — регулирующая заслонка
пасированием продуктов сгорания
можно осуществить в двух вариан¬
тах: использованием холостого га¬
зохода между пакетами паропере-
гревателя (рис. 13.22,а) и распре¬
делением продуктов сгорания по ца-
раллельным газоходам, в одном из
которых расположены другие по¬
верхности нагрева (так называемый
разделенный газоход, рис. 13.22,6).
Регулирование расхода продук¬
тов сгорания через холостой газо¬
ход осуществляют газовыми за¬
слонками (шиберами). При холос-
Рис. 13.23. Схема котла с разделением газоходов:
/ —тонка; 2 — основной перегреватель; 3 — промперегреватсль; 4 — экономайзер; 5 — основной воздухо¬
подогреватель; 6 — предвключенный воздухоподогреватель; 7 — дымососы
187


том газоходе газовые заслонки ра¬
ботают в тяжелых температурных
условиях, а теплота высокотемпера¬
турных газов не используется. Бо¬
лее предпочтительным является
применение разделенных газохо¬
дов, заполненных поверхностями
нагрева. В этом случае регулирую¬
щие заслонки находятся в зоне от¬
носительно низких температур и
работают более надежно. Еще луч¬
ше вариант без применения засло¬
нок, а изменение расхода газов по
газоходам конвективной шахты
обеспечивается дымососами (рис.
13.23). Такой вариант применен на
мощном котле для блока 800 МВт.
Регулирование изменением расхода
газов через поверхность более при¬
емлемо при сжигании твердых топ¬
лив.
Контрольные вопросы к гл. 13
1.	Перечислите виды пароперегревате¬
лей по характеру тепловосприятия. Какие
Глава четырнадцатая
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ П01
Низкотемпературными называ¬
ются поверхности, расположенные в
нижней части конвективной шахты
котла. Они являются последними
рабочими поверхностями котла по
тракту дымовых газов. К ним от¬
носятся поверхности экономайзера
и воздухоподогревателя. Здесь тем¬
пература газов становится уже
сравнительно низкой (400—120°С).
В этой зоне поверхности котла под¬
вергаются коррозии со стороны га¬
зового потока, увеличиваются за¬
грязнения поверхности за счет ле¬
тучей золы и может возникнуть аб¬
разивный износ металла.'
14.1.	Компоновка
низкотемпературных
поверхностей нагрева
Рабочие процессы в экономайзе¬
ре и воздухоподогревателе протека¬
ют различно. Однако по условиям
188
виды перегревателей различают по кон-
струкции?
2.	В каких случаях рекомендуется при¬
менение прямоточной и противоточной
схем движения потоков пара и газов?
3.	Какие меры применяют для умень¬
шения разверки температур пара по зме¬
евикам?
4.	,Что такое комбинированный пере¬
греватель?
5.	Как изменяются радиационная в
конвективная регулировочные характери¬
стики перегревателя? Почему нельзя вы¬
полнить перегреватель с независимым от
нагрузки котла значением температуры пе¬
регрева?
6.	Перечислите виды парового регу.-
лирования перегрева пара и газового ре¬
гулирования.
7.	Почему и в каких случаях прихо¬
дится применять схему впрыска собствен¬
ного конденсата?
8.	Проанализируйте преимущества в
недостатки ППТО и регулирующей по¬
верхности.
9.	Для каких топлив целесообразно*
применять рециркуляцию газов, для ка¬
ких — байпасирование газов и почему?
ЮНОСТИ НАГРЕВА
тепловой работы экономайзер к воз¬
духоподогреватель взаимно связа¬
ны. Эти поверхности используют те¬
плоту низкотемпературных продук¬
тов сгорания, их размещают обыч¬
но последовательно в конвективной-
шахте. Общими задачами при кон¬
струировании этих поверхностей на¬
грева являются интенсификация те¬
плообмена и создание компактных
малогабаритных элементов с уме¬
ренной затратой металла, которые
подвергались бы минимальным эо¬
ловому износу, заносу и коррозион¬
ным повреждениям.
' Воздухоподогреватель работает
в условиях наименьших темпера¬
турных напоров между греющими
продуктами сгорания и нагревае¬
мым-воздухом; здесь самый низкий
коэффициент теплопередачи. По¬
этому его поверхность нагрева пре¬
вышает суммарную поверхность на¬
грева всех элементов водопарового


тракта и для котла мощного блока
достигает десятков и сотен тысяч
квадратных метров.
Продукты сгорания в зависимо¬
сти от влажности топлива и содер¬
жания в нем водорода (мазут, при¬
родный газ) обычно содержат боль¬
шое количество водяных паров, а
также трехатомных газов (С02 и
S02). Усредненная теплоемкость га¬
зов — произведение удельного объ¬
ема Vr, м3/кг, на теплоемкость сг>
кДж/(м3-К), — (Ус)г оказывается
всегда больше, чем усредненная те¬
плоемкость нагреваемого воздуха
(Ус)в, так как Уг>Ув из-за присо-
сов по газовому тракту и наличия
водяных паров, а сг>св, поскольку
в газовом потоке больше трехатом¬
ных газов, обладающих более вы¬
сокой теплоемкостью.
Тепловосприятие поверхности по
обеим рабочим средам
<2вП=(Ус)г6Фг=(Ус)вб/в, (14.1);
где 6ФГ и 6/в — изменение темпера¬
туры газов и воздуха при прохож¬
дении поверхности воздухоподогре¬
вателя.
В результате воздух в воздухо¬
подогревателе нагревается быстрее,
чем охлаждаются в нем продукты
сгорания. Так, для маловлажного
топлива в среднем при охлаждении
продуктов сгорания на 1°С воздух
нагревается примерно на 1,2 °С, а
для влажного—на 1,4 °С. Эти соот¬
ношения приводят к тому, что по
мере нагрева воздуха температур¬
ный напор, определяющий интен-
Рис. 14.1. Распределение температурных
напоров при одноступенчатой компоновке
низкотемпературных поверхностей нагрева:
1 — экономайзер; 2 — воздухоподогреватель
Рис. 14.2. Распределение температурных:,
напоров при двухступенчатой компоновке,
поверхностей нагрева:
/ид — вторая н первая ступени экономайзера;.
2 и 4 — вторая и первая ступени воздухоподогре¬
вателя
сивность теплообмена, уменьшает¬
ся и на горячем конце воздухоподо¬
гревателя достигает минимального-
значения (рис. 14.1). Экономически
оправданной является разность тем¬
ператур	п—не менее-
30—40 °С. Дальнейшее повышение
температуры горячего воздуха уже
невыгодно из-за очень вялого теп¬
лообмена в горячей части воздухо¬
подогревателя, что требует заметно¬
го увеличения размеров поверхности.
Таким образом, чтобы получить бо¬
лее высокую температуру горячего-
воздуха (при той же начальной
температуре холодного воздуха) г.
надо иметь более высокую темпера¬
туру газов на входе в воздухоподо¬
греватель О'вп за счет, например,,
уменьшения поверхности экономай¬
зера. Но тогда увеличивается тем¬
пература уходящих газов, т. е. воз¬
растет потеря теплоты Цг. В связш
с этим при последовательной ком¬
поновке поверхностей экономайзера-
и воздухоподогревателя, называе¬
мой одноступенчатой компоновкой,.
имеет место ограничение темпера¬
туры подогрева воздуха по услови¬
ям экономичности работы котла..
Предельная температура подогрева
воздуха зависит от вида топлива
составляет 250—350 °С	(большая-
температура для сильновлажных,
топлив с повышенным объёмом про¬
дуктов сгорания).
189-


Для подогрева воздуха до более
•высокой температуры (350—450 °С)
воздухоподогреватель выполняют
двухступенчатым, располагая часть
поверхности экономайзера между
этими ступенями (рис. 14.2). Сущ¬
ность двухступенчатой схемы за¬
ключается в увеличении темпера¬
турного напора At на выходном (по
воздуху) конце воздухоподогрева¬
теля в результате переноса его го¬
рячей (второй) ступени в область
более высокой температуры про¬
дуктов сгорания.
Это позволяет сохранить темпе¬
ратуру уходящих газов на доста¬
точно низком уровне.
Воздухоподогреватель выполня¬
ют из углеродистой стали, для кото¬
рой максимально допустимая тем¬
пература металла не превышает
*500 °С, что при температуре подо¬
грева воздуха до 400 °С соответст¬
вует температуре продуктов сгора¬
ния не более 600 °С. Обычно темпе¬
ратура продуктов сгорания за паро¬
перегревателем высокого давления
выше, а потому для защиты метал¬
ла второй ступени воздухоподогре¬
вателя, если в схеме котла нет про¬
межуточного перегревателя, распо¬
лагают вторую ступень экономайзе¬
ра или переходную зону (в прямо¬
точных котлах ДКД).
При двухступенчатой компонов¬
ке воздухоподогревателя и водяно¬
го экономайзера заметно увеличи¬
вается высота конвективной шахты,
растут монтажные затраты, поэто¬
му такая схема применяется только
для топлив, которые не допускают
для экономичного сжигания подо-
трева воздуха в одной ступени.
14.2.	Экономайзеры
'Змеевиковые экономайзеры, вы¬
полняемые подобно пароперегрева¬
телям с горизонтальными змеевика¬
ми, являются основным типом эко¬
номайзеров, и их применяют при лю¬
бом давлении. Для интенсификации
теплообмена и уменьшения загряз¬
нения змеевики экономайзера вы¬
полняют из стальных труб малого
IL90
Рис. 14.3. Тепловая изоляция коллектора
экономайзера:
/ — обмуровка конвективной шахты:	2 — трубы
экономайзера; 3— коллектор; “/ — огнеупорная
набивка; 5 — теплоизоляционная засыпка; 6 —
металлическая обшивка
диаметра (наружный диаметр 28—
32 мм при толщине стенки 2,5—
3,5 мм), применяют тесное шахмат¬
ное расположение труб в пучке при
поперечном омывании газами и в
ряде случаев повышают расчетные
скорости газов. Концы змеевиков,
как и в других поверхностях нагре¬
ва, объединяют входным и выход¬
ным коллекторами, вынесенными из
области газового обогрева (рис.
14.3). К коллекторам змеевики при¬
соединяют сваркой.
Для обеспечения газовой плот¬
ности (исключения присоса воздуха
в газоход через зазоры между тру¬
бами и обмуровкой) и уменьшения
потерь теплоты наружу входные и
выходные коллекторы помещают в
теплоизолирующие камеры. В мощ¬
ных паровых котлах для уменьше¬
ния возможных присосов воздуха
часто избегают вывода всех труб
через обмуровку, а пропускают
лишь небольшое число соедини¬
тельных патрубков (рис. 14.4,о).
В газоплотных котлах почти всегда
в газоходе помещают и коллекто¬
ры, служащие одновременно опорой
всего экономайзера (рис. 14.4,6).
Движение воды в экономайзере
делают восходящим, что обеспечи¬
вает свободный выход с водой вы¬
деляющихся при нагреве газов и
образующегося в кипящем эконо¬
майзере пара. Для удобства ремон¬
та и эксплуатации поверхность эко¬
номайзера по ходу продуктов сго¬
рания разделяют на пакеты высо-


/	4
Рис. 14.4. Способы присоединения змеевиков экономайзера к коллектору:
а — через соединительные патрубки, проходящие сквозь обмуровку; б — с размещением коллекто¬
ров в газоходе; / — змеевики; 2 — коллектор; 3 — соединительные патрубки; 4 — опорная кон¬
струкция змеевиков
той до 1 м. Разрывы между паке¬
тами составляют 550—600 мм.
Змеевики экономайзера распо¬
лагают перпендикулярно или парал¬
лельно фронту котла. В первом ва¬
рианте (рис. 14.5,а) длина змеевиков
получается небольшой и определя¬
ется глубиной газохода, что облег¬
чает их крепление. Однако абразив¬
ному износу подвержены в этом
случае все змеевики пакета. При
расположении змеевиков парал¬
лельно фронту (рис. 14.5,6) число
параллельных труб резко сокраща¬
ется из-за уменьшения длины кол¬
лектора, однако увеличивается про¬
тяженность змеевиков и усложняет¬
ся их крепление. В паровых котлах
экономайзеры выполняют преиму¬
щественно двусторонними симмет¬
ричными с расположением пакетов
с двух боковых сторон по схеме, по¬
казанной на рис. 14.5,6.
Экономайзеры могут быть неки¬
пящими, когда вода на выходе не-
догрета до кипения, и кипящими,
если на выходных участках эконо¬
майзера образуется некоторое ко¬
личество пара. Стальные змеевико¬
вые экономайзеры допускают паро¬
образование. Выходное паросодер-
жание не должно превышать 25%.
Конструкции кипящих и некипящих
экономайзеров принципиально оди¬
наковы.
При малой скорости воды в эког
номайзере оставшийся в воде кис¬
лород выделяется по мере ее нагре¬
ва в виде пузырьков и может за¬
держиваться на внутренней шеро¬
ховатой поверхности верхней обра¬
зующей трубы, при этом создаются
условия для язвенной (точечной)
коррозии металла. В кипящем эко¬
номайзере при малой скорости во¬
ды возможно расслоение пароводя¬
ной смеси (см. § 10.1). Защита от
кислородной коррозии и расслоения
достигается выбором соответствую¬
щей скорости воды. Массовая ско¬
рость воды в экономайзере должна
быть не менее 500—600 кг/(м2-с);
в некипящих конвективных,
800 кг/(м2*с) в кипящих конвек¬
тивных и 1000—1200	кг/(м2-с) в-
радиационной части экономайзера,
находящегося в топке прямоточного
котла, при этом внутренний коэф¬
фициент теплоотдачи достаточно ве¬
лик [а2=3-т-4 кВт/(м2 • К)‘], что
обеспечивает надежное охлаждение
труб. Дальнейшее увеличение мас¬
совой скорости повышает надеж¬
ность работы металла, но требует
значительных затрат энергии на
преодоление гидравлических сопро¬
тивлений.
Рис. 14.5. Компоновка экономайзера:
/ — барабан; 2 — водоперепускные трубы; 3 —
экономайзер; 4—входные коллекторы
193-


ЯРис. 14.6. Плавниковые трубы экономай¬
зера:
л — приварные плавники; б —трубы плавниково¬
го профиля
С целью интенсификации тепло¬
передачи с газовой стороны и повы¬
шения компактности пакетов сталь¬
ные змеевики экономайзера осна-
ацают плавниками (рис. 14.6). Плав-
■никовая труба имеет большую
удельную поверхность нагрева и по¬
вышенное тепловосприятие. Поэто¬
му объем, занимаемый такой по¬
верхностью нагрева, меньше глад-
жотрубной поверхности на 25—30%
яри одинаковом расходе- металла и
энергии на тягу.
В последнее время появились
конструкции так называемых мем¬
бранных экономайзеров (рис. 14.7).
•Их выполняют из гладкотрубных
.змеевиков, на прямых участках ко¬
торых между трубами вваривают
•проставки из листовой стали тол¬
щиной 2—3 мм. Мембранные эко¬
номайзеры более эффективны, чем
■гладкотрубные, и при одинаковых
тепловосприятиях требуют меньше¬
го расхода металла и достаточно
надежны в эксплуатации.
Фис. 14.7. Вид мембранного экономайзера
192
14.3.	Воздухоподогреватели
По принципу действия различа¬
ют рекуперативные и регенератив¬
ные воздухоподогреватели. Рекупе¬
ративные воздухоподогреватели ра¬
ботают с неподвижной поверхно¬
стью нагрева, через которую непре¬
рывно передается теплота от про¬
дуктов сгорания к воздуху. В реге¬
неративных воздухоподогревателях
поверхность нагрева омывается по¬
переменно то продуктами сгорания,
нагреваясь при этом, то воздухом,
отдавая ему теплоту.
14.3.1.	Рекуперативные
воздухоподогреватели
Основным видом рекуператив¬
ных воздухоподогревателей являет¬
ся трубчатый воздухоподогреватель
(ТВП) с вертикально расположен¬
ной трубной системой (рис. 14.8).
Эти воздухоподогреватели выполня¬
ют из стальных труб наружным ди¬
аметром 30—40 мм при толщине
стенки 1,2—1,5 мм. Трубы прямые
вертикальные, концами приварены
к трубным доскам и расположены
в шахматном порядке. Обычно вну¬
три труб проходят продукты сгора¬
ния (продольное омывание), тепло¬
та которых передается воздуху, дви¬
жущемуся между трубами (попе¬
речное омывание). Для образования
перекрестного тока воздуха труб¬
ную систему по высоте делят на не¬
сколько ходов промежуточными пе¬
регородками — досками; в местах
поворота установлены воздушные
перепускные короба. Воздухоподо¬
греватель имеет наружные сталь¬
ные плотные стенки и нижней труб¬
ной доской опирается на раму, свя¬
занную с каркасом котла.
Трубная система расширяется
при нагревании кверху, при этом
верхняя трубная доска должна
иметь возможность перемещений й
в то же время обеспечить плотность
газохода при переходе от вышерас-
положенной поверхности экономай¬
зера к воздухоподогревателю. Это
достигается использованием ком¬
пенсаторов (рис. 14.9).


Уходящие газы
Рис. 14.8. Трубчатый воздухоподогреватель:
/ — стальные трубы 40x1,5 мм; 2, 6 — верхняя и нижняя трубные доски толщиной 20—25 мм; 3 —
компенсатор тепловых расширений; 4 — воздухоперепускной короб; 5 — промежуточная трубная доска;
7, 8 — опорная рама н колонны
Воздухоподогреватель выполня¬
ют в виде отдельных кубов (сек¬
ций), удобных для монтажа и
транспорта, которые заполняют все
сечение газохода. Трубные доски
.секций также уплотняют линзовы¬
ми компенсаторами.
В котлах средней мощности воз¬
дух в воздухоподогреватель подают
по его'широкой стороне (см. рис.
14.8). Такая схема называется од¬
нопоточной. В агрегатах большой
мощности этого сечения недостаточ¬
но, и при однопоточной схеме высо¬
та воздушного хода достигает боль¬
ших размеров, при этом уменьша¬
ется число ходов в каждой ступени
воздухоподогревателя, что приводит
13—5185
к снижению расчетного температур¬
ного напора. Двухпоточная по воз¬
духу схема (рис. 14.10,а) позволяет
уменьшить высоту хода, увеличить
число ходов и соответственно повы¬
сить температурный напор. При
очень большой мощности котла пе¬
реходят к многопоточной схеме дви¬
жения воздуха (рис. 14.10,6). Из-за
низкого коэффициента теплопереда¬
чи обычно ТВП весьма металлоем¬
ки и громоздки, особенно в мощ¬
ных установках.
При одинаковых скоростях про¬
дуктов сгорания и воздуха коэффи¬
циент теплоотдачи с газовой сторо¬
ны (си) существенно ниже коэффи¬
циента теплоотдачи с воздушной
193


Рис. 14.9. Уплотнение мест тепловых рас¬
ширений:
1 — верхняя трубная доска; 2 — компенсатор пе¬
ремещений трубной доски; 3 — основной линзо¬
вый компенсатор; 4 —каркас короба воздухопо¬
догревателя; 5 —обмуровка экономайзера
стороны (а2) воздухоподогревателя.
Поэтому заметной интенсификации
теплообмена можно добиться уве¬
личением коэффициента а!. Это до¬
стигается в поверхностях нагрева,
выполненных из волнистых труб.
Во избежание забивания гибов труб
загрязнениями из газового потока
такой воздухоподогреватель выпол¬
няют обращенного типа, т. е. в нем
трубы поверхности располагают го¬
ризонтально и закрепляют в верти¬
кальных трубных досках, воздух
Продукты сгорания Продукты сгорания
If	I I I I
Рис. 14.10. Схемы компоновки трубчатых
воздухоподогревателей с различным подво¬
дом воздуха:
а — двухпоточная; б — четырехпоточная; 1 —
вход холодного воздуха; 2 — выход горячего воз¬
духа
194
движется внутри труб (продольное
омывание), а продукты сгорания —
между ними (поперечное омыва¬
ние).
Расчеты и первый опыт эксплуа¬
тации такого воздухоподогревателя
обращенного типа показывают, что
поверхность нагрева и масса метал¬
ла получаются меньше примерно в
2 раза по сравнению с поверхно¬
стью нагрева и массой металла тра¬
диционных ТВП, хотя стоимость
производства волнистых труб выше.
Трубчатые воздухоподогревате¬
ли просты по конструкции, надеж¬
ны в работе, значительно более
плотны в сравнении с воздухоподо¬
гревателями других систем. Однако
они в большей мере подвергаются
коррозии, в результате чего в тру¬
бах появляются трудно обнаружи¬
ваемые сквозные отверстия и воз¬
дух перетекает на газовую сторону,
увеличивая потерю q-z и затраты на
перекачку увеличенного объема
продуктов сгорания.
14.3.2.	Регенеративные
воздухоподогреватели
Основным типом регенеративно¬
го воздухоподогревателя электро¬
станций являются вращающиеся
регенеративные воздухоподогревате¬
ли (РВП), у которых поверхностью
теплообмена служит набивка из
тонких гофрированных и плоских
стальных листов, образующих ^ка¬
налы малого эквивалентного диа¬
метра (d9=8-=-9 мм) для прохода
продуктов сгорания и воздуха (рис.
14.11). Набивка в виде секций, за¬
полняет цилиндрический пустоте¬
лый ротор, который по сечению раз¬
делен глухими радиальными пере¬
городками на изолированные друг
от друга секторы. Ротор воздухопо¬
догревателя медленно вращается
(с частотой 1,5—2,2 об/мин), его
вал имеет привод от электродвига¬
теля через шестеренчатую переда¬
чу. Диаметр ротора РВП в зависи¬
мости от типоразмера составляет от
5,4 до 14,8 м, а высота его — от 1,4
до 2,4 м.


Рис. 14.11. Схема работы РВП:
а — общий вид аппарата; б — пластины металли¬
ческой набивки; 1 — вал; 2 и 3 — нижняя и
верхняя опоры; 4 — секция ротора; 5 — верхнее
периферийное уплотнение; 6 — зубья привода;
7 — наружная металлическая обшивка (кожух)
Движение газового и воздушно¬
го потоков раздельное и непрерыв¬
ное, а набивка попеременно прохо¬
дит через эти потоки. В газовой ча¬
сти РВП металлическая набивка
секторов аккумулирует теплоту, а
затем отдает ее воздушному пото¬
ку. В итоге организуется непрерыв¬
ный нагрев воздуха переносом теп¬
лоты, аккумулированной набивкой
в газовом потоке. Взаимное движе¬
ние потоков противоточное.
Основные требования, предъяв¬
ляемые к набивкам,— это возможно
большая интенсивность теплообме¬
на и минимальное аэродинамиче¬
ское сопротивление. Применение
волнистых (гофрированных) листов
обеспечивает интенсификацию кон¬
вективного теплообмена и тем са¬
мым более быстрый нагрев набивки
и затем более глубокое ее охлаж¬
дение, т. е. повышает эффективность
теплового использования металла
набивки, хотя аэродинамическое
сопротивление такой поверхности
увеличивается. Поверхность на¬
грева 1 м3 набивки составляет
300—340 м2, в то время как в ТВП
этот показатель составляет около
50 м2/м3 объема.
Воздушный и газовый потоки в
элементах РВП имеют значитель¬
ный перепад давления. Этот пере¬
пад практически одинаков для га¬
зовоздушного тракта с уравнове¬
шенной тягой и с наддувом (рис.
14.12). При невозможности полной
герметизации газового и воздушно¬
го потоков в условиях вращающего¬
ся ротора имеют место перетоки
воздуха по радиусу ротора на га¬
зовую сторону, а также потери воз¬
духа вовне по периферии воздуш¬
ной части ротора и присосы окру¬
жающего воздуха в газовый поток
по периферии ротора в газовой его
части (в условиях, когда газовый
поток находится под разрежением).
Утечки воздуха вовне и присосы его
Рис. 14.12. Условия работы газовой и воздушной частей РВП:
а —перепады давлений (в кгс/ма) в газовом и воздушном трактах при работе котла под раз¬
режением и под наддувом (в скобках); б —места перетоков воздуха в РВП; в — изменение
суммарного присоса воздуха в газовый тракт от нагрузки котла
13*
195


в газовый поток примерно равны, и
их можно условно также рассмат¬
ривать как перетоки.
Суммарные нормированные пе¬
ретоки воздуха в РВП составляют
около 15% при номинальной на¬
грузке и заметно возрастают при
снижении ее (рис. 14.12,в). Перето¬
ки воздуха приводят к перегрузке
дымососов и дутьевых вентиляторов
(на входе в РВП расход воздуха
больше, чем необходимый), снижа¬
ется тепловая эффективность рабо¬
ты РВП, и несколько увеличивает¬
ся температура газов на выходе из
него (растет потеря qz).
Защита от перетоков достигает¬
ся уплотнениями, устанавливаемы¬
ми в верхней и нижней частях ро¬
торов. Различают уплотнения пери¬
ферийное кольцевое на внешней по¬
верхности ротора, внутреннее коль¬
цевое вокруг вала РВП и радиаль¬
ное, разделяющее воздушный и га¬
зовый потоки. На рис. 14.13 показа¬
но периферийное уплотнение серий¬
ного РВП. Оно выполняется в виде
неподвижного уплотнительного
кольца, образующего с вращаю¬
щимся фланцем ротора очень ма¬
лый зазор бу. Зазор регулируется
винтом. Аналогично выполняют вну¬
треннее кольцевое уплотнение. Ра¬
диальное уплотнение выполняют в
виде секторных разделительных
Рис. 14.13, Периферийные уплотнения
РВП:
I — уплотняющая колодка; 2 — окружное уплот¬
нение из стального листа; 3*— ротор РВП; 4 —
регулирующий винт; 5 — днфманометр для опре¬
деления напора воздуха
196
Рис. 14.14. Схема отсоса воздуха из корпу¬
са РВП:
1 — корпус; 2 — дымосос; 3 — дутьевой вентиля¬
тор; 4 — вентилятор отсоса воздуха; 5 — продук¬
ты сгорания; 6 — горячий воздух; 7 — калори¬
фер; 8 — радиальное уплотнение; 9 — перифе¬
рийное уплотнение
плит, установленных между газовой
и воздушной частями РВП. По ним
скользят пружинистые металличе¬
ские планки, закрепленные на реб¬
рах секторов, и перекрывают зазор
между корпусом и ротором (см.
рис. 14.14). Для уменьшения отри¬
цательного эффекта присосов и
утечки воздуха на крупных РВП
применяют отсос воздуха из обще¬
го корпуса РВП, при этом в корпу¬
се устанавливается пониженное
давление и доля присоса воздуха в
продукты сгорания может быть све¬
дена к минимуму. Для исключения
перегрузки дутьевого вентилятора
отсос из корпуса направляют в ко¬
роб воздуха после РВП (рис. 14.14).
Регенеративные воздухоподогре¬
ватели получили широкое примене¬
ние на крупных энергоблоках. Эти
воздухоподогреватели конструктив¬
но сложнее, но они компактны, тре¬
буют меньшего расхода металла,
имеют невысокое аэродинамическое
еопротивлениё, коррозия набивки
поверхности нагрева не приводит к
увеличению присосов воздуха.
14.4.	Условия работы
низкотемпературных
поверхностей
14.4.1.	Низкотемпературная
коррозия
К этому виду коррозии относят раз¬
рушение металла поверхности воздухопо¬
догревателя, его выходной (холодной) ча-


сти, находящейся в области наиболее низ¬
ких температур как газов, так и рабочей
среды (воздуха). Оно определяется воздей¬
ствием на металл растворов серной кислоты
при наличии пленки влаги на его поверх¬
ности.
Фактором интенсивной низкотемпера¬
турной коррозии является наличие в по¬
токе дымовых газов паров серной кисло¬
ты H2SO4. При горении серы топлива в
зоне ядра факела образуется сернистый
ангидрид SO2, который при наличии не¬
которого избытка воздуха частично до-
окисляется в S03 атомарным кислоро¬
дом О. Последний образуется в высоко¬
температурной зоне факела за счет цепных
реакций горения и термической диссоциа¬
ции. Серный ангидрид S03 может разру¬
шаться, но только при высоких темпера¬
турах. Общий процесс образования и раз¬
ложения S03 в зоне факела можно выра¬
зить следующим образом:
S02 + 0“*S03“^S02 + 1/202> (14.2)
где kx и k2 — константы скорости прямой
и обратной реакций, при этом k{>k2.
В итоге на периферии факела образуется
заметная концентрация S03, которая пос¬
ле завершения горения до выхода из топ¬
ки снижается, поскольку здесь имеет ме¬
сто только обратная реакция. На поверх¬
ностях нагрева горизонтального газохода
при высокой температуре внешних отло¬
жений (600—700 °С) и наличии в потоке
газов избыточного воздуха (кислорода)
может иметь место доокисление некоторо¬
го количества S02 в S03 при наличии ка¬
тализаторов в отложениях (сульфат же¬
леза, сажевые частицы). В итоге содер¬
жание S03 в газах составляет 1—5%
количества S02, или 0,002—0,010% пол¬
ного объема газов.
В зоне температур газовЕ ниже 500 °С
начинается образование паров серной кис¬
лоты за счет реакции S03 с водяными па¬
рами, находящимися в газовом потоке:
S034-H20=H2S04 (пар). (14.3)
Этот процесс завершается при температу¬
ре около 260°С. Таким образом, низко¬
температурные поверхности нагрева омы¬
ваются газами, содержащими пары серной
кислоты небольшой концентрации.
Коррозия поверхности нагрева может
начаться при условии, если температура
стенки и пристенного пограничного слоя
окажется ниже температуры конденсации
паров влаги или паров серной кислоты,
соответствующей их парциальному давле¬
нию в газах. Температура, при которой
начинается конденсация влаги на поверх¬
ности, называется термодинамической тем¬
пературой точки росы /Р или просто тем¬
пературой точки росы. Температура точки
росы чистых водяных паров при их пар¬
циальном давлении в продуктах сгорания
/>нао =0,1-5-0,15 бар составляет *р=
=45-т-54 °С. При наличии в потоке газов
Рис. 14.15. Зависимость температуры точки
росы от содержания S03 в продуктах сго¬
рания
паров серной кислоты температура конден¬
сации (температура сернокислотной точки
росы /рв) значительно увеличивается и
может достигнуть 140—160°С. Оценочно
ее можно определить по формуле (при
сжигании мазута)
<р* = /р+25оК§Ю2,	(14.4)
где 5n=SP/QHp — приведенная сернистость
топлива, %-кг/МДж; 02 — концентрация
избыточного кислорода в газовом потоке,
°2 =
21 (а —1)
а
(14.5)
С увеличением содержания серы в топли¬
ве 5р и избытка воздуха а возрастает
образование S03 в потоке газов, что ве¬
дет к увеличению температуры точки росы
(рис. 14.15).
На рис. 14.16 приведена диаграмма
фазового равновесия жидкости и пара
двухкомпонентной системы Н2О и H2SO4
при различных парциальных давлениях во¬
дяных паров. Нижняя ветвь кривых при
p=const характеризует зависимость тем¬
пературы кипения водного раствора сер¬
ной кислоты от ее концентрации, а верх¬
няя — температуру начала конденсации
(точку росы) парового раствора. Из диа¬
граммы видно, что даже незначительное
го чо ео h2so tflo
Рис. 14.16. Диаграмма фазового равнове¬
сия системы НгО—H2SO4 при различных
парциальных давлениях водяных паров
197


Рис. 14.17. Скорость коррозии металла хре-
генеративного воздухоподогревателя в за¬
висимости от температуры металла:
/ — при избытке воздуха в топке ат>1,1; 2 — то
же при ат<1,02
содержание паров H2SO4 в дымовых газах
(левая вертикальная пунктирная линия)
резко повышает температуру начала кон¬
денсации, при этом образующаяся пленка
жидкости на стенке имеет высокую кон¬
центрацию серной кислоты.
На рис. 14.17 приведены две харак¬
терные кривые для низкотемпературных
поверхностей нагрева, показывающие из¬
менение скорости коррозии при разных
температурах металла поверхности и ат
в условиях контакта с уходящими газами
после сжигания сернистого мазута. Как
видно, скорость коррозии в зависимости
от температуры стенки tcт крайне нерав¬
номерна (рис. 14.17, кривая 1). При сни¬
жении /от ниже температуры точки росы,
(около 145 °С) вначале коррозия резко,
возрастает, достигая максимума при /Ст=
=105-г-110°С, затем происходит глубокий
спад скорости коррозии и при /ст<
*<85-г-90 °С имеет место второй подъем
коррозионного разрушения металла.
Коррозия металла происходит при на¬
личии на его поверхности пленки сконден¬
сировавшейся влаги, содержащей H2SO4,
при этом расходуется серная кислота.
Продолжение коррозии возможно при но¬
вом поступлении в пленку H2SO4 из по¬
тока газов. Таким образом, скорость кор¬
розии пропорциональна скорости конден¬
сации паров серной кислоты. В то же
время интенсивность коррозии зависит от
процентного содержания H2SO4 в конден¬
сирующейся пленке на поверхности метал¬
ла. При более низкой температуре в пленке
растет масса влаги и снижается доля сер¬
ной кислоты.
Скорость коррозии металла в наиболее
опасной зоне температур 90—П0°С су¬
щественно снижается при уменьшении из¬
бытка воздуха в продуктах сгорания
(рис. 14.17, кривая 2), что связано с рез¬
ким уменьшением образования SO3. В том
198
же направлении изменяется скорость кор¬
розии, если уменьшать содержание серы в
топливе.
При сжигании твердого топлива в по¬
токе дымовых газов находится большое
количество частиц летучей золы, облада¬
ющей за счет соединений Са и окислов
щелочных металлов (К2О, Na20) щелоч¬
ными свойствами. В результате взаимо¬
действия паров серной кислоты с летучей
золой происходит частичное поглощение
серной кислоты, ее концентрация в газах
и последующая интенсивность коррозии
снижаются. Эти обстоятельства учитыва¬
ются при расчете температуры точки росы
твердых топлив:
t s — t
200
TWl
(14.6)
Здесь показатель степени п=а7П'4П, где
Лп=/4р/(2нр — приведенная зольность топ¬
лива, %-кг/МДж; ауп — доля летучей
золы в уносе; как видно из (14.6), с уве¬
личением Ап температура точки росы сни¬
жается.
Для исключения низкотемпературной
коррозии необходимо иметь tcr=tp8-\-
+(10ч- 15)°С, однако это экономически
оправдано лишь при сжигании малосерни¬
стых мазутов и сернистых твердых топ¬
лив, у которых tp8 не превышает 110 сС
В других случаях при высоком значении
ter температура уходящих газов будет
чрезмерно велика, возрастут потери с ухо¬
дящим] газами. При сжигании сернистых
мазутов, имеющих /р*=140-г-160°С, обеспе¬
чивают *Ст>125°С, что создает невысокую
скорость коррозии металла (не более
0,2 мм/год). Наиболее рациональным явля¬
ется путь снижения tps за счет правильной
организации топочного процесса при .низ¬
ких избытках воздуха в зоне горения.
14.4.2.	Загрязнение
и абразивный износ
поверхностей
В зоне относительно низких темпера¬
тур газового потока (менее 600—700°С),
характерных для поверхностей конвектив¬
ной шахты, наиболее распространены сы¬
пучие отложения. Плотный подслой на по¬
верхности труб здесь отсутствует, так как •
конденсация паров щелочных металлов уже
завершилась.
Сыпучие отложения преимущественно
образуются на тыльной стороне трубы по
отношению к направлению газового пото¬
ка в образующейся сзади трубы вихревой
зоне (рис. 14.18). На лобовой стороне сы¬
пучие отложения возникают лишь при ма¬
лых скоростях потока (менее 5—6 м/с)
или при наличии в потоке очень тонкой
(по фракции) летучей золы. Сыпучие от¬
ложения на поверхности труб ухудшают,
теплообмен, что оценивается коэффициент
том загрязнения е, м2-К/Вт, характери-


*v=7S{2 м/с
1
м/с
1
w-5^ м/с
• -Н4
- -Q-
Рис. 14.18.
Загрязнения
труб сыпучими
отложениями
зующим термическое сопротивление слоя
отложений на поверхности труб.
Наиболее быстро заносятся летучей
золой поверхности нагрева котлов при сжи¬
гании антрацита, что объясняется тем, что
антрацит размалывают до более тонкого
помола, чем другие топлива. Большое
влияние на степень загрязнения поверхно¬
сти оказывает тип пучка труб (шахмат¬
ный или коридорный). При прочих равных
условиях коридорный пучок загрязняется
в 1,7—3,5 раза больше, чем шахматный.
Сильно увеличивается загрязнение при
низкой скорости газов (3—4 м/с и &*енее).
Работа котла с такими скоростями не ре¬
комендуется. Загрязнение пучка труб рез¬
ко возрастает, если нарушается заданное
расположение труб и изменяются проход¬
ные сечения (рис. 14.19). В таких случаях
может произойти полное забивание части
поверхности, что вызовет снижение рас¬
полагаемой нагрузки.
При сжигании высокосернистых мазу¬
тов на поверхностях нагрева в зоне тем¬
ператур газов ниже 600 °С образуются как
липкие жирные отложения, так и плотные
черные стекловидного типа (последние —
в области температур стенки ниже темпе¬
ратуры точки росы). Липкие отложения на
поверхностях нагрева конвективных пере¬
гревателей, экономайзеров содержат пре¬
имущественно соединения ванадия (глав¬
ным образом, V2O5) и сульфаты. В плот¬
ных отложениях преобладают сульфаты
железа и окислы кальция и натрия. Отло-
Рис. 14.19. Занос летучей золой горизон¬
тальных труб пучка вследствие нарушения
порядка расположения труб
Рис. 14.20. Места и характер абразивного
износа труб:
а — места абразивного износа трубы поперечным
набегающим потоком газов; б — упрощенная схе¬
ма срезания твердыми частицами золы металла
с поверхности трубы; 1 — место износа металла
трубы
жения при сжигании мазутов имеют тен¬
денцию к быстрому росту, что приводит
к заметному снижению теплообмена, уве¬
личению сопротивления газового тракта и
к ограничению в конечном итоге рабочей
кампании котла.
i При проектировании паровых котлов
необходимо уделить серьезное внимание
исключению процесса' абразивного износа
труб поверхностей нагрева частицами зо¬
лы и несгоревшего топлива. Неправильный
выбор скоростей газов в газоходе конвек¬
тивной шахты может вызвать активное ис¬
тирание металла трубы на отдельных
участках по периметру, утонение стенки и
опаенбеть аварийного разрыва трубы. Сущ¬
ность абразивного износа заключается в
том, что крупные частицы золы, обладаю¬
щие достаточной твердостью и остротой
граней, при ударах о стенку трубы непре¬
рывно снимают (стесывают) с поверхности
микроскопически ?лалые слои металла, по¬
степенно уменьшая в этом месте толщину
стенки трубы (рис. 14.20). Частицы меха¬
нического недожога топлива (чаще у ант¬
рацитов и полуантрацитов) также вызы-
2
Рис. 14.21. Распределение крупных фрак¬
ций летучей золы за поворотной камерой ^
зоны абразивного износа металла поверх¬
ностей нагрева:
а — при расположении змеевиков параллельно
фронту котла; б — при расположении змеевиков
перпендикулярно фронту котла; 1 — змеевики;
2 — поворотная камера; 3 — распределение кон¬
центрации крупных фракций золы; 4 — зона аб¬
разивного износа труб
199


Рис. 14.22. Абразивный износ трубы при
продольном обтекании:
/ — труба воздухоподогревателя; 2 — верхняя
трубная доска
вают истирание поверхности. Таким обра¬
зом, золовой износ прежде всего опреде¬
ляется абразивностью частиц золы. По¬
следняя зависит от содержания БЮг в зо¬
ле и заметно увеличивается, когда Si02>
>60%. Интенсивность износа также за¬
висит от общего количества золы в топ¬
ливе, т. е. от Ар.
Интенсивность абразивного износа по¬
верхности нагрева неравномерна как по се¬
чению газохода, в котором размещена по¬
верхность, так и по периметру труб. Су¬
щественное влияние на неравномерность
износа оказывает поворот газов на 90°
при входе в конвективную шахту (рис.
14.21), при этом наиболее грубые фракции
золы отбрасываются к задней стене шах¬
ты и создают в этой зоне поверхности на¬
грева повышенную опасность износа труб.
При поперечном обтекании шахматного
пучка труб наибольшему абразивному из¬
носу подвержены участки трубы при угле
атаки газов 30—50э (рис. 14.20,а). Кори¬
дорные пучки подвергаются существенно
меньшему износу, так как последующие
трубы находятся в аэродинамической тени
впередистоящих. При продольном движе¬
нии газов внутри труб (воздухоподогрева¬
тель) абразивный износ происходит на
входном участке трубы длиной 150—
200 мм за счет удара крупных частиц о
стенку после сужения струи на входе
(рис. 14.22). В последующем поток ста¬
билизируется, и крупные частицы будут
двигаться параллельно стенке на некото¬
ром ее удалении.
В конвективных пакетах следует ис¬
ключать продольные газовые коридоры, в
которых скорости газов возрастают; осо¬
бенно опасен износ внешних изгибов труб,
где дополнительно имеет место утонение
стенки.
Интенсивность износа определяется:
кинетической энергией отдельных ча¬
стиц золы или топлива, которая при ско¬
рости частиц, равной скорости газов, за¬
висит от квадрата скорости, — wr2\
200
количеством частиц, проходящих у по¬
верхности в единицу времени, которое за¬
висит от зольности топлива (концентрации
Цзл) и скорости газов, омывающих по¬
верхность, — wr. Поскольку эти факторы
воздействуют на металл автономно, об¬
щий эффект определяется произведением
скоростей газов;
неравномерностью концентраций золы
в потоке &зл и скоростей газов в сечении
«и>;
плотностью расположения труб в по¬
перечно омываемом пучке, т. е. относи¬
тельным шагом труб Si/d.
В итоге интенсивность износа стенки
/из, мм/год, зависит в третьей степени
скорости газов:
/кз = аткзлц31 (kwwr)t (^~d j*'8	(I4.7)
Здесь дополнительно а — коэффициент аб¬
разивности золы; т — показатель износо¬
устойчивости труб, зависящий от химиче¬
ского состава стали; т — время эксплуата¬
ции поверхности, ч.
Допустимым считается износ стенки тру¬
бы /пз=0,2 (мм/год из расчета нормаль¬
ной работы трубы не менее 10 лет (х=
=60-f-100 тыс. ч).
Определенные по (14.7) предельно до¬
пустимые скорости газов о>Нз, м/с, в шах¬
матном пучке труб при относительном
шаге S\/d=2>b в зависимости от вида
топлива имеют следующие значения:
Топливо	We3, м/с
Экибастузский каменный уголь . .	7,0
Подмосковный бурый уголь ...	9^0
Кизеловский каменный уголь ...	10,5
Антрацит марки АШ	 Цэ5
В любом случае при опасности абра¬
зивного износа труб поверхности нагрева
принимают меры Для защиты их от изно¬
са. К ним относятся накладка стальных
манжет на участки труб с вероятной по¬
вышенной степенью износа, установка на
входе в трубы воздухоподогревателя раз¬
резных вставок и др. Все эти устройства
являются съемными и при очередном ос¬
танове котла и осмотре поверхностей на¬
грева в случае их износа могут быть лег¬
ко заменены новыми, при этом трубы по¬
верхности остаются без нарушений.
14.5.	Методы повышения
коррозионной стойкости
воздухоподогревателей
Наиболее распространенными в энерге¬
тических установках являются следующие
методы защиты поверхности воздухоподо¬
гревателей от низкотемпературной корро¬
зии: повышение температуры металла выше
/Р, покрытие металла коррозионно-стойки¬
ми эмалями, использование некорродирую¬
щих материалов, снижение коррозионной
агрессивности продуктов сгорания. Обще-


принятым методом защиты от низкотемпе¬
ратурной газовой коррозии является по¬
вышение температуры металла выше точки
росы /р, что достигается предварительным
подогревом воздуха перед входом его в
воздухоподогреватель.
Минимальная температура стенки ме¬
талла имеет место на входе холодного воз¬
духа в воздухоподогреватель
МИН
*ст
— t в
У'—у
1 -f- ав/аг
(14.8)
Из (14.8) следует, что температура стен¬
ки существенно зависит от температуры
поступающего воздуха tразности тем¬
ператур газов и воздуха и отношения ко¬
эффициентов теплоотдачи в воздушном и
газовом потоках ав/аг. Следовательно, для
повышения температуры стенки необходи¬
мо повысить tв' и уменьшить ав. Однако
последнее противоречит общей тенденции
создания малогабаритных интенсифициро¬
ванных поверхностей нагрева.
Повышение входной температуры воз¬
духа реализуют путем применения предва¬
рительного парового подогрева его в кало¬
риферах (см. рис. 14.14) либо путем ре¬
циркуляции части горячего воздуха на
вход в воздухоподогреватель.
Недостатком метода предварительного
подогрева воздуха является неизбежное
повышение температуры уходящих газов и,
следовательно, потеря экономичности. Ана¬
лиз влияния изменения температуры воз¬
духа на входе в воздухоподогреватель на
температуру уходящих газов показал, что
изменение температур обеих сред подчи¬
няется зависимости
ДФух=(0,5-г-0,7)Д*в,	(14.9)
где Д#ух — изменение температуры ухо¬
дящих газов; AtB — изменение температу¬
ры воздуха на входе в воздухоподогрева¬
тель.
Таким образом, если увеличить подо¬
грев воздуха на входе с 30 до 70 °С, Д/„ =
=40 °С, то температура уходящих газов
увеличится на 20—30 °С. Это приведет к
значительному понижению КПД котла.
Чаще ограничивают предварительный по¬
догрев воздуха температурой, при которой
имеет место слабая коррозия металла, при
этом незначительно снижается КПД кот¬
ла, а поверхность нагрева может длительно
работать.
При любом методе повышения темпе¬
ратуры воздуха на входе в качестве до¬
полнительного мероприятия целесообразно
выделить холодную часть воздухоподогре¬
вателя, где температура стенки оказыва¬
ется ниже /р, в отдельную секцию. Ре¬
монт такого воздухоподогревателя упро¬
щается, так как при необходимости заме¬
няется только выделенная секция. В РВП
для увеличения срока службы и удобства
ремонта набивку холодного пакета выпол¬
няют толщиной 1,0—1,5 мм против 0,5—
0,8 мм набивки горячего пакета.
Набивку холодной части РВП обыч¬
но покрывают кислотоупорной термостой¬
кой эмалью. Эмалированные поверхности
нагрева подвержены низкотемпературной
коррозии в значительно меньшей степени,
поэтому их рабочая кампания удлиняется
до 3—4 лет.
На ряде газомазутных паровых кот¬
лов в начальной зоне подогрева воздуха,
в которой низкотемпературная коррозия
особенно интенсивна, вместо стальных
устанавливают воздухоподогреватели из
стеклянных труб (боросиликатное стекло)
диаметром 30—40 мм при толщине стенки
около 4 мм. Конструктивно стеклянный
воздухоподогреватель выполняют обра¬
щенного типа: стеклянные трубки распо¬
лагают в коридорном порядке горизон¬
тально, продукты сгорания омывают пу¬
чок труб снаружи, нагреваемый воздух
движется внутри труб.
Другим примером использования не¬
корродирующих материалов в воздухопо¬
догревателях является применение пред-
включенного (на холодном воздухе) РВП
с керамической теплообменной поверхно¬
стью. Последняя может быть выполнена
в виде блоков-кирпичей со сквозными от¬
верстиями (по типу пчелиных сот), в виде
набора керамических (фарфоровых) тру¬
бок или прессованных пластин с выпукло¬
стями в форме полусфер, создающих по¬
вышение турбулентности потока и усиле¬
ние теплообмена. Предвключенный РВП
обеспечивает подогрев воздуха до темпе¬
ратуры, заведомо исключающей в основ¬
ном (горячем) РВП коррозию металличе¬
ской набивки.
Для улучшения условий эксплуатации
при сжигании сернистых мазутов в топли¬
во или продукты его сгорания вводят ще¬
лочные присадки типа ВНИИНП-102 —
ВНИИНП-106, водный раствор хлористого
Зиагния и др. Присадки нейтрализуют об¬
разующийся на поверхности нагрева ра«
створ серной кислоты и понижают /р, при
этом плотные отложения переводятся в
рыхлые, легко удаляемые дробеочисткой
(см. § 18.3). Жидкие присадки, кроме то¬
го, уменьшают количество отложений в
тракте мазутоподачи, улучшают процесс
сжигания мазута.
Контрольные вопросы к гл. 14
1.	Какие поверхности котла относят к
низкотемпературным?
2.	Почему температура нагрева возду¬
ха в одной ступени воздухоподогревателя
ограничена?
3.	Каким образом достигают уменьше¬
ния затрат металла на поверхность эконо¬
майзеров?
4.	Почему на мощных паровых котлах
применяют РВП вместо ТВП?
5.	Какие тепловые и энергетические по¬
тери вызывают перетоки воздуха в РВП?
6.	Перечислите способы, позволяющие
201


снизить (или исключить) низкотемператур¬
ную коррозию воздухоподогревателей.
7.	Что такое «температура точки ро¬
сы»? Каковы ее значения для малосерни¬
стых и сильносернистых топлив?
8.	При каких условиях усиливается за¬
грязнение труб поверхностей летучей зо¬
лой?
9.	Какие факторы определяют абра¬
зивный износ труб золой?
Глава пят над цат а я
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОГО КОТЛА
15.1.	Задача теплового расчета
Различают конструктивный
(проектный) и поверочный тепло¬
вые расчеты котла. Их методика яв¬
ляется общей. Разница заключается
в целях расчета и в искомых вели¬
чинах.
Конструктивный расчет имеет
целью определить размеры топки и
конвективных поверхностей нагре¬
ва, обеспечивающие для принятой
экономичности котла получение но¬
минальной паропроизводительности
при заданных параметрах пара,
температуре питательной воды и
сжигаемом топливе. В результате
конструктивного теплового расчета
получают размеры всех поверхно¬
стей нагрева, м2, затем выполняют
их конструктивную проработку и
определяют число труб, образую-
,щих поверхность, габаритные раз¬
меры поверхности. Для каждой по¬
верхности котла из теплового рас¬
чета известны ее тепловосприятие
и температуры рабочей среды и га¬
зов на входе и выходе из поверхно¬
сти.
Поверочный расчет выполняют
для существующей или запроекти¬
рованной конструкции агрегата; он
имеет целью определить для задан¬
ного вида сжигаемого топлива
температуры рабочей среды,
воздуха и продуктов сгорания
на границах между поверхностями
нагрева. Поверочный расчет вы¬
полняют при изменении исходных
температур питательной воды, пере¬
гретого пара, при переводе котла
на другое топливо. Поверочный рас¬
чет часто выполняют с целью выяв¬
ления тепловых характеристик кот¬
202
ла при промежуточных нагрузках.
На основании поверочного теплово¬
го расчета устанавливают экономич¬
ность и надежность работы котла,
разрабатывают рекомендации для
его реконструкции, получают дан¬
ные, необходимые для гидравличе¬
ских, аэродинамических и прочност¬
ных расчетов.
15.2.	Теплообмен
в топочной камере
Передача теплоты экранам то¬
почной камеры определяется в ос¬
новном лучистым . теплообменом
между высокотемпературными газа¬
ми, заполняющими топочный объ¬
ем, и наружной поверхностью труб,
покрытых в основном тонким слоем
загрязнений. В призматических то¬
почных камерах с подъемным дви¬
жением факела тепловосприятием
топочных экранов за счет конвек¬
ции можно пренебречь, так как ско¬
рости газов около стен топки малы,
а 'наружные загрязнения создают
большое термическое сопротивле¬
ние. В топках с вихревым движе¬
нием факела (циклонные предтоп-
ки, топки с пересекающимися стру¬
ями) конвективная составляющая
теплообмена становится заметной и
ее надо учитывать. Интенсивность
лучистого теплообмена между вы¬
сокотемпературной газовой средой
и экранами топки определяется
четвертой степенью температуры из¬
лучающей среды. Так, падающий
на топочный экран из газового объ¬
ема тепловой поток ^пад, кВт/м2,
пропорционален 7ф4, где 7ф — тем¬
пература газов в факеле, К. Наруж¬
ные загрязнения экранных труб,


имеющие высокую температуру
Тн.з, К, также излучают часть энер¬
гии в топочный объем. Обратный
тепловой поток от поверхности эк¬
рана в газовый объем q0бр пропор¬
ционален Т4„.3. Разность этих пото¬
ков
<7л==<7пад <7обр (15.1)
представляет собой воспринятый
рабочей средой экрана лучистый
тепловой поток q„, кВт/м2, пропор¬
циональный разности четвертых
степеней абсолютных температур
(Г4ф-:Г<„.э).
При характерных для топочных
устройств величинах падающих
тепловых потоков из ядра факела
на экранные поверхности q„ ад=
=400-^-700 кВт/м2 в небольшом по
толщине слое наружных загрязне¬
ний на трубах создается перепад
температур M=ta.3—/ст=150-^
350 °С. В связи с этим температура
наружной поверхности загрязнений
/„.а значительно превышает темпе¬
ратуру стенки трубы.
Исследования показали, что ин¬
тенсивность радиационного тепло¬
обмена между высокотемпературны¬
ми газами и экранной поверхностью
топки не зависит от температуры
или давления рабочей среды в кот¬
ле. Это позволяет производить рас¬
чет теплообмена в топочных каме¬
рах по одной методике независимо
от рабочего давления котла.
Отношение
фэ^*7л/<7пад	(15.2)
характеризует долю тепловосприя-
тия настенных поверхностей. Вели¬
чину фэ называют коэффициентом
тепловой эффективности экрана.
Чем больше значение фэ. тем выше
эффективность работы экранной по¬
верхности, т. е. тем большую долю
теплоты экран воспринимает.
Значения фэ по исследованиям
топочных камер достаточно ста¬
бильны при сжигании однородных
видов топлив и составляют: 0,4т-
0,45. для твердых топлив, 0,5—0,55
для мазутов и 0,65 для природных
газов. По высоте топочной камеры
степень тепловой эффективности эк-
Рнс. 15.1. Изменение падающего, обратно¬
го и воспринятого тепловых потоков по
высоте топочной камеры:
Гор — уровень размещения горелок; 1 — футеро-
ванная часть экранов топки
ранов неодинакова: она выше в зо¬
не ядра факела и снижается по ме¬
ре подъема к выходу из топки. Для
ошипованных и футерованных ог¬
неупорной массой экранов фэ=0,2-т-
0,25, а для подовых экранов, закры¬
тых слоем шамотного кирпича, фэ=
=0,1.
Характер изменения падающего,
обратного и воспринятого тепловых
потоков по высоте топки показан на
рис. 15.1. Доля теплового потока,
непосредственно падающая на эк¬
ранную поверхность, определяется
угловым коэффициентом экрана х.
Из рис. 15.2 видно, что лишь не¬
большая доля падающего теплового
потока в пределах угла видения фа¬
кела между трубами а излучается
от стен обратно в топочный объем.
Чем плотнее размещены трубы
(меньше относительный шаг труб
o3=s/d), тем меньше угол а и все
большая доля теплового потока па¬
дает на экранную поверхность (рис.
15.3). При обычной плотности экра¬
нирования (сгэ=1,1) угловой коэф¬
фициент составляет х«0,99. Теоре-
t t t t t t<
Рис. 15.2. Тепловые характеристики топоч¬
ного экрана
203


Рис. 15.3. Угловой коэффициент одноряд¬
ного гладкотрубного экрана
тически при плотном экранировании
,(оэ=1) или для футерованного эк¬
рана коэффициент х= 1, т. е. весь
тепловой поток падает на экранную
поверхность.
Отношение
При расчете топочных камер ис¬
пользуют понятие лучевоспринима-
ющей поверхности экрана
Hj,—xF3ct,	(15.5)
где F3ст — поверхность стен топки,
занятая экранами, м2.
Лучевоспринимающая поверх¬
ность представляет собой условную
сплошную серую стенку, имеющую
температуру, степень загрязнения и
коэффициент излучения такие же,
как и у экранных труб. Как следу¬
ет из (15.5), Нл несколько меньше
поверхности стен, на которых рас¬
положены экранные трубы.
Отношение
>i=HJFCT	(15.6)'
6=(Г4ф-Г4„..)/Г4Ф=
= 1—(Тк.з/Тф)*	(15.3)
называют условным коэффициентом
загрязнения экранных труб. По¬
скольку 7’н.з>0, коэффициент |<
<1 и тем меньше, чем выше Т„.3,
т. е. чем больше толщина или тер¬
мическое сопротивление слоя отло¬
жений. Величина 7мф—Т*н.3 опреде¬
ляет воспринятый лучистый тепло¬
вой поток <7л, а Т4ф — падающий на
трубу поток теплоты. Отсюда сле¬
дует, что условный коэффициент за¬
грязнения | определяет полезно
воспринятую долю излучения от
всего излучения на трубы экрана.
Чем больше слой наружных отло¬
жений на трубах, тем выше темпе¬
ратура Т„.з и меньше доля тепловос-
приятия рабочей среды в трубе.
Коэффициент тепловой эффек¬
тивности топочного экрана фэ опре¬
деляется долей теплоты, падающей
собственно на экранную поверх¬
ность х, и долей полезно восприня¬
того экраном теплового излучения
| и выражается следующей зависи¬
мостью:
фэ=х|.	(15.4)
Коэффициент £ несколько боль¬
ше фэ, так как не учитывает не¬
большой доли теплоты излучения,
падающей на обмуровку стен топки.
204
называют степенью экранирования
топки. Здесь FCT — полная поверх¬
ность стен топки, м2. В большинст¬
ве случаев все стены топки покры¬
ты экранами, остаются неэкрани-
рованными только небольшие участ¬
ки стен под амбразуры горелок, ла¬
зы, лючки. В этом случае степень
экранирования х=0,95-т-0,96 и при¬
ближается к значению углового ко¬
эффициента х. В агрегатах малой
мощности экранируют не все стены
и тогда х заметно снижается
Интенсивность излучения факе¬
ла при горении твердого топлива
определяется излучением коксовых
и сажистых частиц горящего топ¬
лива, обладающих наибольшей
удельной степенью излучения, ча¬
стиц летучей золы и излучением
трехатомных газов в факеле СОг,
SO2, НгО. Большую долю теплового
излучения создают твердые части¬
цы в потоке газов, из них коксовые
и сажистые частицы — в начальной
части факела (в ядре факела), где
их концентрация еще достаточно
велика.	7
Излучательная способность фа¬
кела определяется в отношении к
излучательной способности абсо¬
лютно черного тела при одинаковой
температуре с помощью коэффици¬
ента теплового излучения факела
Пф. В общее тепловое излучение


топки известную долю вносит излу¬
чение экранов, поэтому коэффици¬
ент теплового излучения топки
и,. —	аф
«ф + (1 —Оф) Фэ
(15.7)
получается несколько больше, чем
Лф.
При сжигании газового и жидко¬
го топлива ядро факела, в котором
находятся горящие коксовые и са¬
жистые частицы, относительно не¬
большое по размерам, остальную
часть топки занимают высокотемпе¬
ратурные газы. Поэтому коэффици¬
ент теплового излучения факела
определяют как сумму коэффици¬
ентов излучений частей объема топ¬
ки, занятых ярко светящимся яд¬
ром факела и несветящимися (по¬
тухшими) продуктами сгорания:
аф=тасв+(1—т)аг, (15.8)
где т — коэффициент, учитываю¬
щий заполнение топочного объема
светящейся частью факела; он за¬
висит от энерговыделения топки;
Осв — коэффициент излучения све¬
тящейся части факела; аг—коэффи¬
циент излучения несветящейся ча¬
сти факела, который рассчитывают
по данным об излучении трехатом¬
ных газов (С02, S02, Н20) в зави¬
симости от их концентрации.
При известной средней темпера¬
туре факела в топке Тф на основе
законов теплового излучения мож¬
но определить средний воспринятый
экранной поверхностью тепловой
поток, кВт/м2:
<7л=Соатфэ7’4ф, (15.9)
где Со — коэффициент излучения аб¬
солютно черного тела:	Со=
=5,67-Ю-11 йВт/(м2-К4).
Передача теплоты от факела к
расположенным на стенах топоч¬
ной камеры поверхностям нагрева
представляет собой наиболее слож¬
ный случай теплообмена. Здесь
процесс теплообмена идет парал¬
лельно с горением топлива, созда¬
ющим в излучающей среде внутрен-
- ние источники теплоты. Уровень
температур газов в сечениях по вы¬
соте топки определяется соотноше¬
нием интенсивности.тепловыделения
и теплоотвода, при этом меняются
также тепловые характеристики на¬
ружного загрязнения экранных
труб.
В начальном периоде после вос¬
пламенения интенсивное горение
топлива обеспечивает рост темпе¬
ратуры газовой среды. Одновремен¬
но с этим нарастает поток теплоты
к экранам. На некотором удалении
от горелок температура достигает
максимума, которому соответствует
равенство между тепловыделением
и теплоотводом. В дальнейшем теп¬
ловыделение быстро падает вслед
за снижением концентрации горю¬
чего и становится меньше уровня
теплоотвода, в результате чего тем¬
пература газов монотонно снижает¬
ся (см. рис. 15.5). Темп снижения
температуры зависит от уровня
максимума температуры в ядре фа¬
кела, наличия или отсутствия дого¬
рания топлива в верхней части топ¬
ки, степени загрязнения экранов,
изменения интенсивности излучения
газовой среды.
Основными тепловыми характе¬
ристиками топки являются полезное
тепловыделение QT и энтальпия га¬
зов на выходе из топки Я"т. Полез¬
ное тепловыделение в топке слага¬
ется из располагаемой теплоты сжи¬
гаемого топлива Qpp за вычетом
потерь в пределах топочной каме¬
ры (<7з, <74 q6), приведенных к 1 кг
поступающего на горение топлива,
из теплоты, вносимой в топку горя¬
чим и холодным (присосанным) воз¬
духом QB=Qr.B+Qx.B, а также из
теплоты части дымовых газов, воз¬
вращаемых из конвективной шахты
котла в топку (газы рециркуляции)
<ЗрЦ, если эта рециркуляция приме¬
няется на котле. Тогда в оконча¬
тельном виде на 1 кг (м3) подава¬
емого на сжигание топлива (без
учета потерь с механическим недо¬
жогом)
Q _ Q р 100 —<у3 —<74—<?8 .
Vp	100—qt	^
+ (Qb — Qp.bh) + Qpu- (15.10)
205


Количество теплоты Qr.B рассчиты¬
вается по температуре горячего воз¬
духа на выходе из воздухоподогре¬
вателя. При предварительном подо¬
греве воздуха перед входом в воз¬
духоподогреватель за счет внешнего
источника теплоты (например, в ка¬
лорифере паром из Отбора турбины)
значение QB должно быть уменьше¬
но на этот подогрев <2в.внш, посколь¬
ку эта теплота входит в QPP (см.
§7-1).
Энтальпия газов на выходе из
топочной камеры Н'\ определяется
с помощью Я, ^-диаграммы по за¬
ранее выбранной температуре га¬
зов Ф"т. Удельное количество теп¬
лоты (на 1 кг сожженного топли¬
ва), воспринятой топочными экра¬
нами за счет лучистого теплообме¬
на, составляет
<Эл=(<Зт-Я"т)Ф,	(15.11)
где ф — коэффициент сохранения
теплоты (см. § 7.2).
Остальное количество теплоты
QK передается рабочей среде в кон¬
вективных поверхностях нагрева,
находящихся за пределами топоч¬
ной камеры.
Ввиду различия законов радиа¬
ционного и конвективного теплооб¬
мена сумма радиационных и кон¬
вективных поверхностей нагрева
котла и их стоимость не остаются
постоянными при различных значе¬
ниях принятой •&"<,- Решение этой
задачи может быть сведено к вари¬
антным расчетам стоимости парово¬
го котла при различных значениях
д"т и установлению значения •б/,т,
при котором стоимость котла будет
минимальна.
Определенная таким методом
температура Ф"т составляет около
1250°С. Выбор такой температуры
на выходе из топки возможен при
сжигании природного газа и мазу¬
та. При сжигании твердого топлива
ф"т должно быть не выше темпе¬
ратуры начала шлакования, а по¬
следняя в большинстве случаев со¬
ставляет 1050—1150°С (см. § 8.4).
Если бы все полезное тепловы¬
деление QT можно было полностью
206
гст
Уравнение
■ баланса,
теплоты
1 Уравнение
глучистого
I теплообмена
Размеры топки
Рис. 15.4. Последовательность выполнения
конструктивного теплового расчета
передать образующимся продуктам
сгорания, т. е. исключить теплооб¬
мен с поверхностями нагрева (ади¬
абатные условия), то мы получили
бы максимально возможную (теоре¬
тическую) температуру сгорания,
которая чаще называется адиабат¬
ной температурой горения топлива.
Oa=Qr/(Vc),
(15.12)
где (Vc)—QT/-&a—средняя теплоем¬
кость продуктов сгорания 1 кг или
1 м3 топлива в интервале темпера¬
тур	0—Фа,	кДж/(кг- К)	или
кДж/(м3- К) *.
Как видно, нахождение адиабат¬
ной температуры требует предвари¬
тельной ее оценки. Адиабатная тем¬
пература газов зависит от вида топ¬
лива • (его теплоты сгорания) и из¬
бытка воздуха и составляет 1700—
1850°С для бурых углей и торфа и
1850—2200 °С для каменных углей,
антрацитов, мазута и природного
газа.
Последовательность конструк¬
тивного расчета топочной камеры
можно представить в следующем
виде (рис. 15.4): на основе опреде¬
ления значений QT и Н?" находят
теплоту, переданную излучением в
* В дальнейшем единицы величин при¬
ведены только для твердого и жидкого
топлива, т. е. на 1 кг топлива.


топке, Q„, кДж/кг, а затем, исполь¬
зуя закон лучистого теплообмена,
устанавливают размер поверхности
настенных экранов Fct, которая
воспринимает общее количество
теплоты BPQ„ при заданных темпе¬
ратурных условиях •О'а и и сте-
пени тепловой эффективности экра¬
нов. В заключение определяются
конкретные размеры топочной ка¬
меры, на стенах которой должны
быть размещены экранные поверх¬
ности.
Таким образом, расчет теплооб¬
мена в топке основан на составле¬
нии двух основных уравнений:
уравнения теплового баланса
<3л=ф (Qr—Ят") =qp (Vc) ГХ
Х(о«-в т");	(15.13)
уравнения лучистого теплооб¬
мена
BpQn=CoaTxF ст(Т$л—Т н.з^).
(15.14)
Здесь ф — коэффициент сохранения
теплоты (см. § 7.2); (Vc)r — усред¬
ненная теплоемкость газов в интер¬
вале температур	Ф0—Фт",
кДж/ (кг - К):
(1Ч=Т^'-	(15-15)
Уравнение (15.14) можно преоб¬
разовать:
BpQn = c^xF^Tф4 (l —
Выражение в скобках есть услов¬
ный коэффициент загрязнения эк¬
ранов £, тогда окончательно, имея
в виду, что фэ=х£, получаем
Вр<2л=с0ат‘$эРСтТф4. (15.16)
Тогда расчетная поверхность стен
топочной камеры FCTy м2, для задан¬
ной температуры ■От" составит
BpQn
‘ ст ~ СоОтФэТ’ф4 '	(15-17)
Среднюю температуру факела 7ф
определяют через известные темпе¬
Рис. 15.5. Поле температур газов по высо¬
те топочной камеры:
Гор/, Гор2 — уровни расположения горелок в то- \
□очной камере; Яг1, Яг2 —высота расположения
горелок
ратуры топки — Ф0 и Фт", используя
полуэмпирическую зависимость
Ть=т(Т',')пТ\-п,	(15.18)
где т, п — эмпирические коэффици¬
енты, зависящие от условий горении
и охлаждения газов в топке; для
современных топок больших разме¬
ров значение пж2/3; а т=0,95ч-1;
7а — абсолютная адиабатная тем¬
пература газов, К.
Вместе с тем температура газов
на выходе из топки существенно за¬
висит от уровня расположения го¬
релок (рис. 15.5); чем выше распо¬
ложены горелки, тем более высокой
окажется температура газов на вы¬
ходе из топки, и, чтобы достичь за¬
данного ее значения, потребуется
увеличить высоту топки на АЯт и
тем самым расчетную поверхность
стен. Для учетач уровня расположе¬
ния горелок вводят параметр тем¬
пературного поля топки Mt характе¬
ризующий относительное местопо¬
ложение зоны максимума темпера¬
тур факела в топке, которое в боль¬
шинстве случаев совпадает с уров¬
нем расположения горелок по высо¬
те точки. Параметр М выражают
через отношение Нг/Нт (см. рис.
15.5).
В итоге расчетная формула для
определения поверхности стен то¬
почной камеры при конструктивном
расчете топки имеет следующий
207


окончательный вид:
в9чл
СоМ„MTS'TJ
X
X
(15.19)
При выполнении поверочного расче¬
та теплообмена в топочной камере
по заданному размеру поверхности
стен топки определяют температуру
продуктов сгорания на выходе из
нее:
V' =
I +м
Та
[ СрДтФэР<пТа* I0,6
L ?5p(Vc)r J
-273.
(15.20)
Для определения локальных теп¬
ловых нагрузок по высоте выполня¬
ют позонный расчет топки. С этой
целью топку делят по высоте на
несколько (четыре — шесть) харак¬
терных зон и для каждой из них
на основе баланса тепловыделения
в зоне и теплоотдачи из нее опреде¬
ляют температуру газов на выходе
из каждой зоны, а по ним — локаль¬
ные тепловые потоки в зонах топки.
15.3.	Лучистый теплообмен
в газоходах котла
Поверхности нагрева, располо¬
женные непосредственно за преде¬
лами топочной камеры, омываются
высокотемпературными газами и
Рис. 15.6. Тепловые потоки в области
ширмового перегревателя
208
воспринимают значительную часть
теплоты за счет лучистого теплооб¬
мена. Наибольшей долей лучистого
тепловосприятия обладают полура-
диационные поверхности: ширмовый
пароперегреватель и подвесные тру¬
бы заднего экрана, расположенные
на выходе из топочной камеры и
воспринимающие большую долю
теплоты прямого излучения из ядра
факела.
Лучистую теплоту, получаемую
ширмами из топки фл.ш, определя¬
ют как разность между лучистым
тепловым потоком на входе в шир¬
мы и потоком переизлучения на по¬
следующие поверхности нагрева
(рис. 15.6):
Qn.m==Qn.BX—Рл.вых-	(15.21)
Кроме получения теплоты пря¬
мым излучением из топки ширмо¬
вый перегреватель воспринимает
значительную часть теплоты излу¬
чения газов из объемов между шир¬
мами, так как расстояния между
ними достаточно большие, а темпе¬
ратуры газов высокие. Третьим ис¬
точником тепловосприятия ширм яв¬
ляется конвективный теплообмен за
счет омывания труб ширм газами с
большой скоростью. Для остальных
поверхностей нагрева лучистый теп¬
лообмен определяется только меж¬
трубным излучением без учета пря¬
мого переизлучения из топки. Ко¬
эффициент теплоотдачи излучением
к конвективной поверхности нагре¬
ва выражается формулой
a*=q*/(Tr-TK.3),	(15.22)
где Гг—средняя температура газов
в поверхности, К.
Температура наружного слоя за¬
грязнений Гн.з в конвективных по¬
верхностях нагрева не сильно отли¬
чается от температуры рабочей
среды Гр.с, находящейся внутри
труб, так как интенсивность тепло¬
вого потока существенно ниже, чем
в топочной камере. Температуру
Тн.з определяют по формуле
^з^р.с+^ + ^л.	(15.23)


где е=б3/Я,3—тепловое сопротивле¬
ние загрязняющего слоя на наруж¬
ной поверхности трубы (задается
нормами теплового расчета).
В конвективном трубном пакете
толщина межтрубного излучающего
слоя 5Эф зависит от относительных
шагов труб Si/d и s2/d и составляет
0,1—0,2 м, что в 20—50 раз меньше
аналогичной величины в топочной
камере, это существенно снижает
интенсивность теплового потока.
Теплообмен излучением в конвек¬
тивных пакетах (с учетом снижения
температуры газов в газоходах) на
два-три порядка ниже, чем в топоч¬
ной камере. При температуре газов
ниже 400 °С учет излучения в плот¬
ных пучках труб становится неце¬
лесообразным.
Более заметной интенсивностью
излучения обладают газовые объе¬
мы, расположенные перед конвек¬
тивными пакетами, за счет увели¬
чения эффективной толщины излу¬
чающего слоя. В этом случае для
пакета, расположенного за газовым
объемом по ходу газов, коэффици¬
ент теплоотдачи излучением прини¬
мают выше, чем по расчету меж¬
трубного излучения:
ал'=ал(1+т),	(15.24)
где т — показатель, определяемый
температурой газов, газовым объе¬
мом перед пакетом и видом сжигае¬
мого топлива. Полное тепловосприя-
тие рабочей среды от газового по¬
тока определяется коэффициентом
теплоотдачи ai, кВт/(м2*К), кото¬
рый учитывает лучистый и конвек¬
тивный теплообмен поверхности на¬
грева:
а1=|и(ал+ак),	(15.25)
где £и — коэффициент использова¬
ния, учитывающий неравномерность
омывания поверхности газами.
15.4.	Конвективный теплообмен
в газоходах котла
женные в горизонтальном газоходе
за полурадиационными поверхно¬
стями ширм или подвесных труб, и
все поверхности нагрева в конвек¬
тивной шахте котла.
В интересах развития конвектив¬
ного тепловосприятия здесь идут на
повышение скорости газового пото¬
ка, создание змеевиковых трубных
пучков с тесным расположением
труб и обеспечение поперечного
омывания рядов труб газовым по¬
током. Теплонапряжение конвектив¬
ных поверхностей по ходу газов
снижается от 40 кВт/м2 в паропе¬
регревателях до 1—2 кВт/м2 в воз¬
духоподогревателе. Только в воз¬
духоподогревателях регенеративно¬
го типа имеет место продольное
омывание теплопередающей плас¬
тинчатой поверхности с газовой и
воздушной сторон, что снижает ин¬
тенсивность теплообмена с единицы
гладкой поверхности нагрева в 3—
4 раза по сравнению с интенсивно¬
стью теплообмена у змеевиковых
пакетов. Для интенсификации теп¬
лообмена здесь применяют волнис¬
тые (гофрированные) листы набив¬
ки, а в ряде случаев — листы-решет¬
ки с треугольными или ромбически¬
ми вырезами.
Основными уравнениями конвек¬
тивного теплообмена являются:
уравнение теплопередачи
Qr =
feA tF
. Вп
(15.26)
уравнение теплового баланса по
газовой стороне
Qcr—tyiH/—//г^Ч-Асх/^прс0) *,
(15.27)
уравнение тепловосприятия ра¬
бочей среды
0Г=#-(Л"-П	(15.28)
вр
которые выполняются при условии
QT=Q$=Q§-C.	(15.29)
К конвективным относятся по¬
верхности нагрева с преимуществен¬
ным конвективным теплообменом.
Это поверхности нагрева, располо-
14—5185
В уравнениях (15.26) — (15.28)
F — площадь поверхности нагрева
элемента, м2; k — коэффициент теп¬
лопередачи, kBt/(m2-K); А* — рас-
209


четный температурный напор, К\
Вр, D — расчетный расход топлива
и рабочей среды, кг/с; Я/, Н" —
энтальпии продуктов сгорания на
входе и выходе из поверхности,
кДж/кг; ЯПрс°—энтальпия присо¬
санного извне воздуха, кДж/кг;
Да — относительный присос воздуха
в газоходе; h.", h' — энтальпии ра-.
бочей среды на выходе и входе в
поверхность, кДж/кг.
Тепловосприятие воздухоподо¬
гревателя по рабочей среде—воз¬
духу—в отличие от (15.28) опреде¬
ляют по формуле
QaB= (Рв—0,5Да„„) (Яг.в°-Ях.в0),
(15.30)
где рв — относительный избыток
воздуха на входе в воздухоподогре¬
вателе; Яг.в°, Ях.в° — энтальпии тео¬
ретического объема воздуха, взятые
при температуре горячего и холод¬
ного воздуха, кДж/кг.
При конструктивном расчете по¬
верхность нагрева F определяют из
уравнения (15.26). Тепловосприятие
данной поверхности по рабочей сре¬
де в этом случае известно, так как
задана температура на выходе из
поверхности. Тогда из уравнения
(15.27) находят энтальпию и темпе¬
ратуру газов за поверхностью, а за¬
тем температурный напор Дt и ко¬
эффициент теплопередачи в поверх¬
ности.
При выполнении поверочного
теплового расчета определению под¬
лежит тепловосприятие поверхности
по (15.26). Для расчета значений
М и k приходится предварительно
задаваться тепловосприятием по¬
верхности Qe и потом уточнить рас¬
чет, поскольку заданное и получен¬
ное из (15.26) тепловосприятия не
должны различаться более чем на
2%. ,
В поверхностях нагрева котла
передача теплоты происходит через
многослойную цилиндрическую
стенку— металлическую трубку с
наружными и внутренними загрязне¬
ниями. Для определения коэффици¬
ента теплоотдачи обычно использу¬
ют формулу для плоской многослой¬
210
ной стенки. При относительно боль¬
ших диаметрах труб это не вносит
заметной погрешности в расчет и
вместе с тем значительно упроща¬
ет, решение.
Коэффициент теплопередачи
определяют как среднее значение
для всей рассчитываемой поверхно¬
сти нагрева по средней скорости
газов. Неполноту и неравномерность
омывания поверхности нагрева га¬
зовым потоком учитывают коэффи¬
циентом использования |и.
Термическим сопротивлением на¬
ружных отложений е=63/А,3 (зола,
шлаки, сажевые отложения, продук¬
ты коррозии) при расчете нельзя
пренебрегать, несмотря на то что в
эксплуатации принимают меры по
периодическому их удалению. Из-за
отсутствия в ряде случаев конкрет¬
ных данных по указанным зависи¬
мостям и в сложных условиях омы¬
вания применяют кроме е еще и ко¬
эффициент эффективности поверх¬
ности 'F, определяемый из теплово¬
го баланса поверхности в целом.
С учетом изложенного расчет ко¬
эффициента k для змеевиковых по¬
верхностей выполняют по формуле
k =
1
1/“ i + £+ 1/“г
(15.31)
а для трубчатых воздухоподогрева¬
телей
1и
l/<*i+ 4at
(15.32)
Термическим сопротивлением ме¬
таллической стенки трубы за его
малостью в расчетах пренебрегают.
В регенеративных воздухоподо¬
гревателях теплопередающей по¬
верхностью является набивка сек¬
ций РВП, которая вначале нагрева¬
ется от газового потока, а затем
охлаждается, отдавая теплоту воз-
духу (рис. 15.7). Масса набивки
больше, чем масса продуктов сгора¬
ния и воздуха, омывающих в дан¬
ный момент набивку, поэтому тем¬
пература набивки при ее вращении
изменяется не столь значительно.
На условия теплообмена оказывает
влияние соотношение сечений (сек-


Рис. 15.7. Характер распределения темпе¬
ратуры в сечении, перпендикулярном оси
ротора РВП:
1 — продукты сгорания; 2 — набивка; 3 — воздух
торов) РВП, приходящихся на га¬
зовую и воздушную стороны. С уче¬
том этого коэффициент теплопере¬
дачи для РВП записывают следую¬
щим образом:
k= Ь t ,	(15.33)
*iai *2аа
г^е х\=Fr/F — доля поверхности
нагрева или сечения, омываемая
продуктами сгорания; x2=FB/F—
доля поверхности нагрева или сече¬
ния, омываемая воздухом.
Реально значения х\ и х2 опре¬
деляют через число секторов, омы¬
ваемых газами й воздухом:
X\=ZT/Zoy и x2=ZB/Z0,
где Z0=Zr+ZB+2 — полное число
секторов в РВП по окружности, из
них два сектора' перекрыты разде¬
лительной плитой.
Применительно к наиболее рас¬
пространенным конструкциям по¬
верхностей нагрева паровых котлов
взаимное движение греющей и на¬
греваемой сред показано на схеме,
приведенной на рис. 15.8.
Температурный напор, т. е. сред¬
нюю по всей поверхности нагрева
разность температур между грею¬
щей и нагреваемой средами для
прямотока, противотока и много¬
кратно перекрестного тока (с чис¬
лом ходов среды более четырех),
14*
определяют по формуле
М = —А<б—А<м_	(15.34)
2,3 1gA<6/A<„ ’
где Д/e, Д<м — разность температур
обеих сред на том конце поверхно¬
сти нагрева, где они соответственно
больше или меньше, °С. При отно¬
шении Д#б/Д^м=^1,7 с достаточной
для практических расчетов точно¬
стью температурный напор можно
определять как среднеарифметиче¬
ское значение.
Как видно из рис. 15.8, в поверх¬
ностях нагрева котлов преобладает
многократно перекрестное движение
сред. При числе ходов одной из сред
менее четырех, а также для сме¬
шанного тока теплообмен в поверх¬
ности будет несколько ниже, чем
это имеет место при чисто противо-
точном движении сред, что учиты¬
вается поправочным коэффициен¬
том ф к температурному напору,
подсчитанному для схемы противо¬
тока:
Д<=фД<„рт.	(15.35.)
Коэффициент ф определяется по
графикам Нормативного метода
теплового расчета [5] применитель¬
но к схеме, взаимного движения
обеих сред.
В целях интенсификации кон¬
вективного теплообмена желатель¬
ны большие скорости газового по¬
тока. Однако увеличение скорости
сопровождается ростом газового со¬
противления и повышением расхода
энергии на его преодоление. На вы¬
бор скорости продуктов сгорания
также оказывает влияние зольность
топлива. При сжигании твердого
топлива с удалением шлака в твер¬
дом состоянии, когда через газохо¬
ды выносится до 85—90% всей зо¬
лы топлива, скорость продуктов
сгорания ограничивают условиями
предотвращения абразивного изно¬
са поверхностей нагрева (см.
§ 14.4). С учетом всех факторов при
поперечном омывании поверхности
нагрева допускают скорости для
твердых топлив не выше абразив¬
но-опасных, а при сжигании при-
211


Ill	»	•
	y 	/вконемаЛеер j
Воздухоподогреватель	Переходная eotra
Па no перегреватель
Рис. 15.8. Основные схемы взаимного движения греющей и нагреваемой сред в конвек¬
тивных элементах парового котла
родного газа и мазута в. пределах
экономически оправданных, при ко¬
торых достигается минимум расчет¬
ных затрат на поверхность нагрева.
Последние зависят от качества ме¬
талла, использованного в поверхно¬
сти нагрева, и составляют Для пере¬
гревателей 19±2 м/с, экономайзе¬
ров 13±2 м/с.
,	15.5. Последовательность
теплового расчета котла
15.5.1.	Последовательность
расчета котла
Выполнение конструктивного теплово¬
го расчета производится на основании
исходных данных, составляющих задание
на проект. Задание должно содержать сле¬
дующие данные: тип парового котла (ба¬
рабанный или прямоточный, его заводская
маркировка), номинальную паропроизводи-
тельность и параметры перегретого пара
(начального и вторичного перегрева), ме¬
сторождение и марку энергетического топ¬
лива, способ сжигания твердого топлива
(с твердым или жидким удалением шла¬
ков), температуру питательной воды, по¬
ступающей в котел после регенеративного
цикла.
212
Кроме указанных могут быть заданы
и другие характеристики, например значе¬
ние непрерывной продукции, доля рецирку¬
ляции газов в топку, работа котла под
наддувом или при разрежении в газовом
тракте и др.
Общий порядок теплового расчета пря¬
моточного и барабанного паровых котлов
одинаков. На рис. 15.9 приведены расчет¬
ные схемы этих типов котлов. Расчету по¬
верхностей нагрева предшествуют тепло¬
технические расчеты, связанные со сжига¬
нием заданного вида топлива. В эту группу
расчетов входят определение теоретически
необходимых объемов воздуха и продук¬
тов сгорания (см. гл. 6), нахождение дей¬
ствительных объемов воздуха и продуктов
сгорания в топке и газоходах с учетом
избытка организованного воздуха и присо-
сов для заданной конструкции котла, со¬
ставление таблицы энтальпий продуктов
сгорания и воздуха для поверхностей на¬
грева (см. § 6.4), определение тепловых
потерь (q2) qз, q4, <7s, <7в), КПД котла и
расхода топлива (см. гл. 7). Затем в соот¬
ветствии с § 15.2 выполняют расчет топки.
Выбирают сечение топки по тепловому на¬
пряжению сечения qft МВт/м2, и для вы¬
бранной температуры на выходе из топки
От" определяют полную поверхность стен
топки Fcr.
Размеры ширмового перегревателя при
расчете топки должны быть известны, по¬
этому обычно ширмы считают методом по¬
верочного расчета. Для них определяют
количество теплоты, воспринятой прямым


Рис. 16.9. Расчетная схема парового котла:
а — прямоточны Л котел; б — барабанный котел; 1 — топочные экраны; 2—5 — перегреватели соответст¬
венно настенный (потолочный), ширмовый, конвективный и промежуточный (вторичный); 6 — эконо¬
майзер; 7 — воздухоподогреватель; 8 — подвесные трубы
излучением из топки, и теплоты, получен¬
ной в результате теплообмена поверхности
ширм с газами в межширмовых объемах:
’<2Ш=<2Л.Ш-Н21пк. Затем находят темпера¬
туру продуктов сгорания за ними Фш".
Оставшуюся после теплообмена в топ-
-ке, ширмах и радиационном пароперегре¬
вателе теплоту продуктов сгорания распре¬
деляют между конвективными поверхно¬
стями нагрева водопарового тракта и воз¬
духоподогревателем. Для этих поверхно¬
стей нагрева выполняют конструктивный
расчет. Сначала теплоту распределяют
между теми поверхностями нагрева, для
которых заданы или известны входные и
выходные параметры рабочей среды. Это —
основной и промежуточный пароперегрева¬
тели. Для них вначале определяют тепло-
восприятие по рабочей среде, а затем на¬
ходят энтальпию и температуру газов за
поверхностью (см. § 15.4).
В барабанных котлах распределение
теплоты завершают на экономайзере, для
которого не задаются параметры среды на
входе в барабан, при этом используется
уравнение теплового баланса котла, из ко¬
торого выражают тепловосприятие эконо¬
майзера,
Сэк=фррТ1к— (Qfl+QmK+Qn.T+
Ч-Qne) (1—0,01^4).	(15.36)
В прямоточном котле для обеспечения
надежности работы парообразующих труб
в топочной камере конвективный экономай¬
зер должен быть некипящим. Недогрев во¬
ды в нем до кипения (до термодинамиче¬
ской температуры фазового перехода при
СКД) должен составлять 120—200 кДж/кг.
Поэтому тепловосприятие экономайзера
в прямоточном котле также оказывается
заданным, как и тепловосприятие перегре¬
вателей. Тогда применительно к этому
типу котла используют уравнение теплово¬
го баланса для проверки правильности вы¬
полненного распределения теплоты:
QppriK= (Qn-(-QmK-f-QneK-f-
+<2п.по+<Ээк") (1-0,01*4).	(15.37)
Невязка баланса не должна превышать
±0,5 % располагаемой теплоты Qpp. Убе¬
дившись в правильности распределения
теплоты между поверхностями нагрева, да¬
лее выполняют конструктивную разработ¬
ку каждой поверхности с определением
общей поверхности нагрева, числа парал¬
лельных змеевиков, шагов труб и габарит¬
ных размеров поверхности.
Теплота, полученная воздухом в воз'
духоподогревателе, поступает в топочную
камеру и входит в полезное тепловыделе¬
ние топки [см. формулу (15.10)]. Таким
образом, теплота, отданная газами в этой
поверхности нагрева, рециркулирует и по¬
этому не входит прямо в тепловой баланс
поверхностей нагрева. Тепловосприятие
воздухоподогревателя определяют по рабо¬
чей среде (воздуху). Продукты сгорания
отдают свою теплоту воздуху и охлажда¬
ются до температуры уходящих газов.
15.5,2.	Поверочный расчет
парового котла
Особенностью поверочного расчета
является отсутствие данных о температуре
уходящих газов (следовательно, и q2).
Нет возможности в связи с этим в начале
213


расчета определить КПД котла и расход
топлива. Дальнейшие расчеты топочной
камеры и конвективных поверхностей на¬
грева без этих данных невозможны. Поэто¬
му приходится предварительно задаваться
температурой уходящих газов Фух, а так¬
же температурой перегретого пара tn.п,
по которым предварительно определяют г\к
и £р.
Располагая этими данными и зада¬
ваясь /г.в, можно приступить к расчету
топки и всех поверхностей нагрева. Зада¬
чей расчета топки является определение
действительной температуры продуктов
сгорания на выход из нее w'. Расчет вы¬
полняется на основании предварительно
принятой Фт", которая уточняется в ре¬
зультате расчета по формуле (15.20). При
существенном их расхождении повторяют
расчет, приняв новое значение От". Конвек¬
тивные поверхности нагрева рассчитывают¬
ся в сортветствии с полученной температу¬
рой (и энтальпией) продуктов сгорания на
входе в поверхность и одной из известных
энтальпий рабочей среды (на входе или
выходе из поверхности). Таким образом,
известными обычно являются две из четы-
рых искомых величин. Поэтому расчет
каждой из конвективных поверхностей про¬
изводят методом последовательных при¬
ближений, задаваясь предварительно Qg
по газовой или рабочей среде и сравнивая
затем его с расчетным тепловосприятием
Qт (см. § 15.4). Для последней в газовом
тракте поверхности нагрева, которой явля¬
ется воздухоподогреватель, уже известна
температура газов на входе в него: ^'Вп =
=Ф//эк, что позволяет по известному QBn
определить Фухр, которое сопоставляется
с принятым его значением в • начале расче¬
та. Расчет считается завершенным, если
принятое и полученное в результате расче¬
та значения Ъ7Х отличаются не более чем
на ±10 °С, а значения /г.в — не более чем
на ±40 °С. В противном случае весь рас¬
чет повторяют для нового значения дух.
Неудобство поверочного расчета методом
последовательных приближений заключает¬
ся в том, что приходится повторять расче¬
ты каждой поверхности не один раз до до¬
стижения согласования результатов по QT
и Qg. С применением ЭВМ выполнение та¬
кого расчета значительно облегчается.
Поверочный расчет значительно легче
перевести на ЭВМ, чем конструкторский,
так как при его выполнении используется
меньшее число взаимосвязанных уравнений
за счет заданной компоновки поверхностей
нагрева котла (вдоль газового тракта и по
рабочей среде), известной конструкции по¬
верхностей нагрева (диаметр и число труб,
число петель, длина змеевика, шаги труб
и т. п.).
Применение ЭВМ для расчета котлов
связано с выполнением большой и кропот¬
ливой работы по специальному математи¬
ческому обеспечению расчета, созданию
расчетной модели, алгоритма и программы
теплового расчета.
Разработанная математическая модель
парового котла представляет собой трех¬
уровневую взаимно связанную систему.
Нижний уровень образует блоки расчета
отдельных поверхностей нагрева (топки,
ширм, конвективных поверхностей, возду¬
хоподогревателя). Средний уровень обра¬
зует подсистема, определяющая последова¬
тельность расчета отдельных поверхностей
и их взаимосвязь (по газам, рабочей сре¬
де, линиям впрыска, рециркуляции и т. п.).
На третьем уровне находится подсистема
стабилизации и оптимизации расчета.
Выполнение поверочного расчета с
большой точностью и с учетом всех факто¬
ров, которые изложены в нормах теплово¬
го расчета, возможно только на больших
ЭВМ с высоким быстродействием и боль¬
шой емкостью оперативного запоминающе¬
го устройства и внешних запоминающих
устройств. При указанных технических ха¬
рактеристиках ЭВМ машинное время теп¬
лового расчета составляет около 10 мин.
Контрольные вопросы к гл. 15
1.	Назовите основные тепловые харак¬
теристики топочных экранов.
2.	Какие основные уравнения исполь¬
зуются при тепловом расчете топочной ка¬
меры?
3.	Как учитывается в расчете теплооб¬
мена уровень расположения горелок (ядра
факела) в топке?
4.	Как определяется тепловосприятне
ширмового перегревателя?
5.	Составьте основные уравнения теп¬
лообмена для конвективных поверхностей
нагрева. В какой последовательности ими
пользуются при конструктивном и повероч¬
ном расчетах?
6.	В чем различие в формулах расчета
коэффициента теплопередачи для змеевико¬
вой поверхности и трубчатого воздухопо¬
догревателя? То же для РВП?
7.	Сформулируйте различие задач кон¬
структивного и поверочного расчетов
котла.
8.	Как обеспечивается сведение тепло¬
вого баланса по всем поверхностям бара¬
банного и прямоточного котлов?


Глава шестнадцатая
МЕТАЛЛ И РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ
ПАРОВОГО КОТЛА
16.1.	Работа металла
при высокой температуре
Особенностями условий работы
элементов современного парового
котла являются высокие давление и
температура. В наиболее ответст¬
венных узлах котла металл подвер¬
гается постоянному воздействию на-,
пряжения от внутреннего давления
в условиях высокой температуры и
действию дополнительных напряже¬
ний в переменных режимах работы
(переход с одной нагрузки на дру¬
гую, пуски и остановы котла). Кро¬
ме того, на металл снаружи воздей¬
ствуют коррозионно-активные со¬
ставляющие продуктов сгорания,
твердые частицы в потоке газов, вы¬
зывающие абразивный износ метал¬
ла, а также некоторые примеси во¬
ды, определяющие коррозионное
разъедание изнутри.
Элементы парового котла, рабо¬
тающие под избыточным давлени¬
ем, условно можно разделить на две
группы:
1)	элементы, работающие при
температуре ниже 350—400 °С: ба¬
рабан, необогреваемые коллекторы,
испарительные трубы, трубы эконо¬
майзера, а также необогреваемые
трубопроводы и арматура водяного
тракта и тракта насыщенного' пара;
2)	элементы, работающие при
температуре выше 350—400 °С: па¬
роперегреватели и их Коллекторы,
трубопроводы и арматура перегре¬
того пара.
Под совместным воздействием
температуры выше 450 °С и механи¬
ческих напряжений с течением вре¬
мени в стали развивается опасное
явление — ползучесть (крип). Пол¬
зучесть представляет собой медлен¬
ное и непрерывное увеличение пла¬
стической деформации, например
постепенное увеличение диаметра
трубы с утонением ее стенки. Это
особый вид пластической деформа¬
ции, протекающий при напряжении
ниже предела • текучести. Опасной
особенностью процесса ползучести
является то, что по достижении оп¬
ределенной пластической деформа¬
ции металл разрушается. Поэтому
размеры деталей, работающих в ус¬
ловиях развития ползучести, необ¬
ходимо непрерывно контролиро¬
вать.
Диаграмма ползучести стали по¬
казана на рис. 16.1, где изображены
кривые ползучести (увеличение диа¬
метра трубы) при постоянном внут¬
реннем напряжении для трех зна¬
чений температуры t\<t2<h. Рас¬
смотрим ход процесса на примере
ползучести при температуре t\. Кри¬
вая состоит из трех участков Оа, ab
и Ьс. Участок Оа '■— затухающей
ползучести — соответствует корот¬
кому начальному периоду I, когда
металл в результате небольшой де¬
формации даже несколько упрочня¬
ется.
Далее наступает длительный пе¬
риод II — установившейся ползуче¬
сти — участок ab, в пределах кото¬
рого труба может работать дли¬
тельно, надежно, не разрушаясь.
Скорость ползучести в этом периоде
постоянна:
va=Ad/x=tga.	(1611)
Наконец, следует опасный пери¬
од III — нарастающей ползуче¬
сти — участок Ьс, до наступления
Рис. 16.1. Диаграмма ползучести стали при
различных температурах и одинаковом на¬
пряжении
215


разрушение детали — точка с, ко¬
торому предшествует сильная пла¬
стическая деформация, например
раздутие трубы поверхности нагре¬
ва. Надежная работа деталей воз¬
можна только в пределах периода
II установившейся ползучести. При
более высокой температуре (fe и /3)
процесс ползучести протекает ана¬
логично, но более активно во вре¬
мени: скорость установившейся пол¬
зучести повышается, а разрушение
наступает раньше. Приближенно
считают, что при увеличении темпе¬
ратуры на 40 °С сверх расчетного
значения длительность надежной ра¬
боты стали сокращается в 10 раз.
Напряжение, при котором скорость
ползучести в периоде II не превы¬
шает заданной, называют условным
пределом ползучести о„. Для
большинства марок стали допуска¬
ется предельная суммарная дефор¬
мация металла в 1 % за 100 тыс. ч
работы. Этому соответствует ско¬
рость ползучести vn—10-7
мм/(мм-ч), или 10-5 %/ч. Испыта¬
ния металлов на ползучесть прово¬
дят за относительно короткое вре¬
мя, до момента, когда металл выхо¬
дит на участок равномерной скоро¬
сти ползучести. Полная длитель¬
ность периода II во времени рассчи¬
тывается по допустимой деформа¬
ции металла. Для уверенности в
том, что деталь (труба) не разру¬
шится раньше, чем рассчитано по
оп, проводят испытания на длитель¬
ную прочность. Они производятся
также, как и на ползучесть, но об¬
разцы при этом доводятся до разру¬
шения. Это можно осуществить за
ограниченное время испытаний
(1000—2000 ч), но при более высо¬
ких скоростях ползучести, т. е. при
более высоких напряжениях, прило¬
женных к образцу. Затем произво¬
дится построение полученных харак¬
теристик времени до разрушения
образца от приложенного напряже¬
ния и определяется допустимое на¬
пряжение для установленного вре¬
мени работы детали, которое назы¬
вают пределом длительной прочно¬
сти Од.п •
216
Предел длительной прочности
металла паровых котлов постепенно
снижается в зависимости от време¬
ни работы (времени процесса пол¬
зучести). Он также зависит от тем¬
пературы: снижается по мере увели¬
чения рабочей температуры метал¬
ла. Поэтому предел длительной
прочности обязательно сопровожда¬
ется указанием температуры, при
которой проходило испытание, и
обозначают о'д.п (t — значение тем¬
пературы металла). В настоящее
* время элементы паровых котлов,
работающие в условиях ползучести,
рассчитывают по о*д.п.
При коэффициенте использова¬
ния рабочего времени установлен¬
ного оборудования £раб=0,85, вре¬
мя работы металла 100 тыс. ч экви¬
валентно сроку службы при расчет¬
ных параметрах пара 13,5 года. Для
дорогостоящего оборудования, ка¬
ким являются паровой котел и тур¬
бина с труднозаменяемыми эле¬
ментами, этот срок службы в на¬
стоящее время считается недоста¬
точным. В нормах расчета на проч¬
ность [6] рекомендуется его увели¬
чить примерно в 2 раза, т. е. до
. 200 тыс. ч. Это может несколько
снизить длительную, прочность ме¬
талла к концу периода его работы.
Однако учитывая улучшение техно¬
логии производства сталей и их тер¬
мообработки, повышение культуры
эксплуатации оборудования, улучше-
, ние методов контроля состояния ме¬
талла в эксплуатации, можно обес¬
печить надежную работу металла
при таком удлинении срока его
службы (до 30 лет).
В условиях длительной работы
металла с переменными тепловыми
нагрузками (переменная температу¬
ра) развивается явление тепловой
усталости металла. Усталостные тре¬
щины изредка возникают в турби¬
нах, насосах и вспомогательных ме¬
ханизмах котельного цеха. В са¬
мих котлах опасность представляет
тепловая усталость стали, возника¬
ющая при многократном быстром
изменении ее температуры. При
этом отдельные участки труб и кол-


лекторов оказываются более нагре¬
тыми и стремятся расшириться, че¬
му препятствуют сопряженные с ни¬
ми менее нагретые участки. В ито¬
ге сначала на поверхности металла
появляются небольшие трещины
(риски), которые постепенно углуб¬
ляются и увеличиваются, затем
происходит разрыв трубы. Такие
условия прежде всего возникают во
впрыскивающих пароохладителях,
когда испарение капель влаги про¬
должается за пределами внутренней
защитной обечайки и они попадают
на сильно разогретую поверхность
корпуса. Опасными по возникнове¬
нию тепловой усталости являются
лобовые участки экранных труб в
зоне ядра факела, когда языки
пламени периодически касаются эк¬
рана и резко увеличивают темпера¬
туру наружной поверхности труб.
Сильнее других подвержена яв¬
лению тепловой усталости аустенит¬
ная сталь, теплопроводность которой
примерно в 1,5 раза меньше, чем
перлитной, а коэффициент линейного
расширения больше в 1,7 раза. Из
опыта эксплуатации установлено,
что нежелательно изготовление из
аустенитной стали змеевиковых по¬
верхностей перегревателя, располо¬
женных близко к выходу из топки,
так как здесь сильнее проявляются
изменения температур газа в пере¬
менных режимах работы.
Работа поверхностей нагрева в
условиях контакта с топочными га¬
зами сопровождается электрохими¬
ческой коррозией. В результате ре¬
акций наружная поверхность труб
покрывается продуктами коррозии
в виде слоя окалины. Окалинообра-
зование на наружной поверхности
топочных экранов и пароперегрева¬
теля при температурах металла бо¬
лее 580—600 °С может быть на¬
столько значительным, что толщи¬
на стенки трубы со временем умень¬
шается до опасных пределов, вле¬
кущих за собой преждевременное
разрушение труб. Коррозионное
разрушение металла усугубляется
интенсивными тепловыми нагрузка¬
ми и высокой температурой в зоне
коррозии. Утонение металла вслед¬
ствие окалинообразования учитыва¬
ют в прочностных расчетах. Многие
элементы конструкции котла, осо¬
бенно детали водяной и паровой ар¬
матуры и поверхности нагрева, ра¬
ботают в условиях эрозионного и
абразивного износа.
Внутри труб при контакте ме¬
талла с рабочей средой также мо¬
гут происходить коррозионные про¬
цессы. Например, в змеевиках паро¬
перегревателя при высоких темпе¬
ратурах металла (более 400 °С) мо¬
жет возникнуть паровая коррозия
металла по реакции
3Fe+4H20->-Fe304+4H2.
Окисел железа — магнетит Fe304—
создает защитную пленку, которая
задерживает дальнейшее развитие
коррозии, если не происходит ее
разрушение, а свободный водород
насыщает за счет диффузии поверх¬
ностный слой стали и вызывает ее'
растрескивание.
Высокие термические напряже¬
ния металла экранных труб и бара¬
бана в контакте с концентрирован¬
ным раствором едкого натра NaOH,
образующегося за счет упаривания
котловой воды в узких пазах, вы¬
точках, зазорах, приводит к разви¬
тию межкристаллитных (по грани¬
це между зернами) трещин в струк¬
туре металла с последующим раз¬
рывом трубы или коллектора (так
называемая щелочная хрупкость).
При пульсациях в подаче воды в
радиационные поверхности прямо¬
точных котлов, неустойчивом рас¬
слоении пароводяного потока в тру¬
бах возникают циклические тепло¬
вые перенапряжения в стенке ме¬
талла, приводящие при наличии аг¬
рессивной среды (кислорода, щело¬
чи) к появлению трещин на внут¬
ренней поверхности металла (так
называемая коррозионная уста¬
лость) . Напряженные элементы,
выполненные из аустенитных ста¬
лей, также подвергаются коррози¬
онному растрескиванию, особенно
при наличии в рабочей среде хлор-
иона, которое имеет транскристал-
217


литный характер (разрушение про¬
ходит через структуру зерен метал¬
ла).
При повышенной температуре
постепенно изменяется структура
металла, а следовательно, изменя¬
ются и его свойства. Под длитель¬
ным воздействием повышенной тем¬
пературы в углеродистой и низко¬
легированной стали, особенно вбли¬
зи сварных швов, может происхо¬
дить нарушение химических связей
железа с углеродом с выделением
свободного углерода в форме графи¬
та — графитизация стали. При
этом сталь теряет прочность и воз¬
никает опасность аварийного разру¬
шения конструкции.
Изложенное выше об условиях
работы металла при высоких темпе¬
ратурах и давлениях позволяет
сформулировать основные требова¬
ния к стали, обеспечивающей дли¬
тельную и надежную работу котель¬
ной установки: высокий предел дли¬
тельной прочности; высокая стой¬
кость против окисления и окалино-
образования; стабильность структу¬
ры металла, отсутствие опасного
изменения свойств в процессе дли¬
тельной работы; хорошая сваривае¬
мость, отсутствие металлургических
и механических дефектов поверхно¬
сти (вмятин, забоин, трещин
и т. п.), ослабляющих сечение эле¬
ментов и являющихся концентрато¬
рами напряжений.
16.2.	Основные материалы
элементов котла
Основными материалами котлостроения
служат углеродистая, а также легирован¬
ная стали. В состав последней 'включены
хром, никель, молибден, вольфрам, вана¬
дий и другие легирующие элементы, кото¬
рые являются дорогими материалами,
однако введение их в состав стали сооб¬
щает ей ряд ценных свойств, недостижи¬
мых для обычной углеродистой стали.
Углеродистая сталь. Для изготовления
элементов котла, которые работают в усло¬
виях отсутствия ползучести (/ст<450°С),
применяют качественную малоуглеродистую
сталь марок 10 и 20. В последнее время
сталь 20 стала превалирующей, поскольку
по прочности она превосходит сталь 10,
а по свариваемости и коррозионной стой¬
кости практически не уступает ей. Основа
218
микроструктуры металла углеродистой
стали — феррит — это . мягкая и пластичная
составляющая, в основном содержащая же¬
лезо (по латыни «феррум» — железо). Ко¬
личество упрочняющей составляющей —
перлита — невелико. В структуру перлита
входит цементит — прочное соединение же¬
леза с углеродом.
В состав стали этого класса для повы¬
шения прочности вводят в небольшом ко¬
личестве кремний (0,2—0,3 %) и марганец
(0,3—0,5.%). Листовая сталь имеет повы¬
шенное содержание углерода, в среднем от
0,15 % (сталь 15К) до 0,25 % (сталь 25К),
что повышает показатели ее прочности;
свариваемость этой листовой стали вполне
удовлетворительна. Сталь марки 22К с до¬
бавлением в состав этой стали небольшого
количества титана применяют для изготов¬
ления барабанов высокого давления (до
12,5 МПа).
Низколегированная сталь перлитного
класса. Низколегированной является сталь,
содержащая не больше 4—5 % легирующих
элементов. К перлитному классу их отно¬
сят потому, что после охлаждения на воз¬
духе структура этой стали сохраняет пер¬
лит. Такую сталь применяют для конструк¬
ций, работающих в условиях высоких тем¬
ператур и давлений, где сталь подвержена
явлению ползучести. Принято легирующие
добавки, вводимые в сталь, обозначать
определенными буквами. Первая цифра
марки стали указывает на среднее содер¬
жание в данной стали углерода в сотых
долях процента. Цифра за буквой, обозна¬
чающей легирующий элемент, характери¬
зует среднее содержание его в целых про¬
центах. Если количество какого-нибудь
элемента содержится меньше 1 %, то циф¬
ра за его обозначением обычно отсутст¬
вует. При наличии подряд нескольких
букв, обозначающих легирующие элементы,
содержание добавки каждого следующего
элемента примерно в 2 раза меньше пре¬
дыдущего. Условные обозначения добавляе¬
мых элементов следующие:* Б — ниобий,
В — вольфрам, Г — марганец, Д — медь,
М — молибден, Н — никель, Р — бор, С —
кремний, Т — титан, Ф — ванадий, X —
хром, Ю — алюминий.
Широкое применение получили низко¬
легированная хромомолибденовая сталь
перлитного класса I5XM (0,15 % углерода,
1 % Сг и 0,5 % Мо) и молибденохромовая
сталь 12МХ (0,12% углерода, 0,6% Мо и
0,4 % Сг); первую применяют для условий
работы при /<,530 °С, вторую —при /^
<510 °С. Хром, кремний и алюминий повы¬
шают окалиностойкость, а молибден — дли¬
тельную прочность и сопротивление ползу¬
чести. Эти стали, особенно 15ХМ, отлича¬
ются хорошей свариваемостью, повышен¬
ным сопротивлением ползучести и малой
склонностью к графитизации.
Стремление к дальнейшему повышению
температуры перегретого пара при исполь¬
зовании недорогих низколегированных ста¬
лей перлитного класса привело к допол¬


нительному легированию хромомолибдено¬
вой стали ванадием в количестве 0,2—
0,3 %. Ванадий как сильный карбидообра-
зователь способствует повышению предела
ползучести.
В настоящее время широко применяют
хромомолибденованадиевую сталь 12Х1МФ
и более стойкую против ползучести сталь
15Х1М1Ф с несколько повышенным содер¬
жанием углерода и значительно повышен¬
ным содержанием молибдена. Эти стали
предназначены для работы при температу¬
ре до 580 °С.
Наиболее окалиностойка и жаропрочна
сталь перлитного класса марки 12Х2МФСР,
содержащая для окалиностойкости 2 % Сг
и 1—1,5 % кремния. Присадка очень не¬
значительного количества бора (0,003—
0,005 %) повышает ее жаропрочность. Эта
сталь, из которой изготовляют главным
образом трубы пароперегревателя, очень
чувствительна к режиму термической обра¬
ботки.	/
По своей природе сталь перлитного
класса может обеспечить надежную работу
металла при температуре не выше 580—
585 °С. Поэтому средняя температура пере¬
гретого пара должна быть меньше на 20—
30 °С.
В котлостроенни широко применяются
низколегированные стали, работающие при
относительно невысокой температуре, когда
явление ползучести не проявляется. Для
изготовления барабанов котлов высокого
давления (свыше 12 МПа) применяют
сталь марок 16ГНМ и 16ГНМА (1 % Мп;
1,2% Ni; 0,5% Мо). Буква А характеризует
тщательность соблюдения технологии варки
стали (высококачественная сталь). Для
трубопроводов питательного-тракта сверх¬
критического давления применяют марган¬
цевокремниевую сталь марки 15ГС (1,1%
Мп; 0,8% Si). Предел текучести этой ста¬
ли значительно выше предела текучести
углеродистой стали марки 20.
Высоколегированная сталь аустенитно¬
го класса. Повышение температуры пере¬
гретого пара до 570—580°С, а в эксперимен¬
тальных установках до 600—650 °С потре¬
бовало применения еще более жаропроч¬
ных и окалиностойких сталей. Структурной
основой таких сталей служит высоколеги¬
рованный хромоникелевый или хромонике-
лемарганцевый аустенит. Повышению
устойчивости аустенита способствуют глав¬
ным образом никель и марганец. Высокое
содержание хрома в аустенитной стали де¬
лает ее жаростойкой (устойчивой против
окалинообразования). В отличие от низко¬
легированной стали в высоколегированной
аустенитной стали добавка только никеля
и хрома достигает 30 % и более общей
массы металла, при этом стоимость ее ста¬
новится выше в несколько раз.
Из марок стали аустенитного класса
наибольшее распространение получила
классическая нержавеющая, кислотоупорная
и жаропрочная сталь 1Х18Н9Т (0,1 % С;
18 % Сг; 9 % Ni; 1 % Ti). Титан и нио¬
бий — элементы-стабилизаторы. Являясь
сильными карбидообразователями, эти эле¬
менты связывают весь углерод в прочные
карбиды. Из сталей с повышенным отно¬
шением Ni/Сг в первую очередь следует
отметить сталь 1Х18Н12Т, далее сталь
1Х14Н14В2М с вольфрамом и молибденом.
Молибден и вольфрам добавляют к аусте¬
нитной стали с целью дальнейшего повы¬
шения жаропрочности (устойчивость против
ползучести).
Стремление к снижению стоимости жа¬
ропрочной стали при одновременном устра¬
нении недостатков, присущих аустенитной
стали,. привело к разработке более деше¬
вых безникелевых сталей на основе 11—
13 % Сг с добавкой молибдена, вольфрама
и ванадия для повышения жаропрочности.
При такой композиции легирующих эле¬
ментов структура этой стали представляет
собой низкоуглеродистый мартенсит или
мартенсит в смеси с ферритом. •
Перспективной представляется сталь
мартенситно-ферритного класса марки
X12В2М (ЭИ-756). Пароперегревательные
и паропроводные трубы из этой стали
установлены на некоторых блоках сверх¬
критических параметров.
Чугун. Из чугунов, вырабатываемых
промышленностью в больших масштабах,
в котлостроенни получили широкое приме¬
нение серый, ковкий и окалиностойкий чу¬
гун. Серый чугун (СЧ) имеет высокие ли¬
тейные свойства. Из него изготовляют гар¬
нитуру топочных устройств: лазы, глядел¬
ки, лючки, взрывные клапаны, арматуру
для крепления и подвески обмуровки. Наи¬
большая температура применения чугуна
250—350 °С. Ковкий чугун (КЧ) главным
образом применяют для изготовления де¬
талей насосов, вентиляторов и вспомога¬
тельного оборудования. Окалиностойкий
чугун легирован элементами, повышающи¬
ми его жаростойкость. Из него изготов
ляют дистанционные гребенки пароперегре¬
вателей, подвески для крепления труб и
другие детали, работающие в зоне высоких
температур.
16.3.	Расчет прочности
основных элементов
парового котла
В основу расчета положен прин¬
цип оценки прочности металла по
предельной нагрузке при расчетном
давлении рабочей среды.
Расчетным является давление,
полученное как сумма давления на
выходе из котла р„.„ и гидравличе¬
ских потерь при номинальной на¬
грузке тракта от выходного коллек¬
тора пароперегревателя до места
расположения рассчитываемого эле¬
мента 2Арг. Заполнение элементов
219


водой или пароводяной смесью учи¬
тывается гидростатическим давле¬
нием столба (нивелирного напора),
расположенного над рассчитывае¬
мым элементом Дрнив- Следователь¬
но, расчетное давление
р=рп.п+2Дрг-ЬДр НИВ* (16.2)
Гидравлические сопротивления и
нивелирное давление учитываются,
если их сумма составит от давле¬
ния за пароперегревателем не ме¬
нее чем 3%. Дополнительной явля¬
ется нагрузка, обусловленная силой
тяжести, действующей на этот эле¬
мент и присоединенные к нему де¬
тали.
Расчетная температура зависит
от условий обогрева и охлаждения
рабочей поверхности. Для необогре-
ваемых элементов расчетная темпе¬
ратура принимается равной темпе¬
ратуре рабочей среды: для бараба¬
на — температуре насыщения при
давлении в нем, в коллекторах по¬
верхностей нагрева и соединяющих
трубопроводах — температуре про¬
текающей через них рабочей среды.
Для обогреваемых элементов рас¬
четную температуру стенки вычис¬
ляют по формуле (10.20), учитива-
ющей характер теплового воздейст¬
вия на поверхность нагрева. Учиты¬
вают также, что некоторые трубы
или группа труб этой поверхности
работают с тепловой разверкой, т. е.
имеют температуру, превышающую
среднюю расчетную температуру на
Д^разв-
Расчет элементов котла на проч¬
ность производят по номинальному
допустимому напряжению, которое
должно обеспечить заданный ре¬
сурс работы металла при средней
расчетной температуре и наимень¬
шей металлоемкости элемента. По¬
следнее принимают с некоторым
запасом по сравнению с о‘д.„ с уче¬
том особенностей конструкции и
эксплуатации каждого элемента.
Допускаемое напряжение оД0П
определяют по формуле
Одоп=='П^*Доп,	(16.3)
где <х*Доп — номинальное допуска¬
емое напряжение, МПа; т)<1 — ко-
220
Рис. 16.2. Допускаемые напряжения дл»
металла в зависимости от температуры: _
1	— предельная температура применения стали;.
2	— ограничение рабочей температуры при сжи¬
гании сернистых топлив
эффициент, учитывающий конструк¬
тивные и эксплуатационные особен¬
ности рассчитываемого элемента.
В зависимости от качества ста¬
ли значения а*доп существенно раз¬
личаются (рис. 16.2) и снижаются
по мере роста рабочей температу¬
ры металла.
В связи с настоятельной необ¬
ходимостью повышения надежности
мощных блоков сверхкритического
давления в расчет поверхностей на¬
грева, а также водо- и пароперепу¬
скных труб в пределах котла вво¬
дят пониженное допустимое напря¬
жение, для чего коэффициент т]
принимают равным 0,9. Снижают
также ©доп для трубок пароохлади¬
телей и паропаровых теплообменни¬
ков до ri=0,7, так как они работа¬
ют в напряженных условиях и труд¬
нодоступны для ремонта. Для бара¬
банов т|=1, обогреваемых коллек¬
торов и камер — 0,9, трубных до¬
сок — 0,85.
Основной конструктивной фор¬
мой элементов котла, работающих
под давлением рабочей среды, явля¬
ется цилиндрическая (барабаны,
коллекторы и трубы поверхностей
нагрева котлов ТЭС, корпуса, каме¬
ры и трубы теплообменников АЭС).
Для цилиндрических элементов,
подверженных внутреннему давле¬
нию, обычно определяют расчетную
толщину стенки .6, мм, при извест¬
ных значениях избыточного давле¬
ния р, МПа, наружного диаметра
d, мм, и принятой марки стали по


формуле
8 =	р—	[-С,	(16.4)
2?°доп + Р
где ф — коэффициент прочности
элемента, ослабленного продольным
сварным швом или сверлениями для
присоединения трубной системы;
С — прибавка к расчетной толщи¬
не стенки, мм.
Прибавка делается для компен¬
сации минусового допуска толщи¬
ны стенки при производстве трубы,
камеры, корпуса, для компенсации
утонения толщины стенки в местах
гибов и на потери металла при ока-
линообразовании в течение расчет¬
ного срока службы. В общем случае
прибавка составляет С=0,136, но
не менее 0,5 мм. Дополнительная
прибавка на окалинообразование
делается для легированных сталей
при температуре стенки 580°С и
выше.
Барабан котла относится к чис¬
лу наиболее напряженных элемен¬
тов. В нем возникают напряжения
от внутреннего давления, термиче¬
ские напряжения, определяемые
разностью температур по толщине
стенки' барабана, и напряжения,
возникающие из-за разности темпе¬
ратур между верхом и низом бара¬
бана. Наиболее напряженными яв¬
ляются режимы пуска и останова
котла, когда температурные пере¬
пады оказываются наибольшими.
Наиболее заметное влияние на уве¬
личение толщины стенки оказыва¬
ют многочисленные сверления для
ввода и вывода труб. В формуле
(16.4) это учитывается коэффици¬
ентом прочности ф<1, значение ко¬
торого зависит от диаметра сверле¬
ний и расстояния между ними. Наи¬
большие напряжения от внутренне¬
го давления возникают в продоль¬
ном сечении цилиндрической части
барабана, коллектора, поэтому
больший шаг между отверстиями
должен быть в этом сечении. Отвер¬
стия в поперечном сечении цилинд¬
ра можно располагать более часто.
При размещении отверстий в
барабане стремятся к тому, чтобы
коэффициент прочности стенки при¬
ближался к значению фш — коэф¬
фициенту прочности продольного
сварного шва барабана, который в
зависимости от материала и техно¬
логии сварки изменяется в преде¬
лах 0,85—1,0. Дальнейшее повыше¬
ние коэффициента прочности при
ослаблении его отверстиями неце¬
лесообразно. В барабанах котлов,
работающих с давлением 11,5 МПа,
толщина стенки составляет 105 мм,
а . при давлении 15,5 МПа —
115 мм. Барабаны котлов изготов¬
ляются внутренним . диаметром
1600 мм. Особый расчет производят
для обеспечения прочности привар¬
ных эллиптических днищ с отвер¬
стием (лазом) диаметром 400 мм
(ранее лаз выполняли овальным
размером 425X320 мм).
Расчет коллекторов ведут анало¬
гично расчету барабана. Торцы
коллектора в отличие от барабана
имеют плоские приварные доныш¬
ки, которые рассчитываются по спе¬
циальным указаниям.
Контрольные вопросы к гл. 16
1.	Какие явления сопровождают рабо¬
ту металла при температурах более 450 °С?
2.	Как устанавливается допустимая
скорость ползучести металла?
3.	Перечислите виды сталей, применяе¬
мых для изготовления элементов котла.
4.	С какой целью в углеродистую сталь
вводят легирующие добавки?
5.	Какие стали применяют для изготов¬
ления барабанов, горячих пакетов перегре¬
вателей, воздухоподогревателей?
6.	В чем различие в расчете толщины
стенки цилиндрических элементов коллек¬
тора и трубы?
7.	Как учитывается влияние темпера¬
туры металла на прочность при расчете
толщины стенки трубы (коллектора)?


Глава семнадцатая
КОМПОНОВКА, МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИИ И
ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ ПАРОВОГО КОТЛА
17.1.	Компоновка
паровых котлов
Компоновкой парового котла на¬
зывают взаимное расположение его
газоходов с учетом направления
движения в них продуктов сгорания.
Различают П-, Т-, N-, U-образные и
башенную компоновки (рис. 17.1).
П-образная компоновка является
наиболее распространенной (рис.
17.1,а). В подъемном газоходе кот¬
ла располагается топочная камера,
опускной газоход называют конвек¬
тивной шахтой. Они соединяются
горизонтальным газоходом и обра¬
зуют П-образное движение газов в
котле. Горизонтальный газоход и
конвективная шахта заполнены те¬
пловоспринимающими поверхностя¬
ми нагрева. Преимущества такой
компоновки сводятся к тому, что
подача топлива с горячим воздухом
и выход газов производятся в ниж¬
ней части котла, что удобно для вы¬
вода шлаков из топки и организа¬
ции очистки конвективных поверх¬
ностей нагрева. Тягодутьевые маши¬
ны в этом случае устанавливают на
нулевой отметке, что исключает ви¬
брационные нагрузки на каркас
котла. Недостатки такой компонов¬
ки определяются разворотом газов
на входе в конвективную шахту, от¬
чего возникает неравномерность
распределения золовых частиц по
Рис. 17.1. Схемы компоновок котлов
222


сечению шахты и опасность абра¬
зивного износа отдельных поверхно¬
стей нагрева. Движение высокона¬
гретых газов вниз в конвективной
шахте повышает сопротивление
движению ввиду необходимости
преодоления силы естественной тя¬
ги, направленной вверх (самотяги).
Для топлив, обладающих абра¬
зивными свойствами золы, размеры
сечения горизонтального газохода
и конвективной шахты сильно уве¬
личиваются из-за низких значений
допустимой скорости газов. Значи¬
тельно увеличиваются эти сечения
также в котлах большой мощности,
что вызывает конструктивные труд¬
ности их исполнения, растет не¬
равномерность температурных по¬
лей в сечении газоходов. В таких
случаях применяют Т-образную
компоновку с двумя конвективными
шахтами, расположенными по обе
стороны топки (рис. 17.1,6). Сум¬
марное сечение обеих конвективных
шахт увеличивается при сохранении
обычных габаритов и способов
крепления конвективных поверхно¬
стей нагрева. Тягодутьевые машины
также устанавливаются на нулевой
отметке. При такой компоновке
возникает необходимость выравни¬
вания распределения продуктов сго¬
рания по двум конвективным шах¬
там. Конструкция Т-образного па¬
рового котла сложнее П-ббразного,
она требует и большего расхода
металла (примерно на 12%).
В конструкциях котлов с верх¬
ней установкой дымососов приме¬
няют трехходовую N-образную ком¬
поновку (рис. 17.1,в). В этом слу¬
чае топка и конвективный газоход
имеют подъемное движение продук¬
тов сгорания, а соединительный га¬
зоход — опускное. Высокое распо¬
ложение вращающихся механизмов
создает вибрацию и'требует усиле¬
ния металлоконструкций.
В U-образной двухходовой ком¬
поновке (рис. 17.1,г) продукты сго¬
рания в топке движутся вниз, а в
конвективной шахте — вверх (ин-
вертный вариант П-образной ком¬
поновки). Горелки расположены на
потолке топочной камеры. Достоин¬
ства такой компоновки: факел хо¬
рошо заполняет топочную камеру,
пароперегреватели расположены
низко (получаются короткие паро¬
проводы к турбинам), аэродинами¬
ческое сопротивление воздушного
тракта минимально (воздухоподо¬
греватель находится вблизи горе¬
лок). Но такая компоновка облада¬
ет и заметными недостатками.
Главные из них связаны с необхо¬
димостью транспорта топлива, на
большую высоту (особенно это
сложно для пылевидного топлива)
и трудностью постоянного наблю¬
дения за работой горелок и их об¬
служиванием. То же относится к
тягодутьевым машинам.
U-образная компоновка с ин-
вертной топкой может использо¬
ваться при сжигании газа и мазута,
а также твердого топлива при уда¬
лении шлака в твердом состоянии
и наличии центрального пылезаво-
да. По такой схеме в нашей стране
работает экспериментальный котел
мощностью 100 МВт на сверхкри¬
тические параметры пара.
В мощных паровых котлах с
наддувом можно применять башён-
ную компоновку (рис. 17.1,6). Здесь
продукты сгорания в топке и кон¬
вективной шахте движутся только
вверх. Такая компоновка обладает
следующими достоинствами: мини¬
мальная площадь парового котла в
плане, равномерное омывание кон¬
вективных поверхностей нагрева
продуктами сгорания из-за отсут¬
ствия поворотов газов, минимальное
газовое сопротивление благодаря
отсутствию опускных газоходов и
поворотов газов. К недостаткам
компоновки этого типа относятся
большая высота котла (более
100 м) и трудность в создании ме¬
таллоконструкций для опирания по¬
верхностей нагрева, размещение на
большой высоте выходных пакетов
пароперегревателей и вентиляторов.
В связи с этим значительно удли¬
няются паропроводы, необходима
транспортировка горячего воздуха
вниз к горелкам, утяжеляется кар¬
223


кас из-за неизбежных вибраций.
При сжигании очень зольных то¬
плив, имеющих легкоплавкую золу
(например, сланцы), применяют бо¬
лее сложную четырехходовую ком¬
поновку (рис. 17.1,е). Характерная
особенность такой компоновки —
наличие промежуточного газохода,
в котором во избежание зашлако-
вания проходных сечений в зоне вы¬
соких температур размещены раз¬
реженные поверхности нагрева
(ширмы с шагом 700—1000 мм).
Как видно, в многоходовой схе¬
ме с раздельным расположением
каждого газохода общая глубина
котла сильно увеличивается. Уп¬
лотнение общей компоновки котла
достигается, когда газоходы имеют
только разделяющую их стенку из
плотного экрана. Такая компоновка
котла называется сомкнутой. При¬
мер сомкнутой компоновки приве¬
ден на рис. 17.1,ж.
Ввиду больших размеров труб¬
чатых воздухоподогревателей их ча¬
сто выносят за пределы конвектив¬
ной шахты котла или заменяют вра¬
щающимися конструкциями. В ре¬
зультате конвективная шахта уко¬
рачивается и освобождается место
для установки горелок на задней
стене толки (оис. 17.1.6)
17.2.	Каркас парового котла
Каркас представляет собой простран¬
ственную металлическую конструкцию,
предназначенную для установки и закреп¬
ления всех элементов парового котла: ба¬
рабана, поверхностей нагрева и, коллекто¬
ров, обмуровки, изоляции и обшивки, тру¬
бопроводов и коробов, помостов и лестниц
обслуживания и др. Металлоемкость кар¬
каса составляет около 30 % полной метал¬
лоемкости котла.
Различают каркасы с самостоятельным
фундаментом (каркас опорного типа), не
связанным со строительной конструкцией
здания, и каркасы, совмещенные с несущи¬
ми конструкциями здания.
В конструкциях с самостоятельным
фундаментом каркас воспринимает всю ве¬
совую нагрузку элементов котла и передает
ее на фундамент. В южных районах, где
по климатическим условиям допускают
открытую или полуоткрытую компоновку
оборудования, каркас воспринимает еще
ветровую, а часто и сейсмическую на¬
грузку.
224
Рис. 17.2. Схема каркаса пылеугольного
котла сверхкритического давления
ТПП-210А:
1 — основная колонна; 2 — вспомогательная ко¬
лонна; 3 — горизонтальная ферма; 4 — несущая
потолочная балка; 5 — диагональная связь; 5 —
отверстие для пылеугольной горелки; 7 — попе¬
речное сечение одной из основных колонн
Каркас состоит из вертикальных ко¬
лонн и стоек, горизонтальных ферм, опор¬
ных балок и соединительных горизонталь¬
ных и диагональных связей. Кроме весовой
нагрузки элементов котла в каркасе возни¬
кают также напряжения от неравномерного
расширения конструкции при нагревании и
охлаждении. Третьим видом нагрузки
являются усилия опрокидывания, возни¬
кающие при неравномерном распределении
нагрузок или при внешнем (ветровом) воз¬
действии, землетрясении. Устойчивость про¬
тив опрокидывания или деформации карка¬
са создают диагональные балки.
На рис. 17.2 показана схема основных
элементов каркаса мощного котла П-образ-
ной компоновки. Все соединения элементов
каркаса имеют жесткое крепление на элек¬
тросварке.
Число несущих колонн зависит от
мощности агрегата. Обычно колонны уста¬
навливают по углам топочной камеры и
конвективного газохода. В агрегатах боль¬
шой паропроизводительности с развитыми
поперечными размерами между угловыми
устанавливают еще вспомогательные колон¬
ны. Все колонны по высоте обвязаны по¬
перечными балками или фермами. Они уве¬
личивают устойчивость каркаса, предотвра¬
щают продольный изгиб колонн. Вспомога¬
тельные стойки и горизонтальные балки
имеют меньшее сечение и служат для при¬
дания каркасу большей жесткости. Каркас


Рис. 17.3. Совмещенный со зданием каркас газоплотного котла П-67 (D=2650 т/ч):
/ — колонна здания; 2 — хребтовая балка верхнего перекрытия здания; 3 — поперечные балки верх¬
него перекрытия; ‘/ — подвески каркаса котла к балкам; 5 — стойки каркаса котла; 6 — балки жестко¬
сти; 7 —подвесные трубы экранных поверхностей; 8 — то же конвективных поверхностей
изготовляют из профильного проката (дву¬
тавров, швеллеров, уголков). Колонны кар¬
каса передают на фундамент весьма боль¬
шую сосредоточенную нагрузку. Для
уменьшения удельного давления на фунда¬
мент нижнюю часть колонн заливают бе¬
тоном и устанавливают на расширяющееся
конусом бетонное основание (башмак). Это
способствует увеличению жесткости колонн,
которые работают как рамные конструкции,
защемленные в нижнем конце. Расход ме¬
талла на каркас зависит от мощности
агрегата и составляет 0,8—1,2 кг на 1 кг
часовой паропроизводительности.
15—5185
Несущие колонны и балки необогре-
ваемы. Для изготовления каркасов приме¬
няют малоуглеродистую сталь, главным
образом СтЗ. В очень ограниченных мас¬
штабах для изготовления вспомогательных
элементов используют также СтО.
Котлы большой мощности занимают
значительную часть объема помещения ко¬
тельного отделения. При этом оказывается
выгоднее отказаться от собственных ко¬
лонн котла и использовать передачу веса
котла на фундамент через колонны здания
(совмещенный со зданием каркас). Тогда
вес элементов котла передается хребтовым
225


Рис. 17.4. Подвижная»
опора барабана:
/ — опорное ложе барабана;
2 — плита; 3 — роликовая!
обойма; 4 — поперечные ро¬
лики; 5 — продольные ро¬
лики
балкам перекрытия здания, опирающимся
на колонны здания (рис. 17.3). В силу
этого собственный каркас котла существен¬
но облегчается. Частично роль подвесных
опорных конструкций выполняют трубы
с рабочей средой, когда имеет место вер¬
тикальное перемещение рабочей среды
с одной поверхности к другой.
Давление от наддува воспринимается
горизонтальными балками, установленными
с шагом 2,5—3,0 м на всех стенах топки,
конвективных и соединительных горизон¬
тальных газоходов. Эти балки обеспечи¬
вают жесткость стен котла.
С каркасом котла жестко связаны по¬
мосты для его осмотра и обслуживания
людьми и переходные лестницы. Помосты
как ферменные конструкции используют
для увеличения жесткости каркаса. Значи¬
тельный вес от элементов котла передается
на каркас в его верхней части (топочные
экраны, барабан, пароперегреватель). На
прямоточных котлах отсутствие барабана
и большого числа опускных труб, связы¬
вающих барабан с нижними коллекторами,
значительно снижает металлоемкость то¬
почной камеры.
Барабан котла, коллекторы экранов и
пароперегревателя при нагреве удлиняют¬
ся, поэтому для исключения больших тем¬
пературных напряжений и возможного раз¬
рушения опорных конструкций обеспечи¬
вают в известной мере свободу их переме¬
щения. Так; барабан котла в нагретом
состоянии удлиняется' на 70—100 мм. При
длине барабана до 15 м под ним устанав¬
ливают две опоры, одна из которых по¬
движная. Барабаны большей длины имеют
три опоры: средняя неподвижная, а конце¬
вые подвижные. Подвижная роликовая
опора, показанная на рис. 17.4, представ¬
ляет собой стальную конструкцию, переме¬
щающуюся на роликах горизонтально
в двух взаимно перпендикулярных направ¬
лениях. Неподвижная опора отличается от
подвижной отсутствием роликов.
Коллекторы пароперегревателя, экра¬
нов и экономайзера, а также трубопроводы
опираются на каркас или подвешиваются
к нему на тягах. Во всех случаях преду¬
сматривают свободу температурных расши¬
рений, которую обеспечивают в местах бол¬
товых соединений опорной конструкции
(рис. 17.5).
226
17.3.	Обмуровка
и тепловая изоляция
Обмуровкой котла называют систему*
ограждений из теплостойких материалов,,
отделяющую топочную камеру и газоходы
котла от окружающей среды. Основным на¬
значением обмуровки является защита от
воздействия высокотемпературных газов,
г Тепловая изоляция необходима для умень¬
шения потерь теплоты в окружающую сре¬
ду и обеспечения допустимой температуры
на наружной поверхности ограждения кот¬
ла. Тепловую изоляцию выполняют из ма-
лоте'плопроводных материалов.
Элементы наружных ограждений котла
работают в различных условиях. Внешняя
часть | тепловой изоляции работает при.
относительно невысоких температурах — от
400—500 до 40—60 °С на наружной по¬
верхности. В наиболее тяжелых условиях
работают обмуровочные материалы, под¬
вергающиеся воздействию высокотемпера¬
турных газов (от 1000—1200 до 500—
600 °С), а при сжигании твердого топлива'
также химическому воздействию шлаков и.
золы. В практике часто ограждения котла,,
состоящие из огнеупорных и теплоизоляци*-
онных слоев, называют просто обмуровкой^
В зависимости от конструкции и спосо¬
ба крепления обмуровки могут быть раз¬
делены на следующие типы: стеновая кир¬
пичная, накаркасная облегченная, легкая;
натрубная.
Стеновая обмуровка применяется для<
котлов малой мощности. Она опирается не¬
посредственно на фундамент и состоит
обычно из двух слоев: внутренний огне¬
упорный слой из шамотного кирпича и»
внешний из красного или диатомитового
кирпича толщиной в 1—1,5 кирпича
(рис. 17.6,а). Ввиду разных температурных
расширений слоев и для -уменьшения по¬
терь теплоты через обмуровку между слоя¬
ми кирпича оставляют воздушный зазор,,
который засыпают изоляционным материа¬
лом в виде крошки, а для связи слоев вы¬
полняют специальные промежуточные поя¬
са из диатомитового кирпича. Обмуровка:
такого типа является самонесущей и мо¬
жет быть выложена до высоты 10—12 м_
Толщина такой обмуровки составляет 500—
700 мм.


1
3
J
1
1
1
	-4
1
1
1
\
<П
Рис. 17.5. Конструкции подвески и опоры
коллектора:
а — подвеска коллектора; б — опора коллектора;
1 — коллектор; 2 — подвеска; 3 — шарнирное со¬
единение; 4 — балка каркаса; 5 — опора с ребром
жесткости; 6 — овальное отверстие под болт
Накаркасная облегченная обмуровка
выполняется из двух-трех слоев различных
материалов. При более плотном экраниро¬
вании стен топки снижается температура
непосредственно за экраном, это позволяет
уменьшить толщину тяжелых огнеупорных
материалов. Уменьшение толщины и веса
•обмуровки позволило осуществить ее опи¬
сание на металлоконструкции каркаса
(рис. 17.6,6), в результате чего стало воз¬
можным выполнять ее любой высоты. Вся
•стенка делится разгрузочными поясами
(кронштейнами, опирающимися на каркас)
на ярусы. Свободное тепловое расширение
каркаса и обмуровки обеспечивается за
•счет узких горизонтальных щелей (темпе¬
ратурные швы), заполненных мягким огне¬
упорным материалом (асбестом). Для
исключения выпучивания, огнеупорного слоя
:в топку предусмотрено его крепление
ж каркасу специальными крюками.
Накаркасная щитовая обмуровка
'{рис. 17.6,в) состоит из огнеупорного бе¬
тонного щита размерами 1000X1000 мм,
с которым плотно связаны два — четыре
слоя тепловой изоляции и внешняя уплот¬
нительная газонепроницаемая штукатурка,
накладываемая на металлическую .сетку.
Готовые в заводском исполнении обмуро-
рочные плиты крепятся к каркасу, а места
цх стыков заделываются при монтаже теп¬
лоизоляционным бетоном. В качестве теп¬
ловой изоляции используются совелитовые
сплиты толщиной 40—50 мм каждая или
известково-кремнеземистая изоляция тол¬
щиной 100—130 мм.
Щитовая обмуровка получил§ в по¬
следнее время широкое распространение
для изоляции стен топки (на* пряк?0т$чных
котлах) и остальных газрходов котя§: До*
15*
стоинство накаркасной конструкции опре¬
деляется простотой ее сборки на котле и
относительно небольшим удельным весом.
Так, если стеновая кирпичная обмуровка
имеет вес 600—1000 кг/м2 поверхности,
облегченная накаркасная — 200—600 кг/м2,
то щитовая накаркасная обмуровка —
140—320 кг/м2.
Натрубная обмуровка. В топочных ка¬
мерах барабанных котлов с равномерным
и плотным экранированием	(аэ= 1,07 ч-
1,15) применяют для ограждения стен топ¬
ки натрубную обмуровку (рис. 17.6,г).
В этом случае с тыльной стороны ко всем
трубам приваривают металлическую сетку,
а через каждые пять-шесть труб привари¬
вают штыри. На трубы наносят слой обму¬
ровки (хромитовую массу, шамотобетон)
толщиной 40—50 мм. Далее наносят два-
три слоя изоляционных плит (асбоцемент,
совелит), которые крепят к трубам второй
металлической сеткой. Снаружи наносят
слой газонепроницаемой штукатурки.
Преимущества натрубной обмуровки
состоят в сравнительной простоте конструк¬
ции, меньшем расходе материалов, малой
толщине изоляционного слоя (115—155 мм)
и небольшой массе (100—140 кг/м2). Высо¬
кой плотности натрубной обмуровки до¬
стичь не удается из-за появляющихся
в эксплуатации трещин, вызванных разли¬
чиями температурных расширений труб и
жаростойкого слоя.
В целях исключения образования тре¬
щин в последнее время предлагается нано¬
сить теплоизоляционный слой методом на¬
пыления теплоэластичной изоляции, а далее
по металлической сетке накладывается га¬
зоплотная штукатурка. Теплоэластичная
изоляция полностью компенсирует темпера-
221


Рис. 17.6. Конструкции обмуровок вертикальных стен:
а _ стеновая кирпичная; б — накаркасная облегченная; / — диатомовый кирпич; 2 — шамотный огнеупор*
ный кирпич; 3 — фасонный огнеупорный кирпич; 4 — совелитовые плиты; 5 —кронштейн; 6 — чугунный
крюк; 7 — металлическая обшивка; 8 — каркас обмуровки; в —щитовая накаркасная; г — натрубная; о —
натрубная теплоизолирующая; / — экранные трубы; 2 — шамотобетон; 3 — теплоизоляционный бетон; 4 —
совелитовые плиты; 5 — штырь диаметром 12 мм; 6 — металлическая сетка; 7 — проволочный каркас
щита; 8—газонепроницаемая штукатурка; 9 — известково-кремнеземистая* плита; 10 — шайба кре¬
пежная
228


Рис. 17.7. Температурный режим футеро¬
ванного экрана:
1 — хромит; 2 —шипы; 3 — экранная труба; 4 —
изоляционная масса; 5, 8 — металлические сетки;
6 — штырь для крепления обмуровки; 7 — совели-
товые плиты; 9 — уплотняющая штукатурка; 10 —
газонепроницаемая обмазка; А — температура об¬
муровки; Б — температура. штыря 6
турные расширения элементов конструкции.
В газоплотных топках с мембранными
экранами отпадает необходимость в слое
огнеупорного бетона, так как температура
с тыльной стороны труб не превышает
500—600 °С и отсутствует контакт изоля¬
ции с газовой средой. Поэтому ограждения
таких топок выполняют только из тепловой
изоляции, укрепленной на экранной поверх¬
ности (рис. 17.6,д). В этом случае к экран¬
ным трубам прилегают плиты известково¬
кремнеземистой изоляции толщиной 105 мм,
за ними закрепляют слой совелитовых плит
и снаружи обшивают стальным листом, ко¬
торый в определенных местах изгибается '
для восприятия разницы термических рас¬
ширений металла экрана и внешней обшив¬
ки. Общая толщина слоя изоляции состав¬
ляет около 150 мм, а масса изоляции —
40—60 кг/м2. Ввиду исключения из систе¬
мы ограждений котла тяжелого огнеупор¬
ного бетона общий вес ограждений газо¬
плотного котла * получается примерно
в 5 раз меньше, чем на таком же по мощ¬
ности котле, но с обычным экраниррванием
топки и неэкранированными стенами гори¬
зонтального газохода и конвективной
шахты.
На рис. 17.7 показано изменение тем¬
пературы в слое натрубной обмуровки топ¬
ки с жидким шлакоудалением в области
зафутерованного экрана. Наибольший гра¬
диент температур имеет место в слое
огнеупорной футеровки. Наружная тепло¬
вая изоляция снижает температуру газов
до 40—50 °С на наружной поверхности.
Барабан и коллекторы, паропроводы
перегретого пара, питательные трубопрово¬
ды, газовоздухопроводы находятся вне
обмуровки. Перечисленные элементы обору¬
дования имеют температуру 200—500ЪС,
и их покрывают тепловой изоляцией глав¬
ным образом для защиты персонала от
ожогов и уменьшения потери теплоты
в окружающую среду.
Во избежание присосов воздуха в ме¬
сте сочленения разных типов обмуровок
выполняют . уплотненный температурный
шов, так как щитовая и натрубная обму¬
ровки имеют разные характеристики тем¬
пературных расширений. Чаще всего —это
зазор, заложенный асбестовыми шнурами
и сверху закрытый плотной асбестовой
тканью со складкой.
Во многих барабанных котлах старых
выпусков обмуровку холодной воронки
прикрепляют к экранным трубам, а обму¬
ровку вертикальных стен топки делают на-
каркасной. При растопке котла экранные
трубы удлиняются и висящая на трубах
холодной воронки обмуровка перемещается
вниз на 50—100 мм. Щель между ней и
обмуровкой вертикальных стен топки
уплотняют с помощью гидравлического за¬
твора (рис. 17.8). Такой затвор располо¬
жен по всему периметру топочной камеры.
Вода в нем проточная, что предотвращает
возможность ее закипания. Такие затворы
ставят также на выходе из холодной, во¬
ронки в шлаковую ванну, если по всей вы-,
соте экранов выполнена натрубная обму¬
ровка (см. рис. 8.18).
В газомазутных котлах трубы подового
экрана, имеющие почти горизонтальное рас¬
положение, защищают от повышенного на¬
грева укладкой двух-трех слоев шамотного
кирпича (рис. 17.8) с внешней огнеупорной
обмазкой. В пылеугольных котлах с жид¬
ким шлакоудалением вместо кирпича подо¬
вый экран футеруют карборундовой массой
из более жаростойкого состава на алю-
мофосфатной связке. Такой слой более
устойчив при контакте с расплавленным
шлаком.
Гарнитура котла. Для обслуживания
топки и газоходов в обмуровочном ограж¬
дении котла предусмотрена гарнитура:
взрывные клапаны, лазовые затворы, люч¬
ки. Гарнитура котла должна легко и плот¬
но закрываться, чтобы защитить газовый
тракт от присоса воздуха, а помещение —
от выбивания продуктов сгорания.
В эксплуатации вследствие неправиль¬
ных действий персонала возможно внезап¬
ное взрывного характера возгорание топ-?
229


60
7	5
Рис. 17.8. Узел обмуровки пода:
2 —щит из шамотобетона; 2 — теплоизоляцион¬
ный бетон:	3 — совелнтовые плиты; 4 — наруж¬
ная обшивка; 5 — экранные трубы; 6 — слой ша¬
мотного кирпича; 7 — хромитовая обмазка; 8 —
каркас пода; 9 — каркас щитовой обмуровки;
20 — гидрозатвор
лива, сопровождающееся повышением дав¬
ления (хлопок в топке и газоходах). Для
предотвращения разрушающих последствий,
вызываемых хлопками, в обмуровке котлов
сделаны круглые проемы, которые обору¬
дованы автоматически открывающейся
дверцей при повышении давления. Во внозь
проектируемых котлах взрывные клапаны
не предусматривают, так как каркас топки
и газоходов рассчитывается на повышение
давления, вызываемое хлопком.
Лазовые затворы (лазы) выполняют
для производства ремонта топки изнутри.
Обычно их выполняют круглого или квад¬
ратного сечения эквивалентным диаметром
450—500 мм. В месте выполнения лаза про¬
изводят разводку экранных труб, а амбра¬
зуру лаза и обмуровку открывающейся
крышки делают из шамотобетона.
Лючки служат для отбора проб газо¬
вой среды во время работы котла, измере¬
ния температур факела, наблюдения за
процессом горения топлива в топке, ввода
обдувочных аппаратов. Лючки выполняют
круглыми диаметром 100 мм с рамой из
жаростойкого чугуна. Каждое отверстие
для смотрового лючка, обдувочного аппа¬
рата является местом для дополнительной
утечки теплоты и возможного присоса воз¬
духа в топку. Поэтому количество отвер-
230
ла:
/ — наружный корпус; 2 — обойма; 3 — смотро¬
вое жаропрочное стекло; 4 — заслонка; 5 — жаро-
стойкий наконечник; 6 — крепежная рама; 7 —
кольцевая щель для воздушного охлаждения;
8 — подвод воздуха	•
стий в обмуровке стремятся по возможно¬
сти свести к минимуму. В топках котлов,
работлющих под наддувом, лючки должны
быть уплотнены от проникновения газов из
топки в» помещение (рис. 17.9). Наблюде¬
ние за горением факела производят через
жаропрочное стекло. При необходимости
ввести через лючок внутрь топки прибор
лючок вначале ставится под повышенное
давление воздуха, затем снимается жаоо-
прочное стекло и вводится прибор. Работа
с прибором в топке должна быть не дли¬
тельной, так как в это время через лючок
в топку поступает воздух. Высококачест¬
венная тепловая изоляция позволяет
уменьшить тепловые потери по сравнению
с неизолированной поверхностью на 95—
97%, что обеспечивает также улучшение
санитарно-гигиенических условий труда и
техники безопасности.
Контрольные вопросы к гл. 17
1.	Дайте объяснение, в каких случаях
целесообразно применение Т-, N-, U-образ-
ных и башенной компоновок котла.
2.	Что такое «сомкнутая компоновка»?
Какие преимущества она имеет?
3.	Назовите типы используемых карка*
сов котла. Какие нагрузки воспринимают
каркасы?
4.	Когда целесообразнее использовать
совмещенный со зданием каркас? Какие
преимущества он дает?
5.	Как обеспечивается свобода тепло¬
вых расширений элементов котла?
6.	Какие материалы относят к обмуро*
вочным, а какие к теплоизоляционным?
7.	Назовите виды обмуровок и разно¬
видности их конструкций.
8.	Назовите способы, обеспечивающие
газовую плотность обмуровки в местах
компенсации тепловых расширений.


Глава восемнадцатая
ГАЗОВОЗДУШНЫЙ ТРАКТ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ И
ЕГО ОБОРУДОВАНИЕ
18.1.	Основы
аэродинамического расчета
газовоздушного тракта
Газовоздушный тракт парового
котла представляет собой комплекс
элементов, по которому осущест¬
вляется движение воздуха (воз¬
душный тракт) и продуктов сгора¬
ния до выхода в атмосферу (газо¬
вый тракт). На транспортировку
воздуха и дымовых газов затрачи¬
вается значительное количество
энергии, которое зависит от прин¬
ципиальной его схемы, аэродина¬
мического выполнения его элемен¬
тов и принятых скоростей движе¬
ния воздуха и дымовых газов. На
рис. 18.1 приведены варианты вы¬
полнения газовоздушного тракта:
с уравновешенной тягой, когда
аэродинамическое сопротивление
воздушного тракта преодолевается
за счет напора, создаваемого дутье¬
вым вентилятором, а аэродинами¬
ческое сопротивление газового
тракта —за счет дымососа, и под
наддувом, когда аэродинамическое
сопротивление газовоздушного трак¬
та в целом преодолевается за счет
напора, создаваемого вентилятором
(воздуходувкой). Во втором случае
расход энергии на привод тяго¬
дутьевых машин и потеря с уходя¬
щими газами в котле уменьшаются.
но это связано с некоторым услож¬
нением конструкции котла (газо¬
плотные котлы).
Аэродинамический расчет вы¬
полняют с целью определения
аэродинамического сопротивления
воздушного и газового трактов и
выбора тягодутьевых машин. Ис¬
ходные данные для аэродинамиче¬
ского расчета берутся по резуль¬
татам теплового расчета парового
котла на номинальную нагрузку:
расходу воздуха и продуктов сго¬
рания (см. гл. 6), температуре и
скорости воздуха и продуктов сго¬
рания (см. § 15.4), геометрическим
характеристикам поверхностей кот¬
ла, а также внешних газовоздухо-
проводов (по проекту)'.
Сопротивление газовоздушного
тракта складывается из сопротив¬
ления трения прямых участков ка¬
налов ДрТр и местных сопротивле¬
ний, связанных с изменением на¬
правления движения и с измене¬
нием формы каналов, Дрм, к кото¬
рым относятся и потери при попе*
речном обтекании трубок поверх¬
ностей парового котла.
Сопротивление трения, Па, рас¬
считывается по выражению
&Рч9 = Х±рл, (18.1)
“Э
	Топливо 	 Воздух	Дымовые газы
Рис. 18.1. Принципиальные схемы газовоздушных трактов:
а — схема с уравновешенной тягой на каменном угле; / — паровой котел под разрежением; 2 — пылепри-
готовительная установка; 3 —» горелка; 4 — воздухоподогреватель; 5 — золоуловитель; 6 — дутьевой венти¬
лятор; 7 —дымосос; в —дымовая труба; б —схема под наддувом на газе и мазуте:	/ — газоплотный
котел; 2 — горелка; 3 — воздухоподогреватель; 4 — воздуходувка; 5 — дымовая труба
231


а местные сопротивления
Дрм=£Рд,	(18.2)
причем динамическое давление, Па,
входящее в формулы (18.1) и
(18.2), определяется по выражению
рд=ра»2/2.
В вышеприведенных формулах X—
коэффициент сопротивления трения
(справочные данные); .I — длина
участка канала, м; (U, — эквивалент¬
ный (гидравлический) диаметр, м;
£ — коэффициент местного сопро¬
тивления (справочные данные); р —
плотность воздуха (газа) при сред¬
ней температуре на рассматривае¬
мом участке, кг/м3; w — скорость
воздуха (газов), м/с, в сечении, к
которому относятся коэффициенты
Я и £.
Коэффициент сопротивления тре¬
ния зависит в основном от произве¬
дения скорости на диаметр, по ко-,
торому протекает газ. Для гладких
стенок (например, металлических
газоходов или труб) при определе¬
нии X можно пользоваться прибли¬
женным соотношением
X = A/fr wd^, (18.3)
где А — коэффициент, зависящий от
температуры газа (воздуха):
t, °С 0 ' 200	400	600	800 1000
А 0,019 0,024 0;027 0,031 0,034 0,036
При шероховатых стенках (кирпич,
бетон) приходится вводить некото¬
рую поправку, повышающую зна¬
чение X.
.Наибольшее сопротивление дви¬
жению потока оказывают поверх¬
ности нагрева, располагаемые попе¬
рек движения газов. Для коридор-
но расположенных труб коэффици¬
ент сопротивления определяется по
выражению
£=$о 22,	(18.4)
а при шахматном расположении
5=5'о(2*+1),	(18.5)
гре to, £'о— коэффициент сопротив¬
ления одного ряда труб при кори¬
дорном и шахматном расположении
(определяется по [1]); 2 2— число
рядов труб по ходу потока.
По газовому тракту кроме по¬
верхностей нагрева парового котла
значительное гидравлическое сопро¬
тивление имеют также золоулови-
- тели, газопроводы, внешние газохо¬
ды, дымовые трубы. По воздушному
тракту кроме сопротивления возду¬
хоподогревателя следует учитывать
также сопротивление горелок, воз¬
духопроводов холодного и горячего
воздуха.
Для каждого элемента газовоз¬
душного тракта при проектировании
котельной установки выбирается
оптимальная скорость движения
воздуха (газа). Она будет больше
при низкой стоимости киловатт-часа
энергии в районе установки элек¬
тростанции и в случае повышенной
стоимости поверхностей нагрева и
материала газовоздухопровода. При
этом вводятся ограничения скоро¬
стей в газовом тракте: максималь¬
ная скорость — по условиям абра¬
зивного износа й минимальная ско¬
рость — в целях исключения роста
золовых отложений (см. п. 14.4.2).
Для сокращения расхода энер¬
гии на транспортировку воздуха и
газов большое значение имеет ра¬
циональное выполнение элементов
газовоздухопроводов, при котором
коэффициент местного гидравличе¬
ского сопротивления £ оказывается
минимальным. На рис. 18.2 приве¬
дены рекомендуемые схемы выпол¬
нения некоторых элементов газовоз¬
духопроводов.
Плотность перемещаемой среды
в газовоздушном тракте из-за повы¬
шенных температур оказывается
меньше плотности окружающего
газоход воздуха. Вследствие этого
возникают силы, выталкивающие
газы вверх (самотяга). Для газохо¬
дов, в которых движение потока на¬
правлено вверх, самотяга способст¬
вует движению потока и потому
уменьшает его гидравлическое со¬
противление. Для газоходов с дви-
232


Рис. 18.2. Рекомендуемые схемы выполнения некоторых элементов газовоздухопроводов:
а — поворот потока на 90°; б — поворот потока в естественных условиях; в — тройник собирающий; г —
вход в дымовую трубу; д — забор воздуха из верхней зоны котельной; е — всасывающий карман при
входе в вентилятор
жением газов вниз она добавляется
к гидравлическому сопротивлению.
Самотяга ДЛС, Па, при темпера¬
туре наружного воздуха 20 °С на
любом; участке газовоздушного
тракта определится по выражению
ДЛс=±9,8#(1,2-р), (18.6)
где Я — разность высот концов уча¬
стка, м; р — плотность перемещае¬
мой среды, кг/м3, определяемая по
выражению
_	273
р
где ро — приведенная к 0 °С и
760 мм рт. ст. плотность продуктов
сгорания или воздуха, кг/м3; 0“ —
средняя температура газового или
воздушного потока, СС.
Суммарное сопротивление газо¬
вого тракта при уравновешенной тя¬
ге, Па, от выхода из топки газов до
выхода из дымовой трубы
ДЯГ=Л"Т+ДЯ'Г—ДЛС, (18.7)
где h"т — разрежение на выходе
топки (обычно 20 Па); ДН'т — сум¬
марное сопротивление всех элемен¬
тов газового тракта котла и газохо¬
дов до дымовой трубы, Па; ДАС —
суммарная самотяга газового трак¬
та, включая дымювую трубу, Па.
По воздушному тракту сопротив¬
ление определяется по выражению
ДЯв=ДЯ,в—Дйс— (h" т-{-9,5 Я'),
(18.8)
где ДЯ'В — суммарное сопротивле¬
ние всех элементов воздушного
тракта, Па; Д/гс — самотяга воздуш¬
ного тракта, Па; Я'— разность от¬
меток между выходом газов из топ¬
ки и вводом в нее воздуха, м.
Для паровых котлов под надду¬
вом сопротивления газового и воз¬
душного тракта суммируются:
дЯ„ад=ДЯг+ДЯв—9,5#'. (18.9);
18.2.	Тягодутьевая установка
В котельных установках ТЭС ис¬
пользуется принудительное движе¬
ние воздуха и газов. Исключением
являются пиковые теплофикацион¬
ные водогрейные котлы (ПТВМ), у
которых движение дымовых газов
осуществляется за счет самотяги.
Однако в настоящее время на новых
233


ТЭЦ получают применение для теп¬
лоснабжения и котлы с принуди¬
тельной тягой (КВГМ, КВТК), ко¬
торые оказываются более надежны¬
ми в эксплуатации.
Тягодутьевые машины должны
обеспечивать номинальную нагрузку
парового котла и при этом иметь
высокую экономичность, эффектив¬
но работать на частичных нагрузках,
отличаться высокой надежностью в
работе, компактностью размеров и
быстроходностью вращения при уме¬
ренном шуме.
Важнейшим показателем эконо¬
мичности вентилятора и дымососа
является его КПД
r\u=QH/W, (18.10)
где Q — количество перемещаемого
воздуха (газа), м3/с; Н — развивае¬
мое полное давление, кПа; W — по¬
требляемая на валу мощность, кВт.
В качестве тягодутьевых машин
применяются три типа вентилято¬
ров: радиальные (центробежные) с
вперед загнутыми лопатками, ради¬
альные с назад загнутыми лопатка¬
ми и осевые. В настоящее время
вентиляторы с вперед загнутыми ло¬
патками не используются в новых
энергетических установках, так как
их КПД на номинальном режиме
не превышает 65—70 %. Поэтому
исключительное применение в нас-
стоящее время имеют радиальные
вентиляторы с назад загнутыми ло¬
патками и осевые, КПД которых на
исходном режиме находится в диа¬
пазоне 82—87 %.
Давление, развиваемое вентиля¬
тором, Па, зависит от окружной
скорости рабочего колеса по наруж¬
ному диаметру иг, м/с, и плотности
перемещаемой среды р2, кг/м3:
H=Hpuf. (18.11)
Коэффициент пропорционально¬
сти Н в выражении (18.11) назы¬
вают коэффициентом давления. Эта
величина является неизменной для
всей серии вентиляторов данной
аэродинамической схемы независи¬
мо от их размеров и скорости враще-
234
Ряс. 18.3. Аэродинамическая схема ради¬
ального вентилятора с профильными за¬
гнутыми назад лопатками (типа 0,7-160-II)
ния. Величина Н определяется ти¬
пом вентилятора (у радиальных
больше, чем у осевых) и углом
между касательной к выходной
кромке лопатки и касательной к
окружности колеса 02-
Следует отметить, что наиболь¬
ший коэффициент давления имеют
радиальные машины с вперед загну¬
тыми лопатками (02<9О°): Н=
=0,87. Наивысшего КПД (87 %)
достигают радиальные машины с
углом установки лопаток 02=1600
(загнутые назад лопатки). Они име¬
ют низкий коэффициент давления:
#=0,35 (рис. 18.3). Эти машины
получили широкое применение на
паровых котлах средней и большой
мощности в качестве дутьевых вен¬
тиляторов. Однако они не могут ис¬
пользоваться в качестве дымососов
за пылеугольными котлами вслед¬
ствие отложения золы на тыльной
стороне рабочих лопаток. Для паро¬
вых котлов блоков мощностью
300 МВт и более в качестве дымосо¬
сов исключительное применение по¬
лучили осевые дымососы (рис. 18.4),
отличающиеся компактностью в ра¬
диальном направлении и высокой
быстроходностью. При КПД на
уровне 80—82 % они имеют коэффи¬
циент давления на ступень 77=0,25.
Для получения необходимых напо-


Рис. 18.4. Осевой дымосос типа ДОД:
а — аэродинамическая схема; 1 — всасывающий
карман; 2 — вал; 3 — обтекатель; 4 — поворотный
направляющий аппарат первой ступени; 5 — ра¬
бочие лопатки первой ступени; 6 — поворотный
направляющий аппарат второй ступени; 7 — ра¬
бочие лопатки второй ступени; 8 — спрямляю¬
щий аппарат; 9 — диффузор; б — характеристика
дымососа ДОД 31,5 при'0-1ОО°С и л-490 об/мин
ров при низких коэффициентах
давления они выполняются обычно
двухступенчатыми.
Значительную часть времени тя¬
годутьевые машины работают при
пониженных против расчетных про¬
изводительности и давлении. Этр
объясняется переменным графиком
нагрузки основного оборудования
электростанции и значительными
нормативными запасами по расхо¬
ду и давлению, принимаемыми при
выборе тягодутьевых машин. По¬
этому КПД вентиляторов и дымо¬
сосов в процессе эксплуатации т)эк«
определяется по соотношению
'Пэкс^ЧмЛрег»	(18.12)
где riper — КПД регулирования при
работе машины на частичной на¬
грузке.
При уменьшении расхода воз¬
духа или дымовых газов снижается
сопротивление тракта по выраже¬
нию
//2 = //а (Q2/QV)2 (18ЛЗр
и теоретическая мощность На
транспортировку газов
W2 = Wl(Q2/Qi)3‘	(18.14)
В формулах (18.13) и (18.14) Qt,
Hi, Wi — расход, м3/с, давление,
кПа, мощность, кВт, в расчетном
режиме; Q2, Н2, W2 — то же при
пониженной нагрузке.
Однако такое снижение мощно¬
сти имело бы место, если бы суще¬
ствовал привод, при котором можно
было бы плавно и без потерь сни¬
жать частоту вращения рабочего
колеса вентилятора по мер$умень¬
шения расходов газа (воздуха). До
настоящего времени не удалось
создать привод, удовлетворяющий
этим условиям, кроме случая, ког¬
да в качестве привода вентилятора
применяется паровая турбина. Этот
случай встречается в практике на
паровых котлах очень большой
мощности под наддувом (например,
на блоках мощностью 1200 МВт на
газе и мазуте).
Основным способом регулирова¬
ния производительности вентилято¬
ров и дымососов с электроприводом
является применение так называе¬
мых направляющих аппаратов, ко¬
торые устанавливаются во входном
патрубке вентилятора. Эти аппара¬
ты представляют собой набор лопа¬
ток, установленных перед входом
на рабочее колесо (рис. 18.5), кото¬
рые могут при пониженных нагруз¬
ках поворачиваться одновременно
на некоторый угол, закручивая по¬
ступающий в вентилятор поток в
сторону вращения рабочего колеса
вентилятора и уменьшая этим по¬
требление энергии на его привод.
Наиболее эффективным этот спо¬
соб оказывается для осевых венти¬
ляторов и дымососов, у которых цен¬
тробежные силы не участвуют в
создании давления. Для радиаль¬
ных (центробежных) вентиляторов
этот способ оказывается менее эф¬
фективным, особенно для высоко-
235


Рис. 18.5. Направляющий аппарат осевого типа для регулирования производительности ра¬
диального вентилятора:
/ — обечайка направляющего аппарата; 2 — створки аппарата; 3 — обтекатель; 4 — поворотное кольцо
с рычагами створок; 5 — рукоятка привода к авторегулятору; 6 — кожух вентилятора; 7 — рабочее
колесо с лопатками; 8 — опорный подшипник
экономичных вентиляторов с силь¬
но загнутыми назад лопатками.
Для этих машин направляющие ап¬
параты применяются в комбинации
с двухскоростными асинхронными
двигателями. При значительном
снижении расхода воздуха (газа)
производится переключение на по¬
ниженную частоту вращения (на¬
пример, е 750 на 600 об/мин); в про¬
межутке между этими переключени¬
ями регулирование осуществляется
направляющими аппаратами. На
(рис. . 18.6 показано изменение потреб¬
ляемой мощности на частичных на¬
грузках при различных способах ре¬
гулирования производительности.
Там же показана кривая 3 регули¬
рования производительности при
установке между односкоростным
электродвигателем и валом венти¬
лятора гидромуфты; однако этот
способ не получил применения в
отечественной энергетике.
Выбор тягодутьевой установки.
Для выбора дутьевых вентиляторов
и дымососов должны быть извест¬
ны соответствующие объемы возду-
Рнс. 18.6. Изменение потребляемой мощно¬
сти от относительного расхода для ради¬
ального вентилятора с назад загнутыми
лопатками:	,
/ — регулирование направляющим аппаратом;
2 — то же в комбинации с двухскоростным дви¬
гателем; 3 — мощность, расходуемая на транспор¬
тировку воздуха (полезная мощность)
ха и продуктов сгорания V, м3/с, и
определено полное сопротивление
тракта при номинальной нагрузке
ДЯП, Па, с учетом самотяги как в
газоходах, так и в дымовой трубе.
К полученным величинам вводят
коэффициенты' запаса по расходу
01=1,10'и давлению для дымососов
02=1,20 и для дутьевых вентилято¬
ров 02=1,15. Расчетный расход,
м3/с, и полное давление, Па, созда¬
ваемое машиной, запишутся так:
Qp=0iV;
Яр=02ДЯп.
Для обслуживания парового кот¬
ла устанавливают несколько венти¬
ляторов, которые работают парал¬
лельно. Каждый вентилятор должен
обеспечить расход QP/n, где п —
число установленных вентиляторов
(дымососов). Наилучшим решени¬
ем считается установка двух венти¬
ляторов (дымососов) на котел про¬
изводительностью по 50% каждый.
Только на очень крупных паровых
котлах (2600 т/ч и выше) прихо¬
дится устанавливать три-четыре
вентилятора и три-четыре дымосо¬
са. Такое увеличение числа машин
следует считать временным, до раз¬
работки необходимых типоразме¬
ров тягодутьевых, аппаратов.
Расчетное давление Яр необхо¬
димо скорректировать с учетом
массы среды, для которой заводом-
изготовителем дается характеристи¬
ка машины:
Яр"Р=6рЯр, ;(18.15)
где £р=р3ав/р — коэффициент при¬
ведения; р и рзав — соответственно
плотность перемещаемых машиной
продуктов сгорания и воздуха при
заводских испытаниях и заданной
температуре, кг/м3.
Для каждой машины имеется
заводская характеристика, на кото¬
рой приводится зависимость от рас-
237


Рис. 18.7. Сводный график для выбора дутьевых вентиляторов типа 0,55-40-1
хода Q, давления Н, КПД -л и по¬
требляемой мощности W. При вы¬
боре вентилятора расчетные точки
Qp и Яр”? должны располагаться
возможно ближе к кривой.развива¬
емого давления с нижней ее сторо¬
ны.
Для выбора типоразмера и час¬
тоты вращения рабочего колеса
вентилятора используются сводные
графики, на которых приведены ра¬
бочие зоны характеристик всех вен¬
тиляторов данной серии. Для каж¬
дого вентилятора или дымососа об¬
ведены рабочие зоны Q = H харак-
' теристик, внутри которых должна
располагаться расчетная точка вен¬
тилятора. Сводный график харак¬
теристик центробежных вентилято¬
ров типа 0,55-40-1 приведен на
рис. 18.7.
В СССР принята единая марки¬
ровка выпускаемых тягодутьевых
машин. Буквой Д обозначаются ды¬
мососы, ВД — дутьевые вентилято¬
ры. Если после этих букв других
букв нет, то это центробежные (ра¬
диальные) машины с вперед загну¬
тыми лопатками. Если в обозначе¬
ние включена буква Н, т. е. маши¬
на типа ДН или ВДН, то это озна¬
чает, что эти машины имеют назад
238
загнутые лопатки. Осевые дымососы'
обозначаются ДОД (дымосос осе¬
вой двухступенчатый), осевые дуть¬
евые вентиляторы — ВДОД. После-
букв указывается диаметр рабочего
колеса в дециметрах, например-
ДН — 21 (диаметр колеса 2100 мм).
Если после первой цифры стоит циф¬
ра 2, то это значит, что машина име¬
ет всасывание с двух сторон рабо¬
чего колеса, например ВДН — 25X2'
(дутьевой вентилятор двусторонне¬
го всасывания с диаметром колеса-
2500 мм).
Кроме вентиляторов и дымосо¬
сов для парового котла и системы
пылеприготовления могут устанав¬
ливаться вентиляторы специального
назначения. К ним относятся венти¬
ляторы горячего дутья, подающие-
вторичный воздух в горелки и уста¬
навливаемые после воздухоподогре¬
вателя (ВГД), и дымосомы рецир¬
куляции газов из конвективной;
шахты в топочную камеру (ГД).
Контрольные вопросы к гл. 18
1.	Назовите, какие составляющие опре¬
деляют расчетное сопротивление газовоз¬
душного тракта. Какая из составляющих;
имеет наибольшее значение?


2.	Какова роль самотяги при опускном
движении газов в конвективной шахте и
^подъемном движении в дымовой трубе?
3.	Какие показатели используются при
^определении экономичности (КПД) тяго-
.дутьевой установки?
4.	Какие типы машин применяют в ка¬
честве дутьевых вентиляторов и дымососов
на котлах большой мощности?.
5.	Назовите способ^, используемые
для регулирования нагрузки тягодутьевых
машин.
Глава девятнадцатая
ОЧИСТКА ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА И ШЛАКОУДАЛЕНИЕ
НА ТЭС
19.1.	Очистка
поверхностей нагрева
от загрязнений
Характеристики поведения минераль¬
ных примесей в топке и в последующих
конвективных поверхностях нагрева изло*
жены в § 8.2 и 14.1.	Я
В зоне высоких температур газов
(выше 700—800 °С) на поверхности нагре¬
ва могут образоваться как сыпучие, так и
плотные шлаковые отложения. В зоне по¬
ниженных температур газов (ниже 600 °С)
отложения в основном относятся к разряду
сыпучих, связанных с шероховатой поверх¬
ностью труб и друг с другом за счет меха¬
нического сцепления.
Загрязнения поверхностей нагрева топ¬
ки и конвективных газоходов приводят
к ухудшению теплопередачи, что снижает
тепловую эффективность работы поверхно¬
сти и в конечном итоге КПД котла. За¬
грязнение плотных конвективных пучков
труб, кроме того, увеличивает гидравличе¬
ское сопротивление газового тракта и за¬
траты энергии на собственные нужды.
19.1.1.	Очистка
радиационных поверхностей
нагрева
Наиболее распространена очистка вер¬
тикальных экранов топки струей перегре¬
того пара (рис. 19.1). Аппарат состоит из
обдувочной трубы для подвода пара и ме-
JPhc. 19.1. Аппарат для обдувки топочных
экранов:
J — сопловая головка; 2 — паровой клапан; 3 —
топочный экран
ханизма привода. Сначала обдувочной тру¬
бе сообщается поступательное движение.
Когда сопловая головка обдувочной трубы
вдвигается в топку, труба начинает вра¬
щаться. В это время автоматически откры¬
вается паровой клапан и пар поступает
к двум диаметрально расположенным обду¬
вочным соплам. При таком методе обдувки
очищается экранная поверхность, находя¬
щаяся вокруг головки в радиусе 2,5—3 м.
Пар должен иметь давление 1,5—4,0 МПа
и температуру 350—400 °С. Аппараты это¬
го типа выпускаются заводом «Ильмари-
не». В неработающем положении сопловая
головка находится за трубами, что предо¬
храняет ее от чрезмерного нагревания.
Обдувочные аппараты так размещаются на
стенах топки, чтобы зона их действия
охватывала всю поверхность экранов. В ре¬
зультате каждая стена топки должна иметь
большое количество аппаратов, множество
Рис. 19.2. Зоны обслуживания стен топки
котла П-49 (D=1600 т/ч) аппаратами во¬
дяной обдувки:
а — размещение аппаратов в топке; 6 — след во¬
дяной струи на экране; / — обдувочный аппарат;
2 — пылеугольные горелки; 3 — горизонтальный
шнрмовый перегреватель
239


лючков для их ввода в топку, что удоро¬
жает котел' и его эксплуатацию. Кроме
того, паровая струя не удаляет шлаковые
отложения, часто образующиеся на трубах.
В последнее время наиболее эффектив¬
но проявила себя импульсная водяная
обдувка экранных поверхностей, особенно
при удалении шлаковых образований. В ап¬
парат водяной обдувки поступает техниче¬
ская вода с давлением’ 0,4—0,5 МПа. Соз¬
дается узкая дальнобойная струя (до
10 м), которая очищает противоположную
от установки аппарата стену (рис. 19.2).
Специальным автоматом развертки сопло
аппарата и струя воды из него совершают
возвратные горизонтально-наклонные дви¬
жения вдоль очищаемой стены. Против
каждой трубы экрана струя находится не
более 0,2 с, что создает «холодный удар»
для раскаленных отложений. Мгновенное
охлаждение наружного слоя составляет
около 400 °С. В результате сжатия слоя
отложений и последующего нагрева он раз¬
рушается и отпадает от трубы. Попадание
воды на чистые экранные трубы при таком
коротком контакте с металлом не создает
опасности для прочности экранной трубы.
Один такой аппарат обслуживает большую
площадь экранов, поэтому их количество
резко сокращается по сравнению с паровы¬
ми аппаратами.
19.1.2.	Очистка ширм
и конвективных змеевиковых
пакетов
Широкое применение на котлах для
очистки ширмовых и конвективных пакетов
перегревателей получает вибрационная
очистка. Аппараты виброочистки установ¬
лены в настоящее время более че4м нз
200 паровых котлах средней и большой,
мощности. Способ очистки заключается в
том, что в результате придания змееви¬
кам поверхности высокочастотных колеба¬
ний возникают силы инерции, отрывающие
отложения (как сыпучие, так и связно¬
шлаковые) от металла поверхности. Для.
удаления сыпучих отложений достаточно
создать ускорение (5—6)#, где g—уско¬
рение свободного падения, м/с*, что до¬
стигается генерированием колебаний 50 Гц.
Связношлаковые отложения удаляются»
при ускорениях (8—10)g, чему соответст¬
вуют высокочастотные колебания 100 Гц.
Наиболее эффективна вибрационная
очистка свободно подвешенных вертикаль¬
ных поверхностей (ширмы, конвективные
перегреватели). На, рис. 19.3 показан при¬
мер подобного использования аппарата
виброочистки для ширм .(разрез А—А) и
конвективного перегревателя в горизон¬
тальном газоходе ч (разрез Б—Б). Элект¬
ровибратор передает колебания на ниж¬
ние концы труб ширдо и з>!еевикового пе¬
регревателя через охлаждаемую штангу.
Для передачи колебаний всем трубам зме¬
евика от одной виброштанги выполняется
пояс жесткости (рис. 19.3,6) в виде встав¬
ных отрезков плавниковых труб, сварен¬
ных между собой.
Для очистки от сыпучих отложений в
пакетах перегревателя применяют глубо¬
ковыдвижные паровые обдувочные аппара¬
ты серии ОГ. Он имеет аналогичное ис¬
полнение, как и аппарат, показанный на
рис. 19.1, но отличается глубоким вводом
вращающейся сопловой головки в газоход
Рнс. 19.3. Схема виброочистки ширмового и конвективного перегревателей:
а — установка аппаратов; 6 — пояс жесткости; А—А — разрез горизонтального газохода по ширмовому
перегревателю; Б—Б — то же по конвективному перегревателю; 1 — ширмы; 2 — конвективный пакет;
3 — виброштанга; 4 — электровибратор; 5, 6 — подвод и отвод охлаждающей среды; 7 — плавник
240


(до 7—10 м). При вводе аппарата через
лючок боковой стены в разъеме между
двумя пакетами перегревателя осущест¬
вляется очистка обоих пакетов на глуби¬
ну до 1—1,5 м. Недостаток этого способа
очистки заключается в быстрой потере
энергии струи пара внутри пакета (осо¬
бенно с шахматным расположением труб)
и в повышенном эрозионном износе близ¬
корасположенных труб сильной струей
пара.
Для очистки горизонтальных змееви¬
ковых поверхностей конвективной шахты
котла чаще всего применяют дробеочист-
ку (рис. 19.4). Очистка происходит в ре¬
зультате использования кинетической энер¬
гии падающих на очищаемые поверхности
сталырых дробинок диаметром 3—6 мм, ко¬
торые развеивают (распределяют) равно-
Рис. 19.4. Схема дробеочистки, работаю¬
щая под разрежением:
/ — бункер для дроби:	2 — трубопровод для по¬
дачи дроби вверх; 3 — дробеуловитель (циклон);
4 — паровой эжектор; 5 — автоматический кла¬
пан; 6 — тарельчатый питатель; 7 — разбрасыва¬
тель дроби; 8 — выход газрв из котла
16-5185
Рис. 19.5. Аппарат импульсной очистки по¬
верхностей нагрева:
а — импульсная камера; б — установка импульс¬
ных камер в газоходе; J — камера смещения;
2 — сопло; 3 — подача газа и воздуха; 4 — элскт-:
розапальннк; 5 — конвективный пакет; 6 — им¬
пульсная камера
Мерно в верхней части по сечению верти¬
кального газохода. Очистка дробью произ¬
водится в среднем 20—30 мин с тем, чтобы
через 1 м2 сечения шахты прошло за это,
время 250—400 кг дроби. Внизу дробь со¬
бирается в бункере и сильной струей воз¬
духа (40—50 м/с) в инжекторе подхваты¬
вается и вновь поднимается вверх, где от¬
деляется от транспортирующего воздуха в*
дробеуловителе и паровым разбрасывате¬
лем снова вводится в шахту. Движение*
воздуха с дробью вверх обеспечивается
работой парового эжектора. Сбитые дробью*
зола и шлаковые наросты разрушаются на;
мелкие фракции и уносятся потоком газов,
в электрофильтры.
В последние годы для очистки змееви¬
ковых пакетов конвективной шахты стали
применять новый способ — импульсную*
термоволновую очистку. Она особенно эф¬
фективна при образовании на трубах лип¬
ких отложений (при сжигании мазута),
когда дробеочистка оказывается неэффек¬
тивной. Сущность метода заключается в^
периодическом создании высокотемператур¬
ной ударной газовой волны, которая вы¬
сушивает, а затем удаляет с поверхно¬
сти труб отложения. Ударная волна со¬
здается в импульсной камере (рис. 19.5),
куда поступает днесь природного газа с
воздухом и от искры воспламеняется. Го¬
рячие газы мгновенно выбрасываются че¬
рез специально спрофилированное сопло в
газоход котла, и создается ударная волна
0,2—0,4 МПа. В конвективном пакете
ударная волна быстро затухает, поэтому
приходится перед каждом пакетом уста¬
навливать по две — четыре импульсные ка¬
меры (рис. .19.5,6), которые включаются
в работу попарно сверху вниз вдоль кон¬
вективной шахты. Периодичность импуль¬
сов 2—8 с, время очистки поверхностей*
шахты 0,5—1 ч при включение 1—3 раза*
в диену.
В настоящее время на энергетических
котлах большой мощности широкое рас¬
пространение получили регенеративны^-
воздухоподогреватели (см. § 14.4). Опыт
их эксплуатации показал, что они под¬
вергаются значительным загрязнениям
практически при сжигании любых видов
топлива из-за малых проходных сеченнГг
241'


Рис. 19.6. Схема волновой очистки
ротора РВП:
1 — ударная труба; 2 — плоское сопло;
3 — форкамера; 4 — свеча; 5 — узел за¬
жигания; 6 — ротор РВП; 7 — вал ро¬
тора
между листами набивки (8—10 мм) и
низких температур газов и воздуха, при¬
водящих к выпадению влажных отложе¬
ний (при сжигании сернистых топлив).
Для очистки РВП широко применяют
обдувку поверхности набивки перегретым
паром (р=2,4 МПа, £=300 °С), используя
односопловые с качающейся штангой и
многосопловые стационарные аппараты ти¬
па ОП, через которые выходит пар со
скоростью около 800—900 м/с и очищает
за счет кинетической энергии поверхность
на глубину до 1,5 м* Обдувка произво¬
дится 1—3 раза в смену по 15—20 мин на
работающем РВП.
В случае образования плотных сер¬
нистых отложений (холодная часть РВП)
приходится применять водяную обмывку
поверхности. Для этого используется го¬
рячая (80—90 °С) щелочная вода (рН=
= 10-f-12). После промывки необходимо
тщательно высушить поверхность во избе¬
жание развития коррозии листов набив¬
ки и конструкционных материалов. Про¬
мывку водой рекомендуется производить в
редких случаях, когда другие способы не
дают эффекта.
Хорошие результаты в случае обра¬
зования уплотняющихся со временем лип¬
ких отложений дает термическая очистка
РВП. Для этого на работающем РВП от¬
ключают поступление воздуха на 20—
30 мин. Набивка разогревается до темпе¬
ратуры поступающих газов (280—300 °С),
отложения на ней высушиваются и- ссы¬
паются. Однако такой способ очистки вы¬
зывает температурные деформации ротора
РВП, и его применение ограничено.
Находит применение система термо-
волновой очистки холодной части РВП.
В этом случае смесительная камера вы¬
полняется в виде длинной ударной тру¬
бы, расположенной по радиусу РВП, а вы¬
ход— в виде плоского сопла вдоль трубы
(рис. 19.6). По эксплуатационным данным
волновая очистка не уступает по эффек¬
тивности обдувке перегретым паром. Ее
242
преимущество — отсутствие потерь кон¬
денсата пара на станции и увлажнения
газов в тракте до дымовой трубы.
19.2.	Золоулавливание
Для очистки дымовых газов от твер¬
дых частиц (золы уноса) все котельные
установки, работающие на твердом топ¬
ливе, оснащаются золоуловителями. Эф¬
фективность золоулавливания в большой
степени зависит от физико-химических
свойств золы и дымовых газов. Основными
характеристиками золы являются плот¬
ность, дисперсный состав (массовая доля
частиц различного размера), электриче¬
ское сопротивление (для электрофильт¬
ров), слипае^ость. В зависимости от мето¬
дов выведения частиц из потока дымо¬
вых газов золоуловители подразделяются
на инерционные (механические), мокрые и
электрофильтры.
Основным показателем работы золо¬
уловителя является коэффициент золо¬
улавливания
Т|з.у=(£/вх—^вых)/Свх» (19.1)
где Gвх и бвых — количество поступаю¬
щей и выходящей из золоуловителя золы.
Для проведения расчетов удобна так¬
же обратная величина — степень про¬
скока
р—1	11з.у = СвЫх/бвХ. (19.2)
Коэффициент золоулавливания со¬
гласно «Норм технологического проекти¬
рования тепловых электрических станций»
(1981 г.) должен выдерживаться в сле¬
дующих пределах:
для конденсационных электростанций
(КЭС) мощностью 2400 МВт и выше и
ТЭЦ мощностью 500 МВт и выше сте¬
пень очистки газов должна быть не ниже
99% при приведенной зольности Ап =
= 1%-кг/МДж и 99,5% при большей золь-
N ности;


Рис. 19.7. Циклонный золоуловитель типа БЦУ:
а —элемент батарейного циклона; 6 — батарейный циклон; / — вход запыленного газа; 2 — корпус;
Я — золовой бункер; 4 — выход очищенного газа; 5 —циклонный элемент; 6 — трубные доски; 7 — общий
бункер
для КЭС мощностью 1000—2400 МВт
и ТЭЦ 300—500 МВт — не ниже 98 и
99 %;
для КЭС мощностью 500—1000 МВт
и ТЭЦ 150—300 МВт — не ниже 96 и
98%;
для КЭС и ТЭЦ меньшей мощности
степень очистки газов принимается 93 и
96%.
Механические золоуловители. В каче¬
стве инерционных (механических) золоуло¬
вителей наибольшее применение получили
циклоны, в которых осаждение золы про¬
исходит за счет центробежных сил при
вращательном движении потока. Поступа¬
ющий тангенциально через входной патру¬
бок (рис. 19.7) газ движется в канале,
образованном наружной и внутренней ци¬
линдрическими поверхностями циклона, где
под действием центробежных сил происхо¬
дит отделение пыли. Затем очищенный газ
удаляется через внутренний цилиндр вверх,
а осевшая на наружной стенке зола ссы¬
пается под действием силы тяжести вниз
в коническую воронку и далее в общий
бункер. Эффективность улавливания золы
повышается с ростом скорости газов, раз¬
мера частиц и с уменьшением диаметра
циклона.
В настоящее вре^я циклоны устанав¬
ливаются на котлах паропроизводительно-
стью до 500 т/ч. Причем для повышения
эффективности применяются батарейные
циклоны, составленные из циклонов мало¬
го диаметра, обычно около 250 мм. Сте-
♦* пень улавливания батарейных циклонов
находится на уровне 0,85—0,93 при гид¬
равлическом сопротивлении 500—700 Па.
16*
Для энергетических установок реко¬
мендуется применение батарейных цикло¬
нов БЦУ-М с элементами, имеющими тан¬
генциальный улиточный подвод газа типа
подвода треста «Энергоуголь» с внутрен¬
ним диаметром 231 мм.
Рис. 19.8. Мокрые золоуловители:
а — центробежный скруббер; 1 — входной патру¬
бок запыленного газа; 2 — корпус золоуловителя;
3 — оросительные сопла; 4 — выход очищенного
газа; 6 — бункер; б — золоуловитель с коагуля¬
тором Вентури:	1 — входной патрубок запылен¬
ного газа; 2 — подача воды через оросительные
сопла; 3, 4, 5 — конфузор, горловина н диффузор
коагулятора Вентури; 6 — скруббер-каплеулови¬
тель; 7 — выходная камера очищенного газа
243*.


Мокрые золоуловители. Простейшим
'типом мокрого золоуловителя является
центробежный скруббер (рис. 19.8). От¬
личие его работы от сухого инерционно¬
го состоит только в том, что при нали¬
чии на стенке стекающей пленки воды от-
сепарированная за счет центробежных сил
зола лучше отводится из скруббера в бун¬
кер, при этом уменьшается вторичный за¬
хват зольных частиц со стенки газовые
потоком. Степень улавливания в мокрых
.золоуловителях ti=0,85-*-0,93.
Более высокая степень улавливания
достигается при применении мокрых
скрубберов с устройством, для предвари¬
тельного увлажнения газа (например, с
предварительно включенным коагулято¬
ром в форме трубы Вентури). В этом слу¬
чае частички пыли захватываются более
крупными каплями воды, в результате че¬
го происходит процесс их коагуляции.
Затем эти коагулированные частицы эф¬
фективно задерживаются на стенках цент¬
робежных скрубберов.
На рис. 19.8,6 показана схема золо¬
уловителя с коагулятором в форме трубы
Вентури. В движущийся поток тазов пе¬
ред трубой Вентури вводится через раз¬
брызгивающий насадок вода.
*^44
Эффективность мокрых золоуловите¬
лей определяется произведением расхода
орошающей жидкости на 1 м3 очищаемо¬
го газа <3ж, кг/м3, и скорости пылегазо¬
вого потока в горловине ыг, м/с. Обычно
применяются следующие значения этих
величин: <2ж=0,12-г-0,20 кг/м3 и нг=*
= 50-Г-70 м/с, при этом степень улавли¬
вания составляет 0,93—0,96, а гидравли¬
ческое сопротивление — 1000—1200 Па.
В процессе увлажнения происходит сни¬
жение температуры газов на 40—50°С. Не
рекомендуется применение этих золоуло¬
вителей при золе с большим содержанием
СаО (например, для канско-ачинских уг¬
лей).
Электрофильтры. Наиболее перспектив¬
ным типом золоуловителей для крупных
ТЭС являются электрофильтры, которые
могут обеспечить высокую степень очист¬
ки газов (т)8— 0,99-М),995) при гидравли¬
ческом сопротивлении не более 150 Па без
снижения температуры и увлажнения ды¬
мовых газов.
Электрофильтр современной типовой
конструкции типа УГ (универсальный го¬
ризонтальный) показан на рис. 19.9. За-
пыленные газы после газораспределитель¬
ной решетки поступают в коридоры, обра-


Рис. 19.10. Газораспределительные устройства электрофильтров:
а — с двумя плоскими перфорированными решетками; б —с тремя плоскими перфорированными решет¬
ками в диффузоре; в — с.одной объемной решеткой и двумя плоскими; I — подвод запыленного газа;
2 — перфорированная решетка; 3 — объемный элемент МЭИ; 4 — входная вертикалььная шахта; 5 —
электрофильтр; 6 — бункер форкамеры; 7 — бункер электрофильтра
зованные вертикально висящими широко¬
полосными осадительными электродами
С-образной формы, к которым подведен
выпрямленный ток высокого напряжения
(плюс — к осадительным электродам, ми¬
нус— к коронирующим).
В электростатическом поле происходит
ионизация дымовых газов, и частички зо¬
лы получают отрицательный заряд. Под
действием электростатических сил частич¬
ки осаждаются на осадительном элект¬
роде. Далее с помощью ударного меха¬
низма происходит встряхивание электро¬
дов, и частички под действием силы тяже¬
сти попадают в бункер.
Электрофильтры выпускаются двух
типов: УГ2 — с высотой электрода 7,5 м
и активной длиной каждого поля 2,5 м
и УГЗ — с высотой электрода 12,2 м,
длиной поля 4 м. Число полей в каждом
электрофильтре может быть 3 и 4.
Степень осаждения определяется дву¬
мя факторами — скоростью дрейфа ча¬
стиц золы к осадительному электроду v и
удельной поверхностью осаждения f. Уве¬
личивая /, можно получить высокую сте¬
пень улавливания, однако это связано с
большими расходами металла и увеличе¬
нием габаритов электрофильтров. Скорость
дрейфа v определяется в основном элект¬
рическими характеристиками электро¬
фильтра и пылегазового потока.
Основным фактором, определяющим
скорость дрейфа, является электрическое
сопротивление золы. Наибольшее электри¬
ческое сопротивление имеет зола углей с
Малым содержанием горючих в уносе, ма¬
лым содержанием серы и влаги в топливе.
К таким углям относятся экибастузский и
кузнецкий каменные угли.
Одним из эффективных путей повы¬
шения степени улавливания золы с небла¬
гоприятными электрофизическими свойст¬
вами является использование температур¬
но-влажностного кондиционирования. При
добавлении влаги происходит снижение
температуры газов, повышается рабочее
напряжение на коронирующих электродах
благодаря увеличению диэлектрической
проницаемости дымовых газов, что увели¬
чивает скорость дрейфа. Например, для
высокозольного экибастузского угля при¬
меняется последовательное включение мок¬
рого скруббера, предназначенного для
предварительной очистки газов и темпе-
р атурно-в л ажностного кондиционирования,
и затем многопольного электрофильтра.
Степень улавливания золы в электро¬
фильтре зависит от скорости пылегазового
потока. Она не должна превышать 1,3—
1,8 м/с (меньшие значения для золы уг¬
лей с неблагоприятными электрическими
характеристиками). На степень улавлива¬
ния золы большое . влияние оказывает
равномерность распределения поля скоро¬
стей дымовых газов по сечению электро¬
фильтра. Она зависит от принятых газо-
распределительных устройств на входе в
электрофильтр (рис. 19.10). Как правило,
устанавливают по две-три плоские решет¬
ки площадью живого сечения (площадь
отверстий к общей площади решетки) око¬
ло 0,5. При резком повороте потока на
входе в электрофильтр рекомендуются объ¬
емные (полые треугольные) элементы МЭИ,
заметно выравнивающие распределение га¬
за по высоте форкамеры фильтра.
19.3.	Система
золошлакоудаления
Золошлакоудаление на электростанци¬
ях — это система устройств и механизмов,
служащая для удаления несгоревших ос¬
татков топлива (шлака и золы) за пре¬
делы ТЭС. На крупных электростанциях
масса удаляемых шлаков из-под котлов
245


станции и золы после золоуловителей до¬
статочно велика, поэтому система золо¬
шлакоудален ия требует больших затрат
электроэнергии, расхода воды, сжатого
воздуха и др. Так, на электростанции
мощностью 4000 МВт, сжигающей экиба-
стузскнй каменный уголь, с котлами для
твердого шлакоудаления необходимо уда¬
лять примерно 60 т/ч шлаков и около
1160 т/ч золы.
На ТЭС находят применение три ос¬
новных способа золошлакоудаления: меха¬
нический (с помощью шнеков или лен¬
точных транспортеров), пневматический
(под напором воздуха в закрытых труба-х
или каналах) и гидравлический (смыв зо*
дой в открытых или закрытых каналах).
Пневматическую систему золошлако¬
удаления применяют в случае, когда су¬
хая зола, имеющая нужные свойства, ис¬
пользуется для получения строительных
материалов или в условиях острого недо¬
статка воды в местности, где расположена
ТЭС.
Система гидрозолоудаления (ГЗУ).
Гидротранспорт золы и шлаков является
наиболее простым и надежным способом,
его широкое применение на ТЭС обуслов-.
лено высокой производительностью, пол¬
ной механизацией системы удаления, обес¬
печением лучших по сравнению с другими
системами санитарных условий для рабо¬
ты персонала. Система ГЗУ состоит из
шлако- и золосмывных устройств, располо¬
женных соответственно под топкой котла
и золоуловителями, бетонных каналов для
транспорта смеси воды с золой и шлака¬
ми (так называемой гидропульпы) и тру¬
бопроводов, отводящих гидропульпу в от¬
веденное место (болотистая низина или
овраги) за несколько километров от стан¬
ции. Последние называют пульпопровода¬
ми. Сбор и последующая подготовка шла*
ка к его транспорту в системе ГЗУ осу¬
ществляются в шлакоприе^ных устройст¬
вах, установленных над топочными,
камерами*котлов. Здесь шлак охлаждает¬
ся в водяной ванне и потом удаляется из.
нее различными механизмами. На котлах
большой мощности применяют непрерыв¬
ное удаление шлака ленточными скребко¬
выми транспортерами (см. рис. 8.13) либо
шнековыми механизмами (см. рис. 8.18).
Затем шлак /поступает в дробилку, после
которой частицы шлака сбрасываются в
канал ГЗУ, идущий под полом котельного
отделения.
В последние годы стал применяться
роторный шлакоудаляющнй механизм си¬
стемы ТКЗ. Он выполнен в виде большо¬
го диска, оснащенного ребрами и лопа¬
стями и установленного под углом 45° к
вертикали^ в водяной ванне. При вращении
диска куски шлака измельчаются на реб¬
рах и выносятся из ванны лопастями в
сбросной канал. Роторный механизм ока¬
зался более надежным, чем шнековый. В
зависимости от мощности парового котла
для удаления шлака из ванны устанавли¬
вают от одного до трех механизмов.
Золосмывные устройства служат для
удаления золы из бункеров золоуловите-
тей в каналы ГЗУ. Они должны обеспечи¬
вать хорошее перемешивание золы с водой
и непрерывное удаление получаемой пуль¬
пы в канал. Наиболее распространены зо¬
лосмывные устройства с открыты^ пере¬
ливом (рис. 19.11). Вода под напором по¬
дается через сопло и обеспечивает за счет
энергии водяной струи активное образова¬
ние пульпы, которая самотеком перели¬
вается через срез сливного отверстия в
сборный коллектор и далее в канал ГЗУ.
Шлаковые и золовые каналы ГЗУ
Рис. 19.11. Золосмывное устройство под золоуловителем:
/ — металлический корпус; 2 — сливная труба; 3 — керамическая труба; 4 — побудительное водяное
сопло; 5 — керамические плиты
246


Фис. 19.12. Конструкция канала для транс¬
порта гидропульпы:
/ — железобетонная основа; 2 — базальтовая об¬
лицовка; 3 — металлический щит
(рис. 19.12) служат для транспортирова¬
ния гидропульпы от шлако- и ЗОЛОСМЫВ¬
НЫХ устройств до насосной. В пределах
котельного отделения они выполняются
раздельными с уклоном в сторону дви¬
жения пульпы не менее 1,5% для шлако¬
вых и не менее 1% для золовых каналов, *
что соответствует разнице уровней отме¬
ток канала не менее 15 и 10 см соответст¬
венно на 10 м длины канала. Через 5—
10 м вдоль канала устанавливают побу¬
дительные водяные сопла для сохранения
необходимой скорости пульпы и исклю¬
чения твердых отложений. Каналы выпол¬
няют железобетонными, а нижнюю часть
выкладывают плитами из литого базальта.
Сверху они перекрываются съемными ме¬
таллическими щитами.
Насосная станция (рис. 19.13) обыч¬
но заглублена по отношению к уровню
земли на 3—4 м. Здесь устанавливаются
насосы для перекачки пульпы на золоот-
вал, удаленный от электростанции. Чаще
всего применяются аппараты Москалько- '
ва и центробежные насосы. Гидроаппарат
Москалькова (рис. 19.14) основан на прин¬
ципе эжекции поступающей в насосную
пульпы сильной струей воды в смеси с
воздухом. Давление воды до 7,0 МПа
обеспечивает дополнительное дробление
крупных шлаковых частиц. Аппарат прост
в изготовлении, не имеет вращающихся
частей, однако его КПД около 12%, и в
процессе работы он имеет сильный износ
диффузора. Расход энергии составляет
25—30 кВт-ч/т.
Центробежные насосы, подающие шла¬
ковую или шлакозоловую пульпу,
называют багерными, а подающие только
золовую пульпу — шламовыми. Их вы¬
полняют одноступенчатыми. Применение
центробежных насосов дает существенную
экономию энергии по сравнению с гидро-
эжектирующим аппаратом: насосы имеют
КПД 30—40%, а затрата энергии состав¬
ляет 6—8 кВт-ч/т шлака и золы, т. е. в
3—4 раза меньше. Для уменьшения износа
деталей насоса рабочее колесо выполня¬
ют из прочной марганцовистой стали, а
корпус внутри выкладывают плитами от¬
беленного чугуна. Вместе с тем для обес¬
печения беспрерывного удаления пульпы в
насосной устанавливАют не менее трех на¬
сосов, каждый на полный расчетный рас¬
ход пульпы, поскольку срок службы ра¬
бочего колеса насоса по условиям износа
не превышает одного месяца.
Пульпопроводы от насосной до золо-
отвала выполняют из стальных труб диа¬
метром 300—400 мм при толщине стенки
до 10 мм. В ходе эксплуатации наиболее
интенсивно изнашивается нижняя часть
трубы, а при транспорте золы некоторых
видов топлив, имеющих в своем составе
много извести, в трубе образуются кри¬
сталлические наросты, состоящие из
Са(ОН)2+СаСОз. Годовой износ стенки
нижней образующей трубы достигает 5 мм.
Для обеспечения длительной кампании
пульпопроводов предусматривают периоди¬
ческий поворот труб, установку в нижней
половине трубы чугунных и базальтовых
лотков, резиновой транспортерной ленты.
Скорость движения пульпы составляет
1,7—1,75 м/с. За пределами электростан-
Рис. 19.13. Схема совместного гидравлического удаления золы и шлака с электростанции:
1 — шлаковая шахта котла; 2 — золосмывное устройство под бункером золоуловителя; 3 — самотечный ка¬
нал ГЗУ; 4 — распределительная труба напорной воды; 5 — багерный центробежный насос; 6 — пульпо¬
провод; 7 — центральная дробилка; 8 — металлоуловитель
247


Воздух
Рис. 19.14. Эжекторный гидроаппарат Москалькова:
/ — подача эжектирующей воды; 2 —то же смывной воды; 3 — воздушное сопло; 4 — пульпоприемна*
воронка; 5 — диффузор; 6 — сопло
ции пульпопроводы, как правило, уклады¬
вают на поверхности земли на специаль¬
ных опорах.
Золоотвал — это участок местности
для складирования удаляемых шлаков и
золы. Для золоотвалов используют пло¬
щади, непригодные для земледелия, низин¬
ные и заболоченные участки, овраги и т. п.
Емкость золоотвала рассчитывается на
25 лет эксплуатации электростанции на
данном виде топлива. Заполнение произ¬
водят по участкам. Заполненный участок
золоотвала во избежание пыления закры¬
вают грунтом и высеивают на нем траву.
Контрольные вопросы к гл. 19
1.	Чем отличаются расчетный и экс¬
плуатационный КПД тягодутьевой ма¬
шины?
2.	Какие аппараты применяют длж
очистки от загрязнений экранных поверх¬
ностей, ширм, вертикальных пакетов пе¬
регревателей, горизонтальных пакетов кон¬
вективной шахты?
3.	Что означают термины «степень-
улавливания» и «степень проскока»?
4.	Перечислите типы золоуловителей,,
применяемые за паровыми котлами. Какой-
из них имеет наивысший КПД?
5.	Какие .факторы обеспечивают дости¬
жение высокой степени улавливания золы
из газового потока в электрофильтрах?
6.	Какой способ золо- и шлакоудале-
ния наиболее распространен на ТЭС и по¬
чему?
7.	Что включает в себя система ГЗУ?*
Глава двадцатая
ОСНОВЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ
20.1.	Режимы работы котла
Основной задачей эксплуатации
котлов является обеспечение их дли¬
тельной надежной работы с макси¬
мальной экономичностью при соблю¬
дении диспетчерского графика на¬
грузки. График электрической на¬
грузки энергосистем обычно имеет
большую неравномерность. Выделя¬
ются два пика нагрузки в рабочие дни
(утром и вечером). Существенный
спад нагрузок происходит ночью и
в нерабочие дни. Различают базо¬
вый, полупиковый и пиковый режи¬
мы работы оборудования. Базовым
считают режим эксплуатации обору¬
дования преимущественно на посто-
248
янной близкой номинальной нагруз¬
ке. При необходимости, однако, и в
этом режиме эксплуатации допуска¬
ется изменение нагрузки, а в от¬
дельных случаях — и остановы в
резерв на нерабочие дни. При полу-
пиковом режиме эксплуатации обо¬
рудование останавливается в резерв
на ночное время в будние дни и на
все нерабочие дни. При пиковом ре¬
жиме оборудование эксплуатируется1
только в периоды максимальных
нагрузок.
Частые остановы котлов и по¬
следующие пуски в работу ведут
к снижению надежности отдельных
его элементов за счет кратковре¬
менных превышений! допустимых


•напряжений в условиях резкопере-
•менных температурного режима и
давлений. В связи с этим надо
знать допустимые пределы сни¬
жения рабочих нагрузок котла,
обеспечивающие устойчивый теп¬
ловой режим работы всех его эле¬
ментов.
Расчетная номинальная нагруз¬
ка D «ом является максимальной,
которую может длительно нести па¬
ровой котел с заданным КПД.
Каждый вид котла имеет допу¬
стимую минимальную нагрузку,
ниже которой работать нельзя (тех¬
нический минимум нагрузки). Ниж¬
ний предел устойчивой нагрузки
определяется устойчивостью про¬
цесса горения топлива и надежно¬
стью работы экранных поверхно¬
стей топочной камеры. По устой¬
чивости горения природный газ и
мазут практически не имеют огра¬
ничений. Топлива с большим выхо¬
дом летучих веществ при твер¬
дом шлакоудалении обеспечивают
устойчивое горение факела до на¬
грузки около 40% DHom, остальные
топлива (антрациты, тощие уг¬
ли)— до 50—60% Асом. При жид¬
ком шлакоудалении ограничение
минимальной нагрузки связано с
поддержанием жидкотекучего со¬
стояния шлака и составляет
обычно 60—70 % D ном*
Надежность работы экранных по¬
верхностен при наличии естествен¬
ной циркуляции зависит от появ¬
ления застоя и опрокидывания цир¬
куляции в отдельных неудачных по
конструкции или условиям обогрева
контурах и обеспечивается обычно
до нагрузки 30—50 % Daoм. В пря¬
моточных паровых котлах мини¬
мальная нагрузка определяется ми¬
нимальным уровнем массовой ско¬
рости а/р=500-*-600 кг/ (м2 • с), обес¬
печивающим допустимую температу¬
ру металла поверхности в зоне яд¬
ра факела, что отвечает нагрузке
30 % Яном- Применением рецирку¬
ляции рабочей среды в экранах то¬
почной камеры можно обеспечить
и более низкую паровую нагрузку
котла.
Рис. 20.1. Режимная карта барабанного
парового котла
Значительная часть возможного
диапазона работы оборудования
обеспечивается автоматической си¬
стемой регулирования, которая под¬
держивает заданный режим работы
с наибольшей экономичностью.
Область низких нагрузок, близких к
техническому минимуму, достигает¬
ся с участием машиниста-оператора,
поскольку требуется изменять со¬
став работающего оборудования
’(выключать часть горелок котла»
переключать тягодутьевые ма¬
шины).
Режим работы на. любой из на¬
грузок с незначительными отклоне¬
ниями параметров пара называют
стационарным. Во время эксплуата¬
ции необходимо поддерживать наи¬
выгоднейший режим работы на лю¬
бой нагрузке. Это достигается с
помощью режимной карты котла
(рис. 20.1). Режимная карта яв¬
ляется обязательным руководством
для дежурного персонала при экс¬
плуатации котла. Она составляется
на основании тщательных испыта¬
ний и содержит конкретные данные
по величине основных параметров,
которые подлежат регулированию с
пульта управления. Кроме основных
характеристик, показанных на
рис. 20.1, в режимной карте указы¬
ваются нагрузка электродвигателей
дутьевых вентиляторов и дымососов,
воздушное сопротивление воздухо¬
подогревателя, характеризующее
249


расход воздуха, температура горя¬
чего воздуха, температура газов в
поворотной камере и другие пока¬
затели. При переходе на другую на¬
грузку машинист выверяет новый
режим работы по режимной карте
и при необходимости проводит кор¬
ректировку электронных регулято¬
ров.
С развитием паровых котлов, ро¬
стом их мощностей, усложнением
схем число контролируемых факто¬
ров растет. При множестве взаимно
связанных показателей нахождение
оптимального режима становится
трудной задачей. На блоках мощно¬
стью 300 тыс. кВт и выше эту рабо¬
ту выполняют электронные управ¬
ляющие машины. . На них также
возлагается задача поддержания
заданного режима в эксплуатации
и быстрая ликвидация отклонений.
Режимы, характеризующиеся из¬
менениями нагрузки, а также от¬
клонениями параметров пара в ре¬
зультате внутренних или внешних
возмущений, называют нестацио¬
нарными. Важным показателем яв¬
ляется способность котла к быстрому
изменению нагрузки, которую часто
называют приемистостью. В основ¬
ном она определяется динамически¬
ми свойствами котла, т. е. его реак¬
цией на возмущения режима. При
любом переходе с одного режима
работы котла к другому неизбежно
происходит временное изменение
давления, температуры рабочей сре¬
ды и продуктов сгорания в газовом
тракте. Это приводит к аналогич¬
ным изменениям температуры ме¬
талла поверхностей нагрева и обму¬
ровки котла. Так, при быстром уве¬
личении электрической нагрузки на
энергоблоке резко возрастает по¬
ступление пара на турбину и дав¬
ление пара в тракте котла и паро¬
проводах временно снижается, при
этом происходит высвобождение ча¬
сти аккумулированной в воде и ме¬
талле теплоты AQaK, за счет чего
происходит дополнительное парооб¬
разование.
Наоборот, в условиях форсиро-
250
вания нагрузки энергоблока (ут¬
ренний подъем нагрузки) часть теп¬
лоты горящего топлива в котле за¬
трачивается на повышение темпера¬
туры рабочей среды, массы металла
и обмуровки до нового рабочего со¬
стояния, что тормозит рост выра¬
ботки пара для турбины.
Свойство парового котла отда¬
вать или принимать в себя опреде¬
ленное количество теплоты го¬
рящего топлива в переход¬
ных режимах называют аккумули¬
рующей способностью котла.
Аккумулирующая способность опре¬
деляется массой рабочей среды в
котле, его металлоемкостью, массой
теплоизоляционных материалов и.
их теплоемкостью:
AQax=AQp.c“b
+AQmct-I-AQt.m* .(20.1)
Она оказывает большое влияние на
маневренность котла. Так, прямо¬
точные котлы имеют значительно
меньшую аккумулирующую способ¬
ность, чем барабанные, (меньше во-
дородосодержание и металлоем¬
кость), и поэтому их маневренные'
характеристики лучше.
20.2.	Регулирующая и запорная
арматура котла
Арматурой называют находящиеся под
давлением рабочей среды устройства, слу¬
жащие для управления режимом работы
котла.
Различают арматуру следующих ви¬
дов: запорную — для периодического от¬
ключения трубопроводов, регулирующую—
для изменения или поддержания расхода
рабочей среды в трубопроводе, распреде¬
лительную — для перераспределения рас¬
ходов среды по различным магистралям,.
предохранительную — для исключения воз¬
можности повышения давления сверх пре¬
дельно установленного, обратного дейст¬
вия — для исключения движения среды в
направлении, обратим рабочему.
Кроме указанных к арматуре услов¬
но относят также водоуказательные при¬
боры барабанных паровых котлов.
Управление арматурой может быть.
дистанционным, т. е. посредством электри¬
ческого импульса при нажатии кнопки на
пульте управления, и местным (ручным).
Надежность работы арматуры в значи¬
тельной. мере определяет надежность экс¬
плуатации котла. В этих целях на кот-


лах более ранних выпусков предусматрива¬
лось дублирование арматуры с выполне¬
нием байпасных линий. Переход к одно-
корпусным блокам с применением безбай-
пасных водопаровых потоков связан с по¬
вышением надежности современной арма¬
туры высокого давления.
В зависимости от направления пере¬
мещения запирающего органа относитель¬
но потока рабочей среды различают сле¬
дующие типы арматуры: клапаны, в кото¬
рых запирающий орган перемещается
вдоль направления потока; задвижки, в ко¬
торых запирающий орган перемещается
перпендикулярно потоку; краны, в кото¬
рых запирающий орган поворачивается во¬
круг своей оси; обратные затворы, запи¬
рающий орган которых приводится в дви¬
жение непосредственно потоком рабочей
среды (автоматическая арматура).
На рис. 20.2 показаны запорный и ре¬
гулирующий клапаны высокого давления
(10—14 МПа). Основное назначение за¬
порного клапана — создание высокой плот¬
ности при отключении участка трубопро-
вода. Он должен иметь два крайних ра¬
бочих положения: полностью открыто или
полностью закрыто. При подаче жидкости
на тарелки клапана обеспечивается боль¬
шая плотность в закрытом положении.
Для облегчения открытия такого клапана
предусмотрен пропуск воды через разгру-
паны высокого давления:
а, 6 — клапаны запорный и регулирующий; / —
корпус; 2 — тарелка; 3 — шпиндель; 4 — крышка;
5 — сальник; 6 — набивка; 7 — седло; 8 — профи¬
лированный конус запирающего органа; 9 — при¬
вод для ручного или дистанционного управления
Рис. 20.3. Задвижка на сверхкритические
параметры пара:
1 — корпус; 2 — запирающий орган; 3 — шпин¬
дель; 4 — крышка; 5 — уплотнение; 6 — седло
зочные отверстия тарелки на начальном
этапе подъема шпинделя. В регулирующем
клапане (рис. 20.2,6) запирающий орган
выполняют в виде профилированного ко¬
нуса, положение которого обеспечивает
плавное изменение расхода жидкости.
Задвижка (рис. 20.3), как и запор¬
ный клапан, предназначена для включе¬
ния и отключения участков трубопровода
(чаще — паропровода). Задвижку нельзя
применять для регулирования расхода.
Симметричное расположение седел и таре¬
лок внутри задвижки позволяет направ¬
лять через нее пар или воду в любую
сторону. По сравнению с клапаном за¬
движка имеет небольшое гидравлическое
сопротивление и меньшее усилие откры¬
тия.
Обратные затворы (рис. 20.4) устанав¬
ливают на питательной линии котла, на
напорной стороне насосов, а также на от¬
борах пара из турбины. Запирающий ор¬
ган затвора поднимается только давлением
потока при рабочем движении среды. При
снижении давления рабочей среды, остано¬
ве ее движения или обратном направлении
движения затвор немедленно закроется
под действием сжатой пружины. Этим
предотвращается вероятность возникнове¬
ния аварии на котле, например, при оста¬
нове насосов или разрыве питательной ма-
251


Рис. 20.4. Обратный затвор:
/ — корпус; 2 — крышка; 3 — пружина; 4 — шток
с клапаном
гистрали за счет утечки боды из котла.
Предохранительные клапаны представ¬
ляют собой автоматически действующие
устройства для быстрого снижения давле¬
ния пара при его росте выше допустимого
(разрешенного) значения. Они разделяются
а — рычажный; /.— седло; 2 — клапан; 3 — демп¬
ферная шайба; 4 — шток; 5 — призма; 6 — рычаг;
7 — груз; б — импульсный:	/ — главный клапан;
2 — седло; 3 — поршень
252	\	, t
на контрольные и рабочие. Контрольные'
открываются раньше рабочих при превы¬
шении давления на 2%. Если рост дав¬
ления продолжается, то открываются ра¬
бочие клапаны. Суммарное сечение всех
клапанов рассчитывают на полный расход
пара при номинальной нагрузке.
Различают предохранительные клапа¬
ны рычажные и импульсные (рис. 20.5).
У рычажных запирающий орган прижима¬
ется к седлу действием груза, укреплен¬
ного на свободном конце рычага. Такие
клапаны применяют на агрегатах малой
мощности, они не обеспечивают достаточ¬
но точной настройки и имеют малую про¬
изводительность. На котлах высокого к
сверхкритического давления применяют им¬
пульсные предохранительные устройства
(рис. 20.5,6). Главный клапан этого уст¬
ройства прижимается к седлу давлением
пара, т. е. во много раз сильнее, чем кла¬
пан рычажного типа, что создает высокую-
плотность при закрытии. При открытии
клапана шток смещается вниз, против на¬
правления движения пара. Это перемеще¬
ние обеспечивается открытием импульсного*
клапана, расположенного рядом, и подаю¬
щего пар сверху на поршень, площадь
живого сечения которого больше площади
живого сечения главного клапана. Им¬
пульсный клапан выполняют с электромаг¬
нитными устройствами, которые могут от¬
крыть и закрыть клапан в зависимости от
положения стрелки конктактного маномет¬
ра, что обеспечивает высокую точность и
надежность работы клапана.
Ответственной арматурой барабанного
парового котла являются водоуказатель¬
ные приборы. Они служат для контроля
за уровнем воды в барабане и разделяют¬
ся на водоуказательные колонки, располо¬
женные вблизи барабана и соединенные
трубками с его водяным и паровыми объ¬
емами, и на сниженные указатели уровня,
расположенные близи рабочего места ма¬
шиниста.
Кроме водоуказательных приборов
котлы большой производительности обору¬
дуют сигнализирующими приборами, кото¬
рые привлекают внимание машиниста при
значительном отклонении уровня воды в
барабане от заданного положения. Наблю¬
даемый в водоуказательной колонке че¬
рез термострйкое стекло уровень воды не¬
сколько ниже реального в барабане, так
как вода в корпусе колонки за счет от¬
вода теплоты имеет температуру ниже,
чем в барабане, и не содержит паровых
пузырьков. Поэтому ее плотность больше,
чем, в барабане (рк>рб), и возникает не¬
большое различие уровней (АН—Н^—Нк)
(рис. 20.6). Сниженный указатель уровня
(рис. 20.7) работает по принципу диффе¬
ренциального манометра. Нижнюю часть
указателя заполняют специальной, более
тяжелой жидкостью, не смешивающейся с
водой (р,к>Рв).
Режим работы барабанного котла ве¬
дут по сниженным указателям уровня, ви-


Рис. 20.6. Схема водоуказательной колонки
Рис. 20.7. Сниженный указатель уровня:
J — водоуказательная колонка; 2 — бачок, для
заполняющей жидкости; 3 — конденсационный
бачок; 4, 5 — соединяющие трубки
зуальные участки которых находятся на
площадке обслуживания машиниста. Во¬
доуказательные колонки, установленные на
барабане, служат для проверки работы
сниженных указателей уровня. s
20.3.	Регулирование нагрузки
и тепловые защиты
Значительная часть операций по регу¬
лированию работы котла в стационарном
и переходных режимах производится авто¬
матическими системами регулирования
(АСР).
Главным регулятором на котле явля¬
ется регулятор тепловой нагрузки, в ка¬
честве которого выступает регулятор дав¬
ления перегретого пара в паровой магист¬
рали, обеспечивающий равенство • между
производством пара в котле и его потреб¬
лением турбиной. При любом отклонении
производства пара на котле от потребно¬
сти турбины произойдет изменение давле¬
ния пара. Например, рост давления озна¬
чает избыточное производство пара кот¬
лом, в связи с чем следует уменьшить по¬
дачу топлива и воздуха в топку. Поэтому*
главный регулятор воздействует на регу¬
ляторы расхода топлива, воздуха и пита¬
ния котла водой.
Регулирование экономичности процес¬
са горения заключается в поддержании не¬
обходимого избытка кислорода Ог в по¬
воротной камере (за перегревателем) для/
обеспечения наиболее полного сжигания-
топлива. Изменение подачи воздуха в топ¬
ку происходит одновременно с изменением'
расхода топлива и обеспечивается воздей¬
ствием на направляющий аппарат дутье¬
вого вентилятора, а расход воздуха конт¬
ролируется по перепаду давления в возду¬
хоподогревателе. Задатчиком на регуля¬
торе воздуха устанавливается оптимальная
концентрация избыточного кислорода в по¬
воротной камере, которая при сжигании'
пылевидного топлива находится в преде¬
лах 3—5% в зависимости от вида топли¬
ва, а при сжигании мазута и газа — 0,5—
2%. .
Автономно работают системы поддер¬
жания заданного разрежения в верху топ- *
ки и регулирования температуры перегре¬
того пара. Наличие небольшого (20—
50 Па) разрежения на выходе из топки'
препятствует выбиванию горячих газов на¬
ружу и является показателем поддержа¬
ния материального баланса между нагне¬
таемым в топку воздухом и отводом про¬
дуктов сгорания. Постоянство разреже¬
ния обеспечивается регулированием отвода*
газов из топки за счет изменения положе¬
ния направляющего аппарата дымососов.
Основным сигналом для регулирова¬
ния перегрева пара служит показание тем¬
пературы в установленном месте. Учиты¬
вая большой диапазон регулирования и*
обеспечение надежности работы металла,,
обычно используют в тракте перегревате¬
ля несколько (два-три) паррохладителей
(см. § 13.2). Последний из них • должен'
обеспечить заданный уровень температуры
перегретого пара на выходе из котла с*
допустимыми временными отклонениями в-
сторону увеличения не более 5°С и умень¬
шения не более 10 °С.
Регулирование температуры пара пря¬
моточного парового котла существенно ус¬
ложняется ввиду отсутствия, как отмеча¬
лось выше, естественной границы между*
трактами подогрева, испарения и перегре¬
ва. По сравнению с барабанным котлом,.
у которого значение впрысков в нор¬
мальном режиме составляет около 5% но¬
минальной производительности, расчетные'
впрыски у прямоточных КОТЛОВ ДОХОДЯТ"
до 10% общего расхода пара.
В барабанном котле функция регуля¬
тора питания состоит в поддержании задан¬
ного уровня воды в барабане. Поддержа¬
ние уровня определяется постоянством со¬
отношения расходов питательной воды к?
253‘»


пара, а при отклонениях уровня вводит¬
ся коррекция на расход воды. Поэтому
регулятор питания является трехимпульс-
ным.
Поддержание необходимого солесо-
держания воды в контурах циркуляции
барабанного парового котла обеспечива¬
ется двухимпульсным регулятором водно¬
го режима, который изменяет расход про¬
дувочной воды из барабана в 'зависимости
ют нагрузки (паропроизводительности)
котла.
Автоматические защиты служат для
предотвращения аварий оборудования при
•отклонении основных контролируемых па¬
раметров за допустимые пределы. Защита
вступает в действие в том случае, когда
автоматическим или ручным дистанцион¬
ным управлением не удается предотвра¬
тить отклонение параметра сверх установ¬
ленного предела. Автоматические защитные
устройства, обслуживающие тепловую
часть электростанции, называются тепло¬
выми защитами. Тепловые защиты котла
предусматривают две категории действий:
останов котла или перевод его в расто¬
почный режим работы, локальные противо-
аварийные операции.
Защитные устройства должны срабо¬
тать надежно и только при наличии пред-
аварийной ситуации, а не в результате
нарушения настройки прибора, его непо¬
ладок. Для этого обычно предусматрива¬
ются система дублирования датчиков при¬
боров по схеме «два из двух» или «два
из трех». При такой схеме включения
контактов выходной сигнал от первичных
приборов поступит в схему защиты толь¬
ко при одновременном срабатывании двух
датчиков. Срабатывание защит первой ка¬
тегории происходит, например, при пре¬
дельном повышении температуры перегре¬
того пара, когда системы регулирования
не могут ее снизить, при понижении дав¬
ления питательной воды или давления
среды перед встроенной задвижкой сепа¬
ратора (прямоточный котел). Защиты не¬
медленно срабатывают при разрыве трубы
пароводяного тракта, при отключении ды¬
мососов или дутьевых вентиляторов, при
погасании факела в топке и в ряде дру¬
гих' случаев.
К разряду локальных операций отно¬
сятся такие, которые прекращают разви¬
тие аварийной ситуации без останова кот¬
ла и дают возможность персоналу найти
правильное решение для исключения недо¬
пустимого выбега параметра. К этому ти¬
пу защиты относится, например, защита
от превышения давления перегретого пара,
при которой автоматически открываются
предохранительные клапаны и восстанав¬
ливается давление пара. Если оно будет
продолжать расти, то они вступят в дей¬
ствие вновь. При превышении нормально¬
го уровня температуры пара более чем на
5°С тепловая защита отключит часть го¬
релок и перёведет агрегат на пониженную
нагрузку. Если после действия системы
локальной защиты параметры не придут в
норму, вступит в действие основная за¬
щита котла на его останов.
О недопустимом отклонении рабо¬
чих параметров от нормы обслуживающий
персонал заблаговременно оповещается
включением технологической сигнализации.
При включении сигнализации загорается
соответствующее табло с текстовым пояс¬
нением возникшего отклонения от нормы
и вступает в действие звуковая и свето¬
вая (мигающая ламповая) сигнализация.
Персонал принимает немедленные меры по
устранению неполадки. Световое табло по¬
гаснет само только тогда, когда отклонив¬
шийся параметр придет в норму.
Контрольные вопросы к гл. 20
1.	Назовите и дайте определение ре¬
жимам работы энергоблоков.
2.	Чем ограничена минимальная устой¬
чивая нагрузка котлов?
3.	Что такое «режимная карта» и ка¬
ково ее содержание?
4.	Что означает аккумулирующая спо¬
собность котла и чем она определяется?
5.	Перечислите виды арматуры, при¬
меняемой на котлах. Зачем устанавлива¬
ют обратные затворы?
6.	Перечислите основные АСР, обес¬
печивающие работу котла с регулировоч¬
ном диапазоне.
7.	Какими видами тепловых защит ос¬
нащают паровые котлы? Для чего выпол¬
няется технологическая сигнализация?


Глава двадцать первая
КОНСТРУКЦИИ ПАРОВЫХ котлов
И ПАРОГЕНЕРАТОРОВ
21.1.	Влияние
единичной мощности,
параметров пара
и режима работы
на конструкцию парового котла
Главным направлением разви¬
тия тепловых электрических стан¬
ций является дальнейший рост еди¬
ничной мощности энергетических
блоков и его основного оборудо¬
вания — котлов и паровых турбин.
Освоены энергетические блоки мощ¬
ностью 300 МВт с котлами единич¬
ной паропройзводительности 950—
1000 т/ч. Находятся в постоянной
эксплуатации энергоблоки 500 и
800 МВт с паровыми котлами
СКД в однокорпусном исполнении
паропроизводительностью 1650 и
2650 т/ч. Создан и работает мощ¬
ный энергетический блок 1200 МВт,
оснащенный паровым котлом про¬
изводительностью 3950 т/ч.
Дальнейшее повышение единич¬
ной мощности основного оборудо¬
вания ТЭС при сохранении освоен¬
ной технологии производства и при¬
емов сжигания топлива встречает
большие технические трудности.
Все большую актуальность приоб¬
ретает проблема надежности. Это
объясняется тем, что с ростом мощ¬
ности увеличиваются размеры по¬
верхности нагрева котла, работаю¬
щие при высоком давлении, увели¬
чивается суммарная протяженность
труб и количество сварных соедине¬
ний, являющихся вероятным очагом
аварийных ситуаций, растет число
единиц арматуры. При больших
размерах газоходов возрастают
температурные неравномерности,
снижающие запас прочности метал¬
ла.
Повышение качества производ¬
ства паровых котлов достигается
улучшением технологии изготовле¬
ния труб и усилением выходного
контроля на трубопрокатных заво¬
дах, а также увеличением длины
выпускаемых на этих заводах труб
до 25 м, что соответственно умень¬
шает число сварных соединений.
На котлостроительных заводах вве¬
ден стопроцентный входной конт¬
роль качества труб, совершенству¬
ются методы сварки, являющиеся
основным технологическим; процес¬
сом изготовления поверхностей на¬
грева.
Одним из путей получения более
компактных поверхностей нагрева
является интенсификация теплооб¬
мена. Интенсифицированные по¬
верхности нагрева в настоящее вре¬
мя уже широко применяются. Это
мембранные экраны, ограждающие
топочную камеру и стены конвек¬
тивных газоходов и позволяющие
повысить удельный теплосъем с
единицы поверхности. Перспективны
плавниковые и мембранные поверх¬
ности ширм, конвективных перегре¬
вателей, экономайзеров. Освоено
производство труб с наружным коль¬
цевым (для экономайзеров) и внут¬
ренним продольным оребрением
(для промежуточных перегревате¬
лей). Расход металла и габаритные
размеры таких поверхностей мень¬
ше на 30—40 % по сравнению с
обычными гладкотрубными.
Коэффициент полезного дейст¬
вия энергоблока и ТЭС в целом су¬
щественно зависит от начальных
параметров пара. Чем выше темпе¬
ратура и давление пара, тем выше-
его работоспособность и экономич¬
ность блока.
Давление как параметр рабочей
среды оказывает определяющее
влияние на выбор типа парового
котла. В области докритического-
давления принципиально возможно'
применение котлов обоих типов —
прямоточных и барабанных с есте¬
ственной циркуляцией. Однако дви¬
жущий напор циркуляции с повы¬
шением давления уменьшается, а
255


§ '
Сэ
ftP?
S a 0
it?
ё ju-v
ig
XI
8Н12Т
I
I
I
1
12X21
WPCP
I
	1
1
1
1
Ст20
\
12Ш
I Г
400 450 SCO 550 600 650
Температура металла ,°c
Фис. 21.1. Относительная стоимость поверх¬
ности нагрева в зависимости от расчетной
температуры стенки (за единицу принята
-стоимость стали 20 при температуре
•400°С)
-связи с чем для барабанных котлов
установлено предельно-допустимое
.'давление в контуре 17 МПа. Оте¬
чественные барабанные котлы с
'естественной циркуляцией работа-
лот при давлении в барабане 15,5
;МПа (давление перегретого пара
44 МПа).
При очень большой мощности
‘барабанного котла резко возраста¬
ют вес и стоимость барабана, явля-
•ющегося наиболее металлоемким и
•м дорогим элементом. Так, на го¬
ловном котле блока 660 МВт (Ан¬
глия) установлен барабан внутрен¬
ним диаметром 2210 мм при длине
•около 30 м. Его вес достигает
200 т. Производство такого бара¬
бана, монтаж его на котле очень
сложны и дороги.
Для СКД единственно возмож¬
ными являются прямоточные кот¬
лы, которые в настоящее время со¬
оружаются единичной мощностью
до 4230 т/ч (блок 1300 МВт). Пря¬
моточные кчтлы сооружаются и для
работы при..ДКД, они не имеют ог¬
раничений по давлению.
При выборе параметров пере¬
гретого пара учитывают стоимость
различных по качеству металлов
для пароперегревателя и паропро¬
водов (рис. 21.1). Увеличение сто-
256
нмости поверхности нагрева суще¬
ственно зависит от расчетной тем¬
пературы стенки трубы, определяе¬
мой температурой газового потока
и интенсивностью отвода теплоты к
рабочей среде. Заметное повыше¬
ние стоимости металла имеет место
при расчетной температуре стенки
выше 550 °С и особенно при перехо¬
де к использованию, аустенитных
сталей.
Учитывая возможности перлит¬
ных сталей, новые котлы сооружа¬
ют на выходную температуру пара
560 °С при ДКД (барабанные kqt-
лы) и на 545 °С при СКД (прямо¬
точные котлы). Температуру пара
после промежуточного перегрева
обычно принимают на уровне тем¬
пературы свежего пара или не¬
сколько выше (540—565 °С), так
как рабочее давление, здесь сущест¬
венно ниже.
Вид топлива и его качество ока¬
зывают существенное влияние на
конструкцию котла. Так, абразив¬
ные свойства золы твердого топли¬
ва ограничивают скорости газов в
поверхностях нагрева и, таким об¬
разом, определяют необходимые га¬
баритные размеры газоходов и час¬
то профиль котла (переход от П-
к Т-образному).
Газомазутные электростанции не
нуждаются в сложном и дорогосто¬
ящем оборудовании для подготовки
топлива. Однако сжигание высоко¬
сернистых топлив (5P=2,5-f-4 %)
требует принятия дополнительных
конструктивных мер для предотвра¬
щения коррозии в воздухоподогре¬
вателях. К ним относятся установка
калориферов, введение рецйркуля-
ции горячего воздуха, установка
пакетов из стеклянных труб.
Неравномерный график электри¬
ческих нагрузок требует, чтобы
энергоблоки ТЭС обладали высо¬
кой маневренностью. Крупные энер¬
гоблоки СКД в силу повышенной
напряженности металла мало при¬
способлены для маневренных ре¬
жимов работы. Они требуют боль¬
шого времени на пуск для прогре¬
ва толстостенных коллекторов и па-


ропроводов, массивной арматуры и
корпуса турбины. У них быстрее
изнашивается и выходит из строя
регулирующая арматура при час¬
тых изменениях режимов работы.
Так, нормативная продолжитель¬
ность пуска и нагружения энерго¬
блока мощностью 300 МВт после
его простоя в течение 40 ч состав¬
ляет более 5 ч. Повышенная дли¬
тельность растопки вызывает уве¬
личение расхода топлива и, следо¬
вательно, снижение экономичности
блока. В связи с этим целесообраз¬
но создание маневренных энерго¬
блоков ДКД (р=14 МПа) с пря¬
моточными котлами (отсутствие ба¬
рабана большой массы) и пиковых
газотурбинных установок мощ¬
ностью 100—150 МВт.
При выборе температуры свеже¬
го пара и пара промежуточного пе¬
регрева для маневренного блока ис¬
ходят из необходимости исключе¬
ния аустенитных сталей и по усло¬
виям надежной работы перлитных
сталей в переменных режимах ее
ограничивают уровнем не более
530—535 °С.
Маневренный паровой котел
должен быть компактным, содер¬
жать минимальную массу металла
и других материалов, характеризу¬
ющих его аккумулирующую спо¬
собность. Это условие легче реали¬
зуется в газомазутных котлах.
У них шире диапазон рабочих на¬
грузок по условиям устойчивого и
экономического сжигания топлива.
21.2.	Паровые котлы ТЭС
Действующие тепловые электростанции
вступили в строй в разные периоды раз- \
вития энергетики, поэтому они оснащены
барабанными и прямоточными паровыми
котлами на среднее (р до 10 МПа), вы¬
сокое (р= 14 МПа) и сверхкритическое
|(р=25,5 МПа) давление пара с паропро-
изводительностью D=170-s-2650 т/ч и тем¬
пературой йерегретого пара *=510-*-
560 °С.
Производство энергетических котлов
сконцентрировано на тр^х крупных заво¬
дах страны: таганрогском заводе «Крас¬
ный котельщик» (обозначение типа котла
начинается с буквы Т), Подольском маши¬
ностроительном заводе (обозначение на¬
чинается с буквы П) и Барнаульском ко¬
17—5185
тельном заводе (обозначение БКЗ). Ниже
в качестве призеров описаны отдельные
паровые котлы, более характерные для
современного этапа развития энергетики.
21.2.1.	Барабанные
паровые котлы
На отечественных электростанциях ра¬
ботают однобарабанные паровые котлы с
естественной циркуляцией и уравновешен¬
ной тягой. За рубежом применяют бара¬
банные котлы с принудительной циркуля¬
цией. На рис. 21.2 показан газомазутный
паровой котел БКЗ-320:140ГМ	(D=
=320 т/ч, р=14 МПа, *=560 °С). Он
имеет П-образную компоновку поверхно¬
стей нагрева. Все стены топки экраниро¬
ваны трубами 0 60 мм с естественной
циркуляцией рабочей среды в них. Обму¬
ровка стен топки — натрубная. Пароводя¬
ная смесь из экранов топки (кроме сред¬
них боковых секций) поступает в барабан.
Он выполнен из стали 16ГНМА внутрен¬
ние диаметром 1600 мм, толщиной стенки
115 мм и установлен на роликовых опо¬
рах, обеспечивающих его тепловое удлине¬
ние в обе стороны. Котел предназначен
для работы на ТЭЦ, в нем учтена воз¬
можность периодического ухудшения ка¬
чества питательной воды и организована
система двухступенчатого испарения с ис¬
пользованием выносных циклонов на бо¬
ковых стенах топки. Во вторую ступень
выделены средние секции боковых экра¬
нов.
Под топки имеет наклон 15° к центру.
Во избежание перегрева верхней образую¬
щей труб пода от ядра факела при воз¬
можном расслоении пароводяной среды в
них они покрыты шамотом и огнеупорной
хромитовой кассой. Топочная камера име¬
ет 10 комбинированных горелок повышен¬
ной производительности для сжигания га¬
за и мазута с встречным двухфронтальным
расположением. Зона основного горения
топлива выделена пережимом. Объем
топочной камеры 910 м3, тепловое
напряжение, топки 260 кВт/м3, тем¬
пература газов на выходе из топ¬
ки 1200 °С. Насыщенный пар из ба¬
рабана вначале поступает в радиационный
перегреватель, экранирующий по всей ши¬
рине потолок топки и заднюю стену по¬
воротной камеры, после чего проходит
вертикальные полурадиационные ширмы и
затем конвективные поверхности в гори¬
зонтальном газоходе и в начале опускной
шахты. Регулирование перегрева пара
обеспечивается двумя впрыскивающими па¬
роохладителями, установленными в рассеч¬
ку ширм и перед выходным пакетом кон¬
вективного перегревателя. Вода для впры¬
ска получается за счет конденсации части
насыщенного пара, отбираемого из бараба¬
на котла, в конденсационной установке.
Котел не имеет промежуточного перегре¬
вателя, поэтому остальную часть конвек-
257


Рис. 21.2. Паровой котел БКЗ-320-140ГМ:
/ — топочная камера; 2 — газомазутная горелка; 3 —барабан; 4 — ширма; 5 — конвективная часть паро¬
перегревателя; 6 — конденсационная установка для впрыскивающих пароохладителей; 7 — экономай¬
зер; 8— аппарат регенеративного воздухоподогревателя; 9 и 10 — соответственно воздушный и газовый
короба воздухоподогревателя; 11 — дробеуловитель дробеструйной установки; 12 — выносной циклон
тивной шахты занимает поверхность эко¬
номайзера (два пакета). Регенеративный
воздухоподогреватель состоит из двух кор¬
пусов РВП-51, он вынесен за пределы
опускной шахты котла и имеет самостоя¬
тельный каркас. РВП обеспечивает подо¬
грев воздуха до 250 °С, температура ухо¬
дящих газов 135 °С при работе на газе
и 145 °С при работе на мазуте. Очистка
поверхностей конвективной шахты от внеш¬
них загрязнений осуществляется дробью.
В начале 60-х годов для сжигания
антрацита и старых каменных углей с
жидким шлакоудален нем был создан котёл
ТП-100 с Т-образным профилем, получив¬
ший широкое распространение. В дальней¬
шем появилось несколько близких по кон¬
струкции типов котлов для сжигания ка¬
менных углей. Примером такого котла яв¬
ляется ТПЕ-211 (D=670 т/ч, р= 14 МПа,
/=545/545°С), представленный на рис.'
258
21.3. Топочная камера котла объемом
3810 м3 имеет двусветный экран, что обес¬
печивает более интенсивное охлаждение
газов в топке и уменьшение ее габарит¬
ных размеров. Нижняя часть топки имеет
две холодные воронки для удаления шла¬
ков в твердом состоянии. Пылеугольные
или комбинированные пылегазовые горелки
установлены в два ряда на боковых сте¬
нах. Тепловое напряжение топочного объ¬
ема 150 кВт/м3. Все экраны работают как
испарительные поверхности, но в верхней
части обеих полутопок поверх экранных
труб установлены два пояса горизонталь¬
ного радиационного перегревателя высо¬
кого давления. Температура газов на вы¬
ходе из топки составляет 1100°С, что ис-,
ключает шлакование.
В двух горизонтальных газоходах сим¬
метрично установлены вертикальные по¬
верхности перегревателя высокого давления


/ — топочная камера; 2 — пылеугольная горелка; 3 — двусветный экран; 4 — барабан; 5 — радиационная
панель пароперегревателя; 6 — ширма; 7 — конвективный пакет первичного пароперегревателя; 5 — про¬
межуточный пароперегреватель; 9 — регулирующая поверхность промперегревателя; 10 — экономайзер;
11 — трубчатый воздухоподогреватель; 12 — выход дымовых газов из котла; 13 — бункер дроби; 14 —
дробеуловнтель; 15 — шнековый аппарат шлакоудаления
(ширмы и два конвективных пакета) и два
пакета промежуточного перегревателя.
Первая (регулирующая ступень про¬
межуточного перегревателя находит¬
ся в конвективной шахте и имеет
байпасный паропровод. Расход пара через
нее увеличивается 'по мере снижения на¬
грузки на котле, что обеспечивает поддер¬
жание заданного перегрева пара. Темпе¬
ратура свежего пара регулируется впрыс¬
ками. Пар в основном и промежуточном
перегревателях имеет четыре параллельных
независимых потока с раздельным регу¬
лированием температуры в каждом.
Хвостовые поверхности нагрева состо¬
ят из двух пакетов экономайзера и двух
ступеней трубчатого воздухоподогревателя,
что обеспечивает подогрев воздуха до
347 °С. Температура уходящих газов за
котлом составляет 156°С.
21.2.2.	Прямоточные
паровые котлы
На электростанциях большинство пря¬
моточных паровых котлов работает при
17*
СКД в основном в энергоблоках мощно¬
стью 300 МВт и выше. В эксплуатации
находятся также прямоточные котлы ДКД,
установленные в энергоблоках 150—
200 МВт, но их производство для круп¬
ной энергетики прекращено. Ранее прямо¬
точные котлы большой мощности изго¬
товляли главны^ образом двухкорпусны¬
ми, т. е. в врде двух симметричных кор¬
пусов, составляющих с турбиной дубль-
блок. При этом возможна работа энерго¬
блока с одним корпусом при отключенном
другом.
Двухкорпусные котлы были выпуще¬
ны различных типов (ПК-39,	ПК-41 и
ТПП-210 для энергоблоков 300 МВт,
ТПП-200 для энергоблоков 800 МВт
и др.). Эксплуатация не выявила суще¬
ственных преимуществ по надежности энер¬
гоблоков с двухкорпусными котлами в
сравнении с однокорпусными. В связи с
этим дальнейшее развитие получили одно¬
корпусные паровые котлы.
На рис. 21.4 показан паровой котел
ТПП-312 (D= 1000 т/ч, р=25,5 МПа, /=
=545/545 °С), предназначенный для ра-
259


боты на донецких газовых углях (ГСШ)
при удалении шлаков из топки в жидком
состоянии. Призматическая открытая топ¬
ка объемом 5100 м3 имеет 16 круглых
вихревых горелок производительностью
8,5 т/ч каждая, расположенных на фрон¬
товой и задней стенках в два яруса. Экра¬
ны нижней части топки покрыты шипами
с огнеупорной обмазкой, что снижает теп¬
лоотдачу к экранам и обеспечивает высо¬
кий уровень температур газов в зоне об¬
разования жидкого шлака. Тепловое на¬
пряжение в этой зоне составляет
640 кВт/м3, а в целом по топочной ка¬
мере — 155 кВт/м3. По высоте экраны
разделены на НРЧ, СРЧ-1, СРЧ-П и ВРЧ.
Поверхность нагрева НРЧ выполнена в
виде вертикальных панелей с подъемным
движением среды и необогреваемыми
опускными трубами. Поверхности нагрева
СРЧ и ВРЧ выполнены с горизонтально¬
подъемным движением среды. По тракту
предусмотрено многократное перевешива¬
ние рабочей среды, что снижает тепловую
разверку и повышает надежность, хотя и
усложняет конструкцию. Массовая ско¬
рость рабочей среды в НРЧ 1600-
Рис. 21.4. Однокорпусный прямоточный па¬
ровой котел ТПП-312:
1 — топочная камера; 2 — горелки; 3 — ширма;
4 — конвективный пакет перегревателя; б, 6 —
выходная и входная ступени промежуточного пе¬
регревателя; 7 — экономайзер; 8 — выход дымо¬
вых газов к воздухоподогревателю; 9 — подвес¬
ные трубы ширм; 10 — подвесные трубы конвек¬
тивных пакетов; И — верхняя граница ошипова-
ння; 12 — зона жидкого шлакообразования; 13 —
шлаковый бункер
260
2400 кг/(м1 2*с), в остальных экранах око¬
ло 1900 кг/(м2-с). Температура газов на
выходе из топки составляет 1190 °С.
Перегреватель высокого давления со¬
стоит из двух ступеней горизонтальных
ширм на выходе из топки с шагом между
ними 840 мм, радиационных настенных и
потолочных экранов в зоне горизонталь¬
ного газохода и поворотной камеры и кон¬
вективного пакета на входе в опускную
шахту.
Выходные пакеты промперегревателя и
конвективный перегреватель высокого дав¬
ления крепятся на подвесных водоохлаж¬
даемых трубах. Для регулирования пром-
перегрева применены паро-паровые тепло¬
обменники (ПГТГО), вынесенные на боко¬
вые стороны опускной шахты. По всему
паровому тракту СКД на каждом из двух
самостоятельных потоков предусмотрены
три впрыска: за ВРЧ, на входе в ширмы
и на входе в конвективный пароперегре¬
ватель. Экономайзер выполнен из труб
0 32 мм из стали 20.
Для подогрева воздуха установлены
два РВП 0 9800 мм. По условиям по¬
вышенной взрывоопасности ГСШ темпера¬
тура воздуха для сушки топлива
ограничена 280 °С, а температура вторич¬
ного воздуха, поступающего в горелки,
значительно выше (370 °С), что необходимо
для обеспечения высокой температуры га¬
зов в зоне образования жидкого шлака.
Различие в температурах первичного и вто¬
ричного воздуха достигается кольцевым
разделением ротора РВП на два отсека.
На выходе из РВП температура уходящих
газов составляет 136 °С.
На рис. 21.5 показан прямоточный па¬
ровой котел П-57	(£>=1650 т/ч, р=
=25,5 МПа, /=545/545 °С) для энерго¬
блока 500 МВт, рассчитанный на сжига¬
ние экибастузского каменного угля с твер¬
дым шлакоудалением. Он имеет Т-образ-
ный профиль. Топочная камера сечением
21,8X9,84 м2 имеет объем 9660 м3. Вер¬
тикальные экранные панели на стенах
топки разделены на НРЧ и СРЧ, экраны
ВРЧ горизонтальные и расположены на
стенах поворотной камеры и потолка. Об¬
ласть зоны фазового перехода в этом кот¬
ле вынесена в конвективную шахту в ви<
де змеевиковых пакетов. Расчетное теп¬
ловое напряжение топочной камеры невы¬
сокое (133 кВт/м2), что связано с обес¬
печением твердого шлакоудаления. Загряз¬
нение топочных экранов сыпучей золой
оказалось выше расчетного. Это привело
к снижению тепловосприятия экранов, уве¬
личению температуры на выходе из топ¬
ки до 1350 °С и в итоге к шлакованию
ширм и стен горизонтального газохода.
Для снижения температуры газов в верх¬
ней части топки установлены дополнитель¬
но низкоопущенные разреженные ширмы.
За счет применения плавниковых экранных
труб плотность топки повысилась, однако
котел не выполнен полностью газоплотным
и работает с уравновешенной тягой.


Рис. 21.5. Прямоточный паровой котел
П-57:
У —НРЧ; 2 — СРЧ; 3 — ППТО; 4 — ВРЧ; 5. 6—
шнрмовый и конвективный перегреватели; 7 и 8—
промперегреватель II и I ступеней; 9 — переход¬
ная зона; 10 — экономайзер; 11 — газоход к
РВП; 12 — горизонтальный разъем; 13 — устройст¬
во золоудаления
Регулирование температуры промежу¬
точного перегрева пара обеспечивается пе¬
ременным расходом пара через ППТО.
Топливо размалывается в молотковых
мельницах до тонкости пыли #90=15% и
сжигается в 24 горелках, расположенных
встречно в два яруса. Тепловая мощность
горелки 53 МВт. Температура горячего
воздуха 320 °С. Потери теплоты с механи¬
ческим недожогом составляют q^=
=0,7%, температура уходящих газов пос¬
ле РВП равна 164 °С.
В последние годы широкое распрост¬
ранение получили паровые котлы с газо¬
плотными ограждениями, позволяющие су¬
щественно повысить экономичность работы
оборудования. Основные преимущества га¬
зоплотных котлов — это отсутствие при-
сосов в топке и в газоходах, что умень¬
шает объем уходящих газов на 20—30%
и обеспечивает уменьшение потерь qi\
уменьшение расхода энергии на транспорт
воздуха и продуктов сгорания при лик¬
видации дымососов и использовании вы¬
соконапорных дутьевых вентиляторов; воз¬
можность реализации оптимального режи¬
ма горения с предельно малыми избытка¬
ми воздуха при сжигании мазута и тем
самым предотвращения низкотемператур¬
ной коррозии и сильного загрязнения по¬
верхностей нагрева; возможность замены
тяжелой обмуровки более легкой тепловой,
изоляцией.
На рис. 21.6 показан газоплотный пря¬
моточный паровой котел ТГМП-204 (£)=
=2650 . т/ч, р=25,5 МПа, *=545/545 °С)
для энергоблока 800 МВт, сжигающий
природный газ и мазут и работающий под
наддувом. Топочная камера ограждена га¬
зоплотными экранами из плавниковых труб
0 32x6 мм с шагом 46 мм. Ширина эк¬
ранных блоков на котле унифицирована и
составляет 2580 мм (56 труб в блоке).
Для уменьшения числа ходов рабочей
среды на стенах топки (уменьшения чис¬
ла вводов и выводов потока за пределы
герметизированной стены) сужено попереч¬
ное сечение топки (20,8X10,43 м), в ре¬
зультате чего повысились удельные тепло¬
вые напряжения объема топки
(238 кВт/м3) и поперечного сечения
(9,25 МВт/м2). При таких высоких напря¬
жениях в зоне ядра факела создаются ус¬
ловия работы, опасные для металла труб.
Для снижения температурного уровня го¬
рения и падающих на экраны тепловых
потоков вводится рециркуляция газов из
газохода за экономайзером в количестве
15%. Кроме того, часть рециркулирующих
газов вводится перед ширмами на выходе
из топки, при этом температура газов на
входе в ширмы составляет 1330 °С. Наи¬
большее количество вводов и выводов ра¬
бочей среды сосредоточено вверху топки
(через потолок), где находится паропере¬
греватель. Здесь кроме сварных панелей
потолка делают еще второе перекрытие —
шатер (см. § 12.3).
Газомазутные горелки в количестве
36 шт. выполнены в три яруса с встреч¬
ным расположением. Горячий воздух вво¬
дится в общие короба и поступает в го¬
релки по двум коаксиальным каналам с
лопаточным завихривающим аппаратом в
каждом. Производительность горелки
5,2 т/ч мазута и 5650 м8/ч природного
газа.
Высоконапорные дутьевые вентиляторы
создают напор 13 600 Па (1360 мм вод. ст.),
топка работает под наддувом 6000 Па.
В горизонтальном газоходе находятся
поверхности ширмового и конвективного
перегревателей СКД и выходная (третья)
ступень промежуточного перегревателя*
В конвективной шахте находятся вторая и
первая (регулирующая) ступени промежу¬
точного перегревателя и экономайзер. Че¬
рез регулирующую ступень проходит часть
поступающего на перегрев пара, что обес¬
печивает более тонкое подрегулирование
температуры перегрева в дополнение к
воздействию рециркуляции газов.
Котел оборудован четырьмя РВП
0 9,8 м. Подогрев воздуха осуществляет¬
ся от 50 до 360 °С, а газы охлаждаются
261


8	9 tt
±S7500	\\
Рис. 21.6. Прямоточный паровой котел ТГМП-204:
/ — экраны НРЧ; 2 — экраны СРЧ; 3 — экраны ВРЧ; 4 — горелка; 5, 6 — нижний и верхний ввод ре¬
циркулирующих газов; 7 — горизонтальный газоплотный разъем; 8 — потолочный экран; 9 — шатер; 10 —
ширма; // — конвективный перегреватель СКД:	12 — выходной пакет промперегревателя; 13 — узел газо-
плотности; 14—газоплотные сварные экраны; 15, 16 — пакеты промперегревателя; 17,	18 — входной и
смесительный коллекторы промперегревателя; 19 — экономайзер; 20 — выход газов к РВП
до температуры 127 °С. Расчетный КПД
котла 94,7%. Котел не имеет собственного
каркаса, он подвешен к металлоконструк¬
циям здания. Основными элементами, вос¬
262
принимающими нагрузку котла, являются
три хребтовые двутавровые балки высо¬
той 7 м и шириной полки 1,5 м, которые
установлены с шагом 12 м.


21.3.	Паровые котлы
комбинированных
энергоустановок
В настоящее время разработаны и про¬
ходят опытную эксплуатацию комбиниро¬
ванные системы, сочетающие паротурбин¬
ную и газотурбинную установки в одном
энергоблоке. Из известных в настоящее
время такого типа установок рассмотрим
две, имеющие разные задачи в эксплуа¬
тации.
На рис. 21.7 показана схема комбини¬
рованной парогазовой установки (ПГУ) с
использованием высоконапорного котла, ко¬
торый вырабатывает пар высоких парамет¬
ров и обеспечивает им паровую турбину
Продукты сгорания после прохождения
поверхностей котла с достаточно высоким
давлением и температурой направляются
к газовой турбине, которая дополнительно
вырабатывает электрическую энергию. В ре¬
зультате такого сочетания более эффек¬
тивно используется теплота топлива для
получения электроэнергии. КПД комбини¬
рованной ПГУ на 4—6% выше, чем обыч¬
ного паротурбинного энергоблока, снижа¬
ются капиталовложения в установку.
Высоконапорный котел для этой уста¬
новки ВПГ-450 (D=450 т/ч, р= 14 МПа,
/=545/545 °С) изображен на рис. 21.8.
Условия теплообмена поверхностей нагре¬
ва здесь значительно отличаются от .обыч¬
ных паровых котлов ввиду высокого дав¬
ления греющей газовой среды (избыточ¬
ное давление газов в топочной камере
0,6 МПа), которое создается компрессо¬
ром газотурбинной установки, 'подающим,
в топку воздух. В связи с этим топку и
конвективный газоход выполняют цилинд¬
рической формы с двойной оболочкой.
Рис. 21.7. Принципиальная схема парога¬
зовой установки с высоконапорным котлом:
1 — забор воздуха; 2 — компрессор; 3 — ввод
топлива; 4 — паровой котел; 5 — газовая турби¬
на; 6 — регенератор; 7 — газовый тракт; 8 — па¬
роводяной тракт; 9 — паровая турбина; 10 — кон¬
денсатор'; 11 — питательный насос; 12 — регенера¬
тивный подогреватель; 13 — электрогенератор
Рис. 21.8. Корпус высоконапорного котла
ВПГ-450 для парогазовой установки
ПГУ-200-130:
1 — кольцевой канал для воздуха; 2 — горелки;
3 — топочная камера; 4 — барабан-сепаратор; 5 —
испарительные ширмы; 6 — переходный газоход;
7	— ленточный перегружатель высокого давления;
8	— промежуточный перегреватель; 9 — конвектив¬
ный газоход; 10 — выход дымовых газов в газо¬
вую турбину
Воздух нагревается вначале в процес¬
се сжатия в компрессоре, а затем проходит
по кольцевому каналу между двумя обо¬
лочками противотоком по отношению к га¬
зам и нагревается до 250 °С. В подовых
горелках сжигается газотурбинное жидкое
топливо, попутный или природный газ при
тепловом напряжении топочного объема
4,85 МВт/м3, что примерно в 20 раз
выше, чем в обычном газомазутном котле.
Котел ВПГ-450 выполнен двухкорпус¬
ным. Расчетный объем двух топочных ка¬
мер равен 95,3 м3 и примерно соответ¬
ствует объему топки обычного газомазут¬
ного котла паропроизводительностью
25 т/ч. Теплообмен во всех поверхностях
нагрева во много раз превышает привыч¬
ные значения (коэффициент теплоотдачи с
газовой стороны увеличивается пропорцио¬
нально давлению газов), поэтому заметно
уменьшаются размеры поверхностей на¬
грева. Особое внимание приходится уделять
надежности металла поверхностей. Ци¬
линдрическая топка полностью экраниро¬
вана трубами из жаропрочной стали
12Х1МФ, поверхности перегревателя (ос¬
новного и промежуточного) выполнены из
аустенитной стали. Движение рабочей сре¬
ды — многократное принудительное, вода
из барабана котла через циркуляционный
насос поступает в нижние коллекторы эк-
263


Рис. 21.9. Принципиальная схема парогазовой установки со сбросом газа в паровой котел:
Обозначения те же, что и на рис. 21.7;	6 — экономайзеры соответственно основной и дополнительный;
16 — камера сгорания
ранов, а часть ее — в испарительные шир¬
мы, находящиеся на выходе из топки, за¬
тем пароводяная смесь поступает в бара¬
бан диаметром 1600 мм.
Продукты сгорания выходят из про¬
межуточного перегревателя с температу¬
рой 770 °С и направляются в газовую тур¬
бину. После нее газы с температурой
450 °С поступают в экономайзер, обеспе¬
чивающий подогрев питательной воды для
котла.
Номинальная мощность энергоблока
ПГУ-200-130 составляет 200 МВт, из них
150 МВт вырабатывает паротурбинная
часть и 50 МВт — газотурбинная установ¬
ка. Основные преимущества такой уста¬
новки заключаются в уменьшении удель¬
ного расхода условного топлива [около
300 г/(кВт-ч) против 320—325 г/(кВт*ч)
на паротурбинных блоках], уменьшении
длительности растопки и повышении ма¬
невренности в работе, уменьшении метал¬
лоемкости и стоимости сооружения энерго¬
блока.
Другой тип комбинированной ПГУ
представляет установка со сбросов отра¬
ботавших газов* из газовой турбины в
обычный паровой котел (рис. 21.9). Здесь
паротурбинная часть установки может ра¬
ботать как самостоятельно (при останов¬
ленной газовой турбине), так и в комби¬
нированном варианте. Газотурбинная уста¬
новка используется для выработки допол¬
нительной электроэнергии в часы пиковой
нагрузки. Она обладает высокой маневрен¬
ностью, быстрым набором мощности (пуск
в работу на полную мощность за несколь¬
ко минут) и работает 500—2000 ч в
году.
Благодаря сжиганию топлива в ка¬
мере сгорания с высоким избытком воз¬
духа (a=4-f-5) после газовой турбины
продукты сгорания при температуре око¬
ло 500 °С имеют еще достаточный избыток
воздуха, чтобы обеспечить сжигание топ¬
264
лива, подаваемого в топку парового кот¬
ла. При этом отключается воздухоподо¬
греватель котла, а охлаждение уходящих
газов обеспечивается подачей в первую
ступень экономайзера воды с более низ¬
кой температурой (не . прошедшей подо¬
греватели высокого давления).
В блоке с паротурбинной установкой
мощностью 300 МВт может работать га¬
зовая турбина ГТ-50-800, увеличивая пи¬
ковую нагрузку на 15—20%.
21.4.	Котлы для полупиковой
и пиковой нагрузки
По мере ввода мощных энергоблоков
на сверхкритическое давление пара и атом¬
ных электростанций, приспособленных к
базовому режиму работы, возрастают
трудности обеспечения переменной части
электрической нагрузки. Г азотурбинные
установки имеют на сегодня относитель¬
ные небольшие мощности (50—100 МВт),
и в силу пониженной экономичности
(КПД установки не более 30%) они при¬
способлены только для покрытия коротких
перегрузочных режимов. В таких услови¬
ях необходимо создание специальных полу-
пиковых энергоблоков большой мощности,
которые можно вводить в работу за ми¬
нимальное время и которые взяли бы на
себя обеспечение переменной по нагрузкам
части электрического графика.
Паровой котел для маневренного полу-
пикового энергоблока мощностью 500 МВт
показан на рис. 21.10. Прямоточный ко¬
тел ТМП-501 (D=1800 т/ч, р=14 МПа,/=
=515/515 °С) выполнен по П-образной схе¬
ме для сжигания мазута. Он рассчитан на
возможность ежедневных растолок и оста¬
новов, поэтому имеет коллекторы с ми¬
нимально допустимой толщиной стенок (не
более 36 мм). Экранные поверхности НРЧ
имеют горизонтально подъемную '(винто¬
вую) навивку по стенам топки в виде


Рис. 21.10. Полупиковый прямоточный 'паровой котел ТМП-501:
а — поперечный разрез котла:	1 — горелка; 2 — НРЧ; 3 — ВРЧ; 4 — ширмы основного пароперегревате»
ля; 5 — потолочный пароперегреватель; 6 — шатер; 7 — конвективные пароперегреватели; в — промежу*
точный пароперегреватель; 9 — экономайзер; 10 — выход газов к РВП; б — график изменения парамет¬
ров пара: 1 — давление свежего пара; 2 — давление вторично перегретого пара; 3 — температура пара
лент шириной 3 м, предложенную
Л. К. РамзинЫм, и надежно работающую
в условиях переменных нагрузок. Такая
навивка исключает возникновение тепло¬
вых перекосов из-за неравномерности теп¬
ловых потоков по сечению топки и отли¬
чается минимальным количеством коллек¬
торов. Поверхности ВРЧ топки выпол¬
нены в виде вертикальных панелей. В то¬
почной камере нет радиационной поверх¬
ности перегревателя (пониженная темпе¬
ратура перегретого пара позволяет это
сделать), которая по опыту эксплуатации
является ненадежной при пониженных на¬
грузках.
Топочная камера и экраны газоходов
выполнены из цельносварных панелей, что
позволило создать газоплотный котел и
повысить его экономичность. Горение ма¬
зута обеспечивают 24 горелки, установлен¬
ные в три яруса встречно. Через перифе¬
рийный канал каждой горелки вводятся
газы рециркуляции для регулирования
температуры промежуточного перегрева
пара. Объем топочной камеры котла
7080 м3, тепловое напряжение топки
208 кВт/м3. Температура газов на выходе
из топки 1287 °С.
Снижение температуры пара позволило
изготовить все поверхности нагрева из
сталей перлитного класса, которые гораз¬
до лучше переносят резкие теплосмены,
чем аустенитные стали.
При пониженных нагрузках котел ра¬
ботает с переменным давлением в тракте
рабочей среды при сохранении температу¬
ры перегрева пара (рис. 21.10,6). Это
повышает экономичность котла в таких ре¬
жимах и надежность работы отдельных
элементов. Для ослабления низкотемпера¬
турной коррозии холодная часть регенера¬
тивных воздухоподогревателей РВП-9&
имеет фарфоровую набивку вместо сталь¬
ных листов. Обеспечивается предваритель¬
ный подогрев холодного воздуха в кало¬
риферной установке. Котел не имеет соб¬
ственного каркаса, он подвешивается к
конструкциям здания, что сокращает об¬
щий расход металла на сооружение стан¬
ции. Растопка котла занимает 30 мин
после ночного простоя и около 1 ч после,
останова на 2 сут.
Для покрытия пиковой тепловой на¬
грузки на ТЭЦ городов и рабочих по¬
селков или в крупных котельных исполь¬
зуют пиковые водогрейные котлы. Он»
служат для нагрева сетевой воды, посту¬
пающей в районные тепловые узлы в це¬
лях обеспечения населения горячей водой
и отопления квартир в самое холодное
время года, когда тепловой нагрузки из
отборов теплофикационных турбин ТЭЦ не
хватает (время работы около 1000 ч в
год). Водогрейные котлы выполняют без
барабана с прямоточным движением во¬
ды. Гидравлическое сопротивление поверх¬
ностей нагрева преодолевается за счет на¬
пора сетевых насосов. Котлы спроектиро¬
ваны на сжигание природного газа, ма¬
зута и твердого топлива. Характерным»
для них являются башенная и П-образ-
ная компоновки поверхностей котла.
Башенные котлы для сжигания газа и
мазута выполняют тепловой мощностью
265


Рис. 21.11. Башенный газомлзутный водо¬
грейный котел типа ПТВМ-50-1:
/ — боковые экраны; 2 —фронтовой экран; 3 —
задний экран; 4 — конвективные поверхности; 5 —
горелки; 6 — металлическая дымовая труба
50, 100 и 180 Гкал/ч (58, 116, 209 МВт)
серии ПТВМ (пиковый теплофикационный
водогрейный для сжигания мазута и газа).
Они рассчитаны на подогрев сетевой воды
от 70 до 150 °С. Хотя в котле не проис¬
ходит образования пара,, конструкция его
топки и конвективных поверхностей нагре^-
ва имеет много общего с конструкцией
топки и конвективных поверхностей на¬
грева паровых котлов.
На рис. 21.11 показан пиковый газома¬
зутный котел ПТВМ-50-1 тепловой мощ¬
ностью 58 МВт (50 Гкал/ч). Топочная ка¬
мера полностью экранирована. На боковых
стенках топки в два яруса установлены
12 газомазутных горелок с индивидуальны¬
ми дутьевыми вентиляторами. Регулиро-
266
вание тепловой производительности осу¬
ществляется изменением числа работающих
горелок. При этом сохраняется, постоян¬
ным расход воды,\ а выходная темпера¬
тура ее будет меняться. Над топкой рас¬
положены два пакета конвективных по¬
верхностей нагрева. Обмуровка натрубная
толщиной 172 &IM. Верхняя часть газохо¬
да заканчивается стальной дымовой тру¬
бой диаметром 2,5 м, опирающейся на
каркас. Высота трубы около 50 м при ра¬
боте котла на природном газе. При рабо¬
те пиковых котлов на мазуте по условиям
удовлетворения санитарным нормам чи¬
стоты воздуха необходимы более высокие
дымовые трубы (100—200 м). В этом слу¬
чае устанавливают одну трубу на не¬
сколько пиковых водогрейных котлов. В
ряде случаев пиковые котлы присоединя¬
ются к дымовой трубе энергетических кот¬
лов. Ввиду малого времени их работы к
пиковым котлада предъявляют менее вы¬
сокие требования в отношении экономич¬
ности и температуру уходящих газов при¬
нимают более высокой (220—240 °С).
В последнее время разработаны пы¬
леугольные водогрейные котлы тепловой
мощностью 116 МВт (100 Гкал/ч). Котел
КВ-ТК-ЮО (котел водогрейный для твер¬
дого топлива с камерной топкой тепло-
производительностью 100 Гкал/ч) имеет
П-образную компоновку (рис. 21.12). То¬
почная камера призматической формы с
холодной воронкой для твердого шлако-
удаления имеет по всем стенам газоплот¬
ные экраны мембранного типа (трубы
0 60X4 мм с шаго|* 80 мм и вварными
полосами). Горизонтальный газоход так¬
же экранирован цельносварными панеля¬
ми. В опускной шахте находится змееви¬
ковый конвективный пакет с шахматным
расположением труб диаметром 32X3 мм
и двухпоточный воздухоподогреватель с
трубами диаметром 40X1,5 мм, обеспе¬
чивающий подогрев воздуха до 343 ЬС.
Температура уходящих газов 196 °С. Пре¬
дусмотрена дробеочистка поверхностей в
конвективной шахте.
Топочная камера в сечении близка к
квадрату (7060X7100 мм). Она имеет
шесть горелок лопаточно-лопаточного ти¬
па, установленных на боковых стенах по
схеме треугольника. В горелках сжигает¬
ся пыль каменного (экибастузского) угля.
В центральные трубы горелок встроены
растопочные мазутные форсунки. Тепловое
напряжение топочного объема 140кВт/м3,
температура газов на выходе из топки
1136°С. Расход воды через поверхности
котла составляет 1236 м3/ч, нагрев воды
(номинальный) — 70—150 °С.
Под топкой котла предусмотрено не¬
прерывное шлакоудаление шнековыми
транспортерами. Тепловая изоляция топки
и газоходов толщиной 50 мм выполнена
из асбоперлитовой массы с наружной шту-
катурой. Поверх штукатурки накладыва¬
ется стеклопластнковая полимерная
пленка.


Рис. 21.12. Водогрейный котел КВ-ТК-ЮО:
/ — топочная камера; 2—горелка; 3 — конвективный пакет; 4, 5 —секции трубчатого воздухоподогрева¬
теля первого и второго хода; 6 — дробеуловнтель; 7 — шнековое шлакоудаление
21.5.	Парогенераторы АЭС
В соответствии с тепловой схемой АЭС
пар для работы турбины вырабатывается
либо непосредственно в ядерном реакто¬
ре (кипящего типа), либо в парогенерато¬
ре — теплообменнике, где теплоноситель из
реактора передает часть своей теплоты
воде второго контура, из которой полу¬
чается пар. Парогенератор является обя¬
зательным элементом оборудования двух-
и трехконтурных АЭС (см. § 1.1).
267


Вода с точки зрения теплообмена пред¬
ставляется относительно низкотемператур¬
ным теплоносителем. Так, при максималь¬
но возможном давлении теплоносителя в
первом контуре Pi=16 МПа (/нас =
= 346 °С) и температуре его на выходе
из реактора /1=320°С можно получить во
втором контуре пар при его давлении
6.5	МПа (/Нас = 280°С) с начальным пе*
регревом не более 20 °С при сохранении
минимально допустимого температур¬
ного напора Д/ = 20вС (рис. 21.13).
Следовательно, получение пара во втором
контуре высоких, а тем более сверхкри¬
тических параметров невозможно при ис¬
пользовании водного теплоносителя в пер¬
вом контуре (реакторы типа ВВЭР). Для
этих целей необходимо использовать га¬
зовые или жидкометаллические теплоноси¬
тели.
В настоящее время ,на АЭС почти ис¬
ключительно применяют во втором контуре
насыщенный пар начальным давлением
6.5	МПа. Основным типом парогенератора
в нашей стране является горизонтальный
однокорпусный с погруженной поверхно¬
стью нагрева и встроенными паросепара-
ционными устройствами (рис.21.14,а). По¬
верхности нагрева этих парогенераторов
выполняют из труб малого наружного диа¬
метра 12—22 мм при толщине стенки 1,2—
1.5	мм, число труб в мощных парогенера¬
торах составляет десятки тысяч. Здесь
очень важна высокая плотность соедине¬
ний, так как при малейшей утечке тепло¬
носителя (у него выше давление) радио¬
активность переносится из первого конту¬
ра во второй, а следовательно, и в весь
водопаровой тракт цикла. Исходя из сни¬
жения загрязненности водного теплоноси¬
теля продуктами коррозии, все элементы
первичного контура выполняют из нержа¬
веющей стали. Где только возможно, при¬
меняют трубы без сварных швов и бес¬
фланцевую арматуру. Греющие сек¬
ции теплоносителя выполнены в виде
сдвоенной U-образной системы труб, кон¬
цы которых завальцованы и обварены
в два вертикальных коллектора диамет¬
ром 750 мм из стали Х18Н9Т. Питатель-
0	2,5	5,0	7,5	10 р,МПа
Рис. 21.13. К выбору параметров рабочей
среды в контурах АЭС с реактором типа
ВВЭР:
/, 2 — температуры теплоносителя первого кон¬
тура и насыщения воды с изменением давления
268
Рис. 21.14. Схемы горизонтального (а) и
вертикального (б) парогенераторов:
1 — корпус; 2 — греющая секция; 3 —- коллектор;
4 — сепаратор I ступени; 5 — раздающая пита¬
тельная труба; 6 — выход пара; 7. 8 — вход н
выход теплоносителя; 9 — разделительная обечай¬
ка; 10 — сепаратор II ступени
ная вода после регенеративного подогрева
из отборов турбины вводится в верхнюю
часть. водяного объема парогенератора од¬
ной трубой по центру и равномерно рас¬
пределяется по длине за счет многочис-


Рис. 21.15. Схема принудительной циркуля¬
ции в кипящем канальном реакторе
РБМК-ЮОО:
1 — активная зона реактора; 2 — технологический
канал; 3, 6 — напорный н всасывающий коллекто¬
ры; 4 — обратный затвор; 5 — ГЦН; 7 — барабан-
сепаратор; 8 — уравнительные трубы; 9 — ввод
питательной воды; /3 —пар на турбину; 11 —
опускные трубы
ленных отверстий (перфорированная
труба).
В паровом объеме происходит вначале
естественная сепарация капель влаги, за¬
тем пар поступает в жалюзийный сепара-
' тор. Размеры парогенератора ограничены
технологией производства и транспортны¬
ми условиями. Парогенератор большой
теплопроизводительности для энергоблока
мощностью 1000 МВт имеет диаметр кор¬
пуса 4 м при длине 15 м и производит
1470 т/ч насыщенного пара с давлением
6,5	МПа. Парогенератор полностью соби¬
рают на заводе-изготовителе и транспор¬
тируют к месту установки по железной
дороге или водным путем.
Вертикальная конструкция парогенера¬
тора (рис. 21.14,6) позволяет повысить
паропроизводительность корпуса, так как
греющие секции занимают здесь около
2/3 объема, тогда как в горизонтальном
они занимают менее половины. Ввиду
уменьшения сечения для отвода пара на¬
грузка поверхности испарения и скорости
пара заметно возрастают. Это вызывает
повышенный унос влаги паром. Для его
сепарации увеличена высота парового про¬
странства, что позволяет разместить здесь
две ступени сепарационных устройств.
Улучшение циркуляции воды в водяном
объеме парогенератора достигнуто уста¬
новкой внутренней обечайки. При этом
вдоль наружного корпуса происходит
опускное движение поступающей пита¬
тельной воды, а внутри наблюдается ин¬
тенсивное подъемное движение пароводя¬
ной смеси.
В АЭС с кипящим реактором типа
РБМК парогенератор отсутствует. Пар
получается в самом реакторе, из которого
пароводяная смесь поступает в барабан-
сепаратор (рис. 21.15). Движение тепло¬
носителя через технологические каналы ак¬
тивной зоны реактора обеспечивается глав¬
ными циркуляционными насосами (ГЦН).
Двигаясь снизу вверх, вода подогревает¬
ся до температуры кипения, а затем ча¬
стично испаряется (паросодержание х=
«=14%). В барабане-сепараторе насыщен¬
ный пар отделяется от воды и направля¬
ется далее в турбину. Его влажность со¬
ставляет около 0,1%. Вода, смешиваясь
в барабане с конденсатом отработавшего
в турбинах пара, вновь подается на вход
технологических каналов.
Контрольные вопросы к гл. 21
1.	Какие мероприятия предусматрива¬
ются для повышения надежности и ком¬
пактности поверхностей нагрева?
2.	Какими параметрами ограничена об¬
ласть применения барабанных паровых
котлов и почему?
3.	Как связан уровень температуры
перегрева пара со стоимостью поверхности
нагрева?
4.	Каким требованиям должны отве¬
чать маневренные блоки?
5.	В чем преимущество газоплотных
конструкций котлов?
6.	Назовите виды комбинированных
ПГУ и их основное назначение.
7.	Какими особенностями отличается
полупиковый паровой котел?
8.	Какую задачу выполняют пиковые
теплофикационные котлы? Назовите типы
этих котлов.
9.	Назовите типы парогенераторов для
АЭС. Почему турбины энергоблоков АЭС
работают на насыщенном паре?
Глава двадцать вторая
ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
22.1.	Выбросы ТЭС и их влияние
на окружающую среду
Развитие энергетики характери¬
зуется высокими темпами, которые
по оцёнкам сохранятся и на бли¬
жайший период времени. Производ¬
ство электроэнергии в мире на дан¬
ном этапе развития удваивается
в течение 10 лет. Это значит, что
должно практически удваиваться
и количество сжигаемого органиче-
269


Рис. 22.1. Доля загрязнения атмосферы от¬
раслями промышленности:
1 — тепловые электростанции; 2 — черная метал¬
лургия; 3 — цветная металлургия; 4 — нефтехи¬
мия; 5 — автомобильный транспорт; 6 — промыш¬
ленность строительных материалов
ского топлива. Однако быстро ра¬
стет доля производства электро¬
энергии на АЭС, что приводит
к сокращению использования нату¬
ральных топлив. В настоящее вре¬
мя за счет ядерного горючего вы¬
рабатывается пока менее 10 %
энергии в мире (см. табл. 1.1).
Тепловые электростанции, по¬
требляющие около 40 % добывае¬
мого в мире топлива, оказывают
существенное влияние на окружаю¬
щую среду (рис. 22.1). Это воздей¬
ствие ТЭС определяется выбросом
в атмосферу продуктов сгорания,
содержащих вредные газы и мелкие
твердые частицы золы, удалением
шлаков и загрязненных сточных
вод, а также сопутствующим про¬
цессом выброса теплоты с дымо¬
выми газами в атмосферу и с цир¬
куляционной водой из конденсато¬
ров турбин в водные бассейны.
Последний процесс часто называют
«тепловым загрязнением».
В нашей стране принимаются
энергичные меры по охране окру¬
жающей среды. В статье 18 Консти¬
туции СССР указано: «В интересах
настоящего и будущего поколений
в СССР принимаются необходимые
меры для охраны и научно обосно¬
ванного, рационального использова¬
ния земли и ее недр, водных ресур¬
сов и животного мира, для сохра¬
нения в чистоте воздуха и воды,
обеспечения воспроизводства при¬
родных богатств и улучшения окру¬
жающей человека среды.»
Выбрасываемые электростанция¬
ми различные вещества оказывают
вредное воздействие на весь комп¬
лекс живой природы, который мы
270
будем называть биосферой. Биосфе¬
ра включает в себя прилегающий
к поверхности земли слой атмосфе¬
ры, верхний слой почвы и водные
акватории. Так, в газообразных вы¬
бросах ТЭС к вредным веществам
относятся оксиды азота N0*=
=N0-f-N02 и оксиды серы SO*=
=S02+S03, а также твердые эо¬
ловые частицы и пыль, пятиокись ва¬
надия V2Os. Кроме того, при непол¬
ном сгорании топлива в дымовых
газах могут находиться окись угле¬
рода СО, углеводороды типа СН4,
С2Н4, бенз(а)пирен C20Hi2, сажа.
В сточных водах электростан¬
ций могут находиться неорганиче¬
ские растворенные токсические ве¬
щества (кислоты, щелочи), молеку¬
лярно-растворимые органические
вещества (остатки масел, полимер¬
ные углеводородные соединения
после контакта воды с мазутом),
коллоидные системы, растворенные
газы, нерастворимые твердые при¬
меси и т. п. Многие из загрязнений
сточных вод ядовиты для раститель¬
ности и животного мира водных
бассейнов, другие при разложении
активно поглощают кислород из
воды, постепенно умерщвляя био¬
сферу. Поэтому все сточные воды
ТЭС проходят тщательную очистку
с проведением контроля за уровнем
загрязнений перед их выпуском
в природные бассейны. В отличие
от ТЭС атомные электростанции
работают без выбросов золы или
вредных сернистых газов и окислов
азота. При работе АЭС через трубу
в атмосферу сбрасывается вентиля¬
ционный воздух, содержащий весь¬
ма малое количество радиоактив¬
ных газов: аргон, ксенон, криптон,
которые возникают в результате
нейтронного облучения воздуха
вблизи корпуса реактора и образу¬
ются вместе с осколками деления
ядер урана в твэлах реактора.
При появлении негерметичности
в каком-нибудь твэле газовые ос¬
колки деления попадают в замкну¬
тые циркулирующие потоки охлаж¬
дающей воды на АЭС и могут
выйти «наружу» с утечкой воды че¬


рез сальники насосов и арматуры.
Сбросные воды АЭС подвергаются
тщательному обычному и радиаци¬
онному контролю, очищаются и в
течение длительного времени вы¬
держиваются в специальных бас¬
сейнах для снижения их радиаци¬
онной опасности.
Следует отметить, что в выбро¬
сах угольных ТЭС тоже содержатся
радиоактивные частицы, поскольку
в угле всегда присутствуют в ма¬
лом количестве примеси, содержа¬
щие уран и торий. Поэтому радио¬
активность выбросов АЭС в атмо¬
сферу несущественно отличается от
выбросов ТЭС, а с учетом отсут¬
ствия других вредных выбросов
АЭС значительно меньше загрязня¬
ют воздушную среду. Для уменьше¬
ния риска, связанного с возможно¬
стью радиоактивного облучения
населения в районе расположения
АЭС, вокруг АЭС устанавливается
санитарно-защитная зона, в преде¬
лах которой ведется контроль ра¬
диационной обстановки.
Для оценки влияния вредных
выбросов электростанций на окру¬
жающую среду необходимо произ¬
вести количественный расчет вы¬
броса того или иного вредного
вещества в единицу времени. Вы¬
брасываемые с дымовыми газами
частицы золы, сажи и кокса, име¬
нуемые уносом, имеют размеры от
долей микрона (сажа) до десятков
и сотен микрон. Количество золы,
уносимое дымовыми газами, g3a,
кг, на 1 кг сожженного топлива с
учетом механического недожога
топлива (<74, %.) составляет
£зл=0,01 ау„ (Ap+<74Q.ip/Qrop), (22.1)
где Qнр — низшая теплота сгорания
топлива, мДж/кг; Qrop=32,7
МДж/кг — средняя теплота сгора¬
ния горючих веществ в уносе; ауц—
доля золовых частиц, уносимых по¬
током газов; аУц= 0,94-0,95 при
твердом шлакоудалении в топке и
0,7—0,85 при жидком шлакоудале¬
нии.
Массовый выброс золовых ча¬
стиц в атмосферу в единицу време¬
ни Мзл, г/с, с учетом улавливания
ее в золоуловителях электростан¬
ции определяется по формуле
Мзл=£злВ(1—rj3.y) • Ю3,	(22.2)
где В — расход топлива на электро¬
станцию, кг/с; т)3.у—степень улав¬
ливания твердых частиц в золоуло¬
вителях; обычно г)3.у=0,98ч-0,995.
Так, для электростанции мощно¬
стью 2400 МВт при средней зольно¬
сти топлива Ар= 174-20 % массо¬
вый выброс летучей золы через ды¬
мовые трубы составляет около
700 г/с (2,5 т/ч). Наиболее трудные
условия возникают для обеспечения
эффективного золоулавливания при
сжигании топлив с очень высо¬
кой исходной зольностью рабочей
массы. Так, экибастузский камен¬
ный уголь имеет Ар до 48—52%.
В целях обеспечения санитарных
норм окружающей местности сте¬
пень улавливания золовых частиц
из потока дымовых газов должна
составлять т)э.у=0,995, что при пе¬
реходе от Т1з.у=0,98 соответствует
уменьшению доли «проскока» золы
в 4 раза, а стоимость и эксплуата¬
ционные расходы золоулавливаю-
ющей установки электрофильтров
возрастают почти в 2 раза.
Основное количество серы, со¬
держащейся в топливе, Sp сгорает
до диоксида SO2. Ее массовый вы¬
брос в атмосферу MSO] г/с, можно
определить по следующей формуле:
(22.3)
где т)'с — степень нейтрализации
оксидов серы на поверхности золо¬
вых частиц, обладающих щелочны¬
ми свойствами в газоходах котла;
т)"с — доля оксидов серы, уловлен¬
ная в золоуловителях. В сухих зо¬
лоуловителях (циклонах, электро¬
фильтрах) оксиды серы практиче¬
ски не улавливаются (г|"с=0).
В то же время в мокрых золоуло¬
вителях (скрубберах) при их оро¬
шении щелочным раствором
Са(ОН)г и ЫагСОз можно достичь
высокой степени поглощения SO2:
т|"с=0,84-0,9. Это один из эффек¬
271


тивных способов снижения выбро¬
сов SO2 в атмосферу. Коэффициент
2 в формуле (22.3) учитывает уве¬
личение молекулярной массы SO2
(Л4=64) по сравнению с массой се¬
ры S(Af=32). На станции мощно¬
стью 2400 МВт, сжигающей мазут
(Sp=2%), массовый выброс SO2
через дымовые трубы составит
9300 г/с (33,5 т/ч). Это один из
главных факторов серьезного за¬
грязнения воздушного бассейна
вредными веществами.
Выброс'оксидов азота рассчиты¬
вают на количество NO2. Хотя в то¬
пке и газоходах основная часть ок¬
сида азота находится в виде закиси
N0, но в атмосфере за счет присут¬
ствия озона 03 она окисляется в
NO2. Определение массового обра¬
зования оксидов азота в ядре факе¬
ла довольно затруднительно, так
как выход N02 существенно зави¬
сит от многих факторов, в том числе
от температурного уровня горения,
избытка воздуха в зоне горения, на¬
личия азота в исходной массе топ*
лива NT, %, доли рециркуляции га¬
зов в топку и др. В среднем при
сжигании газа и мазута концентра¬
ция NO2 в уходящих газах состав¬
ляет 0,6—0,8 г/м3, а при сжигании
твердых топлив — около 1 г/м3.
Так, для электростанции мощно¬
стью 2400 МВт, сжигающей мазут
с низкими избытками воздуха (ат<
<1,05) при рециркуляции газов г=
=7% в зону горелок, массовый вы¬
брос оксидов NO2 составит 2100 г/с
(7,56 т/ч). Хотя эта цифра в 4,4 ра¬
за меньше, чем массовый выброс
SO2 дымовыми трубами электро¬
станции, но допустимая максималь¬
но-разовая концентрация окислов
азота в воздухе почти в 6 раз ниже.
Поэтому выброс NO2, особенно в
сочетании с другими вредными при¬
месями, составляет, как правило,
главную опасность для атмосферы.
Наиболее заметное локальное
влияние вредных выбросов ТЭС на
окружающий район при высоких
дымовых трубах (высотой более
200 м) имеет место в диаметре 20—
50 км вокруг ТЭС. Токсичные веще-
272
ства, содержащиеся в дымовых га¬
зах, в той или иной мере воздейст¬
вуют на растения, животный мир и
людей, а также на строительные
конструкции зданий и сооружений.
В отличие от газовых компонен¬
тов, распространяющихся в процес¬
се диффузии как в нижние, так и в
верхние слои атмосферы, отчего их
концентрация в приземном слое на
удалении от электростанции значи¬
тельно снижается, выбросы золовых
частиц в основном (за исключением
частиц с радиусом менее 1 мкм)
оседают на землю. Кроме общего
отрицательного эффекта загрязне¬
ния приземного воздуха и поверхно¬
сти твердыми частицами, вредными
для дыхательных путей, в золе топ¬
лив содержатся микропримеси со¬
единений металлов, обладающих вы¬
сокой токсичностью, например
мышьяка, свинца, цинка, ванадия,
ртути.
Наиболее чувствительными к со¬
держанию SO2 в воздухе являются
растения. При наличии SO2 и влаги
в воздухе образуются пары серных
кислот (H2SO3 и H2SO4), которые
вызывают ускорение коррозии ме¬
талла, идет постепенное разрушение
бетона и т. п.
Диоксид азота N02 обладает
резко выраженным раздражающим
действием на слизистые оболочки
(глаза, дыхательные пути). Он
плохо растворим в жидких средах,
поэтому способен глубоко прони¬
кать в легкие. Кроме того, оксид
азота, поглощая естественную ради¬
ацию солнца как в ультрафиолето¬
вой, так и в видимой части спек¬
тра, снижает прозрачность атмосфе¬
ры.
По степени воздействия на орга¬
низм человека вредные вещества
разделяются на несколько классов.
К чрезвычайно опасным веществам
относятся пятиокись ванадия V2O5
и бенз(а)пирен С20Н12. Первое со¬
единение образуется в небольших
количествах при сжигании мазута.
Бенз(а)пирен может появиться в
дымовых газах при сжигании любо¬
го топлива с недостатком кислоро-


да в отдельных зонах горения. К вы¬
сокоопасным веществам относят ди¬
оксид азота N02 и серный ангидрид
S03. Сернистый ангидрид (диок¬
сид серы) S02 и закись азота N0
относятся к умеренно опасным ве¬
ществам.
За стандарт качества воздуха в
СССР приняты предельно допусти¬
мые концентрации (ПДК) для раз¬
личных токсических веществ на
уровне дыхания человека. Значения
ПДК устанавливаются в двух пока¬
зателях: максимально-разовые (до¬
пустимые в течение 20 мин) и сред¬
несуточные (допустимые в среднем
за 24 ч). Среднесуточные ПДК яв¬
ляются основными, их назначение—■
не допустить какого-либо неблаго¬
приятного влияния на человека в
результате длительного воздейст¬
вия.
Степень опасности воздействия
того или иного вещества на живой
организм определяется через отно¬
шение действительной концентра¬
ции вещества, С, мг/м3, к ПДК,
мг/м3, в воздухе на уровне дыхания.
Это отношение
А,=С</ПДК< (22.4)
называется токсичной кратностью
данного i-го вещества. Оно должно
быть меньше единицы. При одновре¬
менном содержании в воздухе не¬
скольких вредных веществ близкого
биологического влияния на живой
организм происходит усиление от¬
равляющего воздействия, в связи с
чем становится недопустимым при¬
сутствие таких веществ при концен¬
трациях, близких к ПДК каждого
из них. Поэтому Минздравом СССР
введено дополнительное требование
о необходимости суммирования ток¬
сичных кратностей таких веществ,
например оксидов серы и азота, ко¬
торое выражается условием
2£,=
'SO,
'NO,
пдк30, пдкда,
<1. (22.5)
Для выбросов твердых частиц фор¬
мула сложения получается следую-
18—5185
щей:
S*,=
пдк~
_£с_
ПДКо
ПДКу,о.
(22.6)
где индексы «зл», «с» определяют
золовые и сажистые частицы в вы¬
бросах. Это условие заметно ужес¬
точило требования, предъявляемые
к допустимому массовому выбросу
вредных веществ.
Под действием ультрафиолето¬
вого излучения солнца N02 разла¬
гается. Атмосферные осадки посто¬
янно удаляют из приземного слоя
образовавшиеся , окислы S02, N02,
пары кислот и остающиеся в возду¬
хе мельчайшие золовые частицы, по¬
этому в свободной атмосфере прак¬
тически не наблюдается их накоп¬
ления в ощутимых размерах.
22.2.	Сокращение
вредных выбросов в атмосферу
и их рассеивание
Одним из главных токсичных компо¬
нентов, содержащихся в органических топ¬
ливах и оказывающих существенное влия¬
ние на окружающую среду, является сера.
Наибольшую сернистость (приведенное со¬
держание серы 0,1%/МДж и выше) име¬
ют топлива европейской части СССР. По¬
вышенную сернистость имеют мазуты, по¬
лучаемые из нефти Татарии и Башкирии.
Сибирские угли имеют, как правило,
небольшое содержание серы. Умеренную
сернистость имеют угли Экибастузского и
Карагандинского угольных бассейнов, ма¬
зуты, получаемые из нефти сибирских ме¬
сторождений. Бессернистым топливом яв¬
ляется природный газ большинства место¬
рождений, за исключением Оренбургского
и некоторых месторождений Средней
Азии.
Основными способами снижения сер¬
нистых соединений, выбрасываемых в ат¬
мосферу, являются очистка нефтяного топ¬
лива от серы на нефтеперерабатывающих
заводах с целью получения малосернисто¬
го мазута, глубокая переработка жидкого
и твердого топлив на самой ТЭС с полу¬
чением газообразного топлива и последу¬
ющей его очисткой от сернистых соедине¬
ний, очистка дымовых газов после паро¬
вых котлов от оксидов серы.
При перегонке нефти на нефтеперера¬
батывающих заводах (НПЗ) в легкие
фракции переходит небольшое количество
серы, а подавляющая часть сернистых со¬
единений (70—90%) концентрируется в
273


высокипящнх фракциях и остаточных про¬
дуктах, входящих в состав мазута.
Удаление серы из нефтяных топлиг
можно осуществить на НПЗ посредством
гидроочистки. В этом процессе происходит
взаимодействие водорода с сероорганиче¬
скими соединениями и образуется серово¬
дород H2S, который улавливается и мо¬
жет использоваться для получения серы и
ее соединений. Процесс протекает при тем¬
пературе 300—400 °С и давлении до
10 МПа в присутствии катализаторов —
окислов молибдена, кобальта и никеля.
Гидроочистка дистиллятных фракций в на¬
стоящее время достаточно хорошо разра¬
ботана и экономически эффективна. 6д-
нако она связана с большими капитальны¬
ми затратами — около 3 руб/т топлива на
каждые 0,5% снижения серы. Снижение
сернистости сжигаемого топлива можно
осуществить на ТЭС, подвергнув его до
поступления в паровой котел воздействию
высоких температур с использованием
окислителей (газификация) или без них
(пиролиз).
Процесс газификации осуществляется*
в условиях высоких температур (900—
1300 °С) при ограниченном доступе кис¬
лорода. В результате реакции образуется
газ, горючими компонентами которого яв¬
ляется метан и его гомологи, окись угле¬
рода и водород. Из серы топлива при этом
образуется сероводород H2S, который яв¬
ляется более активным веществом по срав¬
нению с S02 и может быть удален до
поступления горючего газа в топку паро¬
вого котла. При паровоздушном дутье по¬
лучается газ с совсем малой теплотой
сгорания — около 4,5 МДж/м3; применяя
более дорогое парокислородное дутье,
можно повысить теплоту сгорания до
12 МДж/м3.
При комплексном энерготехнологиче¬
ском использовании топлива, когда возни¬
кает задача получения из топлива хими¬
ческого сырья и чистого энергетического
топлива, для термического разложения ма¬
зута может использоваться высокотемпера¬
турный пиролиз с последующей газифи¬
кацией твердого продукта (нефтяного
кокса). Пиролиз мазута происходит при
его нагревании до температуры 700—
1000°С без доступа окислителя. Образую¬
щийся при этом горючий газ очищается от
сернистых соединений и других нежела¬
тельных примесей и используется в каче¬
стве чистого энергетического топлива.
Жидкие конденсирующиеся смолопродук-
ты используются в качестве химического
сырья. Образовавшийся кокс газифициру¬
ется в присутствии водяного пара с по¬
лучением водяного газа.
Дымовые газы, образующиеся в про¬
цессе сжигания сернистых топлив, содер¬
жат оксиды серы при относительно невы¬
сокой концентрации (доенее 0,3%). Удале¬
ние S02 при низких концентрациях свя¬
зано с необходимостью сооружения доро¬
гостоящих очистительных устройств; стои-
274
Рис. 22.2. Схема очистки дымовых газов от
оксидов серы (известковый метод):
1 — скруббер; 2 — фильтр; 3 — отстойник; 4 —
аэратор; 5 — шламовый насос; 6 — воздуходувка;
7 — ввод очищаемого газа; 8 — выход очищенного
от оксидов серы и охлажденного газа; 9 — реч¬
ная вода; 10 — известковое молоко; 11 — ввод
сернокислого марганца; 12 — сброс шлама; 13 —
сброс очищенной воды
мость установленного киловатта при этом
может возрастать на 30—40%, а себе¬
стоимость вырабатываемой энергии — на
15—20%.
Простейшим и наиболее дешевым ма¬
териалом для сероочистных установок яв¬
ляется использование извести СаО или из¬
вестняка СаС03 (рис. 22.2). Очищаемый
газ промывается в скруббере водой с до¬
бавкой известкового молока. При очистке
по этому способу не предусматривается
получение продуктов, пригодных к реали¬
зации, а полученные вещества направля¬
ются в отвалы.
Разработан ряд способов очистки от
оксидов серы, при которых полученные
продукты используются для выработки то¬
варной серной, кислоты, а реагенты ис¬
пользуются повторно. К таким способам
относятся сульфитный, аммиачно-цикличе¬
ский, ^агнезитный. Выбор способа очистки
от оксидов серы должен выполняться на
основании технико-экономических расче¬
тов. Следует иметь в виду, что при всех
предложенных способах сероочистки весь-
Рис. 22.3. Методы подавления образования
оксидов азота:
0	— влияние степени рециркуляции газов и спо¬
соба его подачи на снижение концентрации окси¬
дов азота; 1 — подача газов через холодную
воронку; 2 — то же через подовые боковые шли¬
цы; 3 — то же через шлицы под горелками; 4 —
то же через каналы вторичного воздуха; 5 — по¬
дача газов через горелки со всем воздухом; 6 —
схема топки двухстадийного сжигания топлива;
1	— топочная камера; 2 — горелки, в которых по¬
дается все топливо и 85% общего количества
воздуха; 3 — шлицы, в которые подается 15% ко¬
личества воздуха


ма значительно возрастают капитальные
затраты на сооружение ТЭС и стоимость
вырабатываемой электроэнергии.
Если образование оксидов серы опре¬
деляется содержанием серы в исходном
топливе, то оксиды азота могут образовы¬
ваться при сжигании любого топлива за
счет окисления азота, содержащегося в по¬
даваемом в топку воздухе. Образование
значительных концентраций оксидов азо¬
та в дымовых газах происходит при вы¬
соких температурах в ядре горения мощ¬
ных паровых котлов. Существенное влия¬
ние на образование оксидов азота оказы¬
вает также концентрация кислорода,
определяемая избытком воздуха в топке.
Частичное подавление образования ок¬
сидов азота может осуществляться путем
соответствующей организации топочного
процесса при возможно более низкой тем¬
пературе в зоне горения и малом избыт¬
ке воздуха. Основными способами подав¬
ления образования оксидов азота в топках
котлов являются следующие:
1.	Уменьшение избытка воздуха в топ¬
ке до минимального по условиям полного
сгорания топлива размера.
2.	Понижение температуры подогрева
воздуха, поступающего в топку в преде¬
лах, допустимых по условиям эффектив¬
ного его сжигания.
3.	Рециркуляция дымовых газов в
топку (рис. 22.3,а), при этом понижаются
температурный уровень и концентрация
кислорода в зоне горения. Наибольший эф¬
фект снижения оксидов азота получается
цри вводе дымовых газов непосредственно
в горелочные устройства.
4.	Применение двухступенчатого горе¬
ния (рис. 22.3,6), когда в нижние горелки
подается топливо при недостаточном коли¬
честве воздуха, а в верхние горелки по¬
дается обедненная смесь или чистый воз¬
дух для дожигания топлива, при этом
уменьшаются наивысшая температура га¬
зов в топке и концентрация оксидов
азота.
5.	Снижение теплового напряжения в
топочной камере.
6.	Увеличение степени экранирования
топки с применением двусветных экранов.
7.	Установка специальных по конструк¬
ции горелочных устройств, обеспечивающих
пониженный выход оксидов азота.
8.	Применение топок с гранулирован¬
ным шлакоудалением, имеющих более низ¬
кий температурный уровень, вместо топок
с жидким шлакоудалением и циклонных.
9.	Впрыск воды на начальной стадии
образования факела (в зоне газифика¬
ции).
Наиболее полно большинство меропри¬
ятий (поз. 1—4, 6) может быть реали¬
зовано на паровых котлах, работающих на
, природном газе, а также при сжигании
мазута. Особенно эффективной для мазут¬
ных котлов оказалась поз. 9. На твер¬
дых топливах не удается достигнуть зна¬
чительного эффекта, по подавлению обра¬
18*
зования оксидов азота, так как большин¬
ство из них связано с ухудшением вос¬
пламенения и горения угольной пыли.
Кроме оксидов серы и азота на ТЭС
при определенных условиях могут образо¬
вываться другие вредные вещества. Выше
уже указывалось, что при некоторых не¬
благоприятных условиях может образовы¬
ваться угарный газ — СО. При локаль¬
ных недостатках кислорода в отдельных
частях топки может протекать высокотем¬
пературный пиролиз с образованием высо¬
комолекулярных соединений, в частности
бенз(а) пирена C2oHi2, обладающего канце¬
рогенными свойствами. Предельная его
концентрация в атмосферном воздухе на¬
селенных мест 0,1 мкг/100 м3. Основным
способом подавления образования бенз(а)-
пирена является дожигание продуктов не¬
полного сгорания. На газомазутных элект¬
ростанциях организован постоянно дейст¬
вующий контроль за полнотой сгорания
топлива с помощью оптических дыдоно-
меров.
Рассеивание вредностей в атмосфере
и дымовые трубы. Дымовые газы, удаляе¬
мые из котельных установок, даже при
условии максимальной их очистки содер¬
жат некоторое количество токсичных ве¬
ществ, имеют высокую концентрацию уг¬
лекислого газа при концентрации кислоро-
.да, значительно меньшей, чем в окружа¬
ющем воздухе. Для снижения концентрации
содержащихся в дымовых газах вредных
веществ в приземном слое осуществляется
их удаление в высокие слои атмосферы
через дымовые трубы с тем, чтобы они
перемешивались с атмосферным воздухом
и на уровне дыхания их концентрация не
превышала предельно допустимых значе¬
ний.
Минимально допустимая высота дымо¬
вых труб, м, определяется согласно дей¬
ствующей в СССР методике (СН 369—74)
при неблагоприятных метеорологических
условиях и опасной скорости ветра по вы¬
ражению
где А — коэффициент, зависящий от со¬
стояния атмосферы в том или ином райо¬
не страны; его значение колеблется от 120
для европейской части центра СССР до
240 для субтропической зоны Средней
Азии; М — суммарное количество вредно¬
го вещества, выбрасываемого в атмосферу
от ТЭС (см. § 22.1), г/с; F—коэффи¬
циент, учитывающий скорость осаждения
вредных веществ в атмосферном воздухе:
для газообразных примесей F= 1, для зо¬
лы уноса при степени улавливания более
90% F= 2, менее 90% F=2,5; тип—
коэффициенты, учитывающие условия вы¬
хода дымовых газов из устья трубы, т
зависит от скорости выхода газов из устья
wг (для Шг=10-М5; 20-f-25 и 30-*-35 м/с
275


значение т соответственно равно 1; 0,9
и 0,8); коэффициент п для труб ТЭС
обычно равен 1; z — число дымовых труб;
V — суммарный объем продуктов сгорания,
выбрасываемый всеми трубами ТЭС, м3/с;
АТ — разность температур выбрасываемых
из трубы газов и атмосферного возду¬
ха, К.
Для твердых частиц (золы) и газов
(S02, N02) расчет ведется раздельно и вы¬
бирается высота дымовой трубы наиболь¬
шая из проведенных расчетов. Для окис¬
лов серы и азота учитывается совместное
действие их (суммация). В этом случае
расчетное значение вредных выбросов со¬
ставляет
пдк50а
M = MSO, +	<22-8>
а в качестве ПДК подставляется в фор-
мулу (22.7) ПДКво,.
Если в районе проектируемой ТЭС
имеются другие источники загрязнения (от
промышленных предприятий, других ТЭС,
транспорта), то учитывается фоновая за¬
газованность и вместо ПДК подставляет¬
ся разность (ПДК—Сф), где Сф — фоно¬
вая загазованность атмосферы данным ве¬
ществом.
Дымовая труба является высотным со¬
оружением и состоит из несущей конструк¬
ции — оболочки, покоящейся на фунда¬
менте, и газоотводящего ствола или фу¬
теровки, непосредственно соприкасающих¬
ся с дымовыми газами. Дымовые трубы
должны отличаться высокой надежностью
в эксплуатации, строиться с применением
индустриальных методов и недефицитных
материалов, позволять проводить осмотры
и ремонты. На рис. 22.4 представлены ос¬
новные типы дымовых труб, получивших
применение в энергетике.
Оболочки всех дымовых труб при
высоте более 100 м выполняются обычно
железобетонными, конической формы, с
увеличением толщины стенки по мере при¬
ближения к фундаменту. 7 Газоотводящий
ствол может выполниться также кониче¬
ским, следующим за формой железобетон¬
ной оболочки (рис. 22.4,а, б), либо ци¬
линдрическим, подвешиваемым на тягах к
конической железобетонной оболочке
(рис. 22.4,в,г).
До настоящего времени наибольшее
распространение имели трубы с внутрен¬
ней кирпичной футеровкой из красного
или кислотоупорного кирпича. Эти трубы
оказались недостаточно надежными при
работе на дымовых газах, содержащих аг¬
рессивные компоненты. Более надежными
показали себя дымовые трубы с венти¬
лируемым воздушным зазором толщиной
100—300 мм между кирпичной футеровкой
и железобетонным стволом. Воздух засасы¬
вается из атмосферы вентилятором и про¬
ходит предварительный подогрев в паро¬
вом калорифере. В воздушном зазоре по
всей его высоте создается давление более
высокое, чем в газоотводящем стволе, что
исключает возможность проникновения га¬
зов в воздушный канал или железобетон¬
ную оболочку.
Наивысшей надежностью отличаются
дымовые трубы по типу «труба в трубе»,
когда газоотводящий ствол полностью от¬
делен от железобетонной оболочки (рис.
Рис. 22.4. Типы железобетонных дымовых труб:
а —с прижимной кирпичной футеровкой; б —с вентилируемым зазором; в — многоствольная с металличе¬
скими цилиндрическими стволами; г; с подвесным цилиндрическим кремнебетонным газоотводящим
стволом; / — железобетонная оболочка; 2 — подводящие газоходы: 3 — фундамент; -/ — кирпичная футе¬
ровка; 5 — вентилируемый зазор; 6 — металлический ствол; 7 — кремнебетонный цилиндрический ствол;
8 — металлические подвески
276


22.4,г) и между ними образуется прост¬
ранство, позволяющее обеспечить свобод¬
ное перемещение людей и проведение не¬
обходимых ремонтных работ. Газоотводя¬
щий ствол выполняется цилиндрической
формы и подвешивается на тягах к кони¬
ческой железобетонной оболочке. Он вы¬
полняется из кремнебетонных панелей, из¬
готавливаемых на заводе. Кремнебетон —
нбвый материал, отличающийся высокой
коррозионной устойчивостью, огнеупорно¬
стью и прочностью.
Для ТЭЦ с набором большого коли¬
чества разнотипного котельного оборудо¬
вания получили применение многостволь¬
ные трубы. Внутри железобетонной обо¬
лочки размещается несколько (обычно
три-четыре) металлических ствола цилинд¬
рической формы (рис. 22.4,в), при этом
каждый газоотводящий ствол может рас¬
сматривается как самостоятельная труба,
которую (ложно отключать и ремонтиро-
» вать независимо от других стволов.
22.3.	Сокращение
вредных выбросов ТЭС
в водоемы
Современные ТЭС являются крупней¬
шими водоиспользователями. Так, на
ГРЭС для выработки 1 кВт-ч электро¬
энергии используется более 0,12 т воды на
конденсацию пара в конденсаторе, что
составляет 97—98% всей потребляемой на
ГРЭС воды. Остальная вода идет на тех¬
нологические нужды:	приготовление до¬
бавочной воды для подпитки котлов и теп¬
лоносителей, разогрева и распыла мазута,
различных обмывок и промывок оборудо¬
вания, гидротранспорт золы и др.
Современные ТЭС являются источни¬
ками следующих видов сточных вод:
1) воды охлаждения конденсаторов тур¬
бин; 2) регенерационные и промывочные
воды от водоподготовительных установок
и конденсатоочисток; 3) воды, загрязнен¬
ные нефтепродуктами; 4) воды от обмы¬
вок наружных поверхностей нагрева кот¬
лов и пиковых подогревателей, работаю¬
щих на сернистом мазуте; 5) воды от хи¬
мических промывок и консервации основ¬
ного оборудования; 6) сточные воды ГЗУ;
7) воды от гидравлической уборки поме¬
щений тракта топливоподготовки; 8) лив¬
невые воды с территории электростанций;
9) коммунально-бытовые и хозяйственные
воды.
Для АЭС характерны те же виды
сточных вод, за исключением стоков, свя¬
занных с использованием органического
топлива, и добавляются воды из сбросов
санпропускников и спецпрачечных.
Сброс сточных вод в водоемы приво¬
дит к загрязнению воды в них, изменению
органолептических свойств воды (цвета,
запаха, вкуса), изменению санитарного ре¬
жима (биологическое потребление кисло¬
рода, концентрация кислорода, значение
pH), а также гибели флоры и фауны (ток¬
сическое действие сбрасываемых примесей).
Установлено, что для нормального функ¬
ционирования водоемов концентрация вред¬
ных веществ в воде водоемов не должна
превышать определенной Величины, назы¬
ваемой ПДК. Существенное влияние на во¬
доемы оказывает температура воды, так
как с ее повышением резко интенсифици¬
руются все процессы окисления, снижается
концентрация кислорода и pH, значение
которого должно быть в пределах 6,5—8,5.
С охлаждающей водой в водоемы
сбрасывается огромное количество тепло¬
ты. Так, удельное количество теплоты, от¬
водимой с охлаждающей водой при на¬
греве ее в конденсаторах турбин на 6 —
10°С, составляет на ТЭС, использу¬
ющих органическое топливо, около
4.3	кДж/(кВт-ч) при расходе воды 0,12—
0,31 т/(кВт-ч), а на АЭС —
7.3	кДж/(кВт-ч) при расходе воды
0,17—0,20 т/(кВт-ч). Для нормального
функционирования водоема тепловые сбро¬
сы не должны вызывать повышение соб¬
ственной температуры водоема более чем
на 5 °С летом и 3 °С зимой, при этом
удельная тепловая нагрузка на водоем не
должна превышать 12—17 кДж/м3. Это
ограничивает возможности создания пря¬
моточных систем охлаждения для круп¬
ных ТЭС.
Значительно снижается тепловая на¬
грузка на водоемы при использовании обо¬
ротных систем охлаждения воды с ис¬
пользованием водохранилищ или градирен.
Однако при этом существенно повышают¬
ся капитальные затраты и несколько сни¬
жается КПД ТЭС за счет увеличения
температуры охлаждающей воды и сниже¬
ния вакуума в конденсаторах. Так, если
при прямоточной системе среднегодовая
температура охлаждающей воды, поступа¬
ющей в конденсаторы турбин, составляет
11°С, то при оборотной с градирнями —
уже 22 °С. Это приводит к снижению
КПД ТЭС с 38 до 34%, но дает возмож¬
ность сооружать крупные ТЭС, не нару¬
шая теплового режима водоемов.
При подготовке добавочной воды для
паровых котлов современными методами
затрачивается большое количество хими¬
ческих реагентов (щелочи, кислоты, из¬
весть, коагулянты и т. п.), которые после
использования удаляются вместе с частью
воды, образуя сточные воды. Эти сточные
воды не содержат токсичных примесей, но
загрязняют водоемы солями, изменяют pH
в воде водоемов, увеличивают в них кон¬
центрацию органических примесей, которые
приводят к протеканию анаэробных (без
доступа кислорода) процессов с выделе¬
нием вредных продуктов (H2S, СН4
и др.). Спуск таких вод в водоемы в боль¬
шинстве случаев не разрешен, и должна
проводиться предварительная их обра¬
ботка.
277


Рис. 22.5. Нефтеловушка со скребковым механизмом:
/ — приемная камера; 2 — перегородка; 3 — отстойная зона; 4 — перегородка; 5 — выпускная камера;
5 —переливной лоток; 7 — скребок; в —поворотные щелевые трубы; 9 — приямок; 10 — эжектор
Уменьшение, а в перспективе и пол¬
ное прекращение сбросов в водоемы воз¬
можны при существенной модернизации
схем подготовки воды, а также при внед¬
рении новых прогрессивных методов водо¬
подготовки (электродиализ, обратный ос¬
мос, термическое обессоливание).
Большую опасность для водоемов
представляют воды, загрязненные нефте¬
продуктами, так как они имеются в сто¬
ках практически любого промышленного
предприятия. Например, в рыбохозяйст¬
венных водоемах каждый килограмм ма¬
зута, попавший в результате сброса сточ¬
ных вод в водоем, загрязняет 20 тыс. м3
чистой воды.
Источниками появления нефтепродук¬
тов в стоках ТЭС являются мазутохозяй-
ства, главный корпус (за счет упусков
масла из маслоохладителей турбин и под¬
шипников насосов), электротехническое
оборудование (трансформаторы, кабели
и др.) и вспомогательные службы (депо,
гараж, компрессорная).
Для очистки сточных вод от нефте¬
продуктов используются методы отстаи¬
вания, флотации и фильтрования.
Практически все нефтепродукты в во¬
де находятся в эмульгированном состоя¬
нии, т. е. в виде отдельных частиц раз¬
мером до 200—300 мкм. Под действием
разности плотностей воды и нефтепродук¬
тов частицы последних всплывают на по¬
верхность воды, откуда удаляются специ¬
альными устройствами. Процесс этот осу¬
ществляется в аппаратах проточного ти¬
па — нефтеловушках.
На рис. 22.5 приведена схема нефте¬
ловушки производительностью до 220кг/с
по сточной воде. Нефтеловушка представ¬
ляет собой горизонтальный отстойник, со¬
стоящий из двух или более параллельно
оаботающих секций. Сточная вода посту¬
пает в приемную камеру, откуда распреде¬
ляется через щелевые перегородки по сек¬
циям. Нефтепродукты, всплывающие на
поверхность в отстойных камерах, сгоня¬
ют скребковым устройством к щелевым
278
поворотным трубам, расположенным в
конце и начале отстойных зон каждой
секции, чёрез которые они выводятся из
нефтеловушки. Эффективность таких неф¬
теловушек зависит от дисперсного состава
частиц нефтепродуктов и в условиях ТЭС
обычно составляет около 50%.
Флотационная очистка воды осущест¬
вляется в специальных аппаратах — фло¬
таторах и заключается в образовании ком¬
плексов мелких частиц нефтепродуктов
с пузырьками воздуха, который специаль¬
но для этого вводится в воду, с после¬
дующим выделением таких комплексов из
воды. Скорость всплывания таких комп¬
лексов в 100—1000 раз превышает ско¬
рость естественного всплывания частиц
нефтепродуктов. В зависимости от способа
создания пузырьков различают безнапор¬
ную флотацию, когда пузырьки воздуха
выделяются из пересыщенного его раство¬
ра в воде, и напорную, когда пузырьки
создаются специальными устройствами (на¬
сосали, электродами, пористыми пластина¬
ми и т. д.).
Для очистки сточных вод применяют¬
ся многокамерные флотаторы типа
ЦНИИ-5 и радиальные флотаторы. На
рис. 22.6 показана принципиальная схема
флотатора ЦНИИ-5 производительностью
по сточной воде до 50--60 м3/ч. Согласно
этой схеме сточные воды, направляемые
для очистки, сбрасываются в усредни¬
тель — отстойник, где происходит усред¬
нение качества воды и предварительное
выделение из нее грубодисперсных частиц.
Затем насосом сточная вода подается . в
вихревый смеситель для перемешивания ее
с коагулянтом, который вводится для по¬
вышения эффективности процесса. Собст¬
венно флотационная очистка производит¬
ся во флотационных камерах, куда под¬
водится как сточная вода, так и часть
насыщенной воздухом очищенной воды,
выдержанной предварительно в напорном
баке. Очищенная вода отводится из фло¬
татора через специальный карман, а вы¬
деленные нефтепродукты скребковым транс-


Рис. 22.6. Схема флотационной установки ЦНИИ-5:
1 — усреднитель-отстойник; 2 — низконапорный насос; 3 — бак для коагулянта; 4 — флотатор; 5 — сбор¬
ный карман для нефтепродуктов; 6 — смесительная камера; 7 — флотационные камеры; 8 — отстойная
камера; 9 — скребковый механизм; 10 — карман для очищенной воды; 11 — напорный бак; 12 — рецирку¬
ляционный насос; 13 — воздушный эжектор; 14 — распределительные трубы; 15 — диафрагмы; 16 —
вихревой смеситель; 17 — эжектор для подачи раствора коагулянта; 18 — гидроэлеватор; / — загрязненная
вода; II — воздух; III — коагулянт; IV — пар; V — нефтепродукты; VI — очищенная вода; VII — ре¬
циркулирующая вода
портером удаляются с поверхности в от¬
сек у передней стенки, куда подведен пар
для уменьшения вязкости нефтепродуктов
при их откачке.
Эффективность флотационной очистки
воды составляет 50—60%. Вода, покида¬
ющая флотатор, должна пройти следую¬
щую стадию очистки, которая осущест¬
вляется фильтрованием. Фильтрование
сточной воды производится в насыпных
фильтрах, загруженных песком или дру¬
гими фильтрующими материалами (кок¬
сом, антрацитом, керамзитом и др.). Эф¬
фективность процесса фильтрования со¬
ставляет около 80%. При необходимости
воду дополнительно фильтруют через
фильтры, загруженные сорбционными ма¬
териалами (активированным углем и др.).
Насыпные фильтры регенерируются паром
или горячей водой.
На рис. 22.7 представлена технологи¬
ческая схема очистки сточных вод от неф¬
тепродуктов, включая нефтеловушку, фло¬
татор и фильтры. Степень очистки воды
по такой схеме составляет 90—95% и ма¬
ло зависит от начальной концентрации
нефтепродуктов.
При реальной концентрации нефтепро¬
дуктов, равной 10—30 мг/л, очищенная на
ТЭС по такой схеме вода будет иметь
концентрацию, намного превышающую
ПДК (равную 0,05 мг/л), что требует
значительного количества воды для раз¬
ведения такого сброса до ПДК.
При работе паровых котлов на наруж¬
ных поверхностях нагрева и особенно в
РВП образуются продукты коррозии и от¬
ложения золы. Так, при работе котла на
сернистом мазуте в РВП осаждается до
10% золы, образующейся при сжигании
топлива. Эта зола при сжигании мазута
содержит большое количество ванадия, ко¬
торый, с одной стороны, является токсич¬
ным веществом, а с другой — ценным ме¬
таллом, применяемым для легирования
сталей и остро необходимым в различных
областях .техники.
Для очистки РВП от отложений име¬
ется несколько методов (см. § 19.1). Од¬
нако при отсутствии золоулавливающих
устройств в этом случае вся зола, удален¬
ная из РВП, выбрасывается через трубу
в атмосферу, и поэтому в короткий про¬
межуток времени (около 0,5 ч) содержание
золы, а следовательно, и пятиокиси вана¬
дия в атмосфере резко возрастает.
Очистка сточных вод от обмывок РВП
проводится не только для удаления ток¬
сических веществ из воды, но и с целью
выделения ценной для народного хозяй¬
ства пятиокиси ванадия. Такая обработка
воды позволяет получить шлам с содер¬
жанием V2O5 до 20—30%. Этот шлам
обезвоживается на фильтрах, расфасовы¬
вается и является сырьем для металлур¬
гической промышленности. Полное улавли¬
вание золы с использованием ее в даль¬
нейшем как сырьевой базы для получения
ванадия представляет собой важную на¬
роднохозяйственную задачу.
Для нормальной эксплуатации обору¬
дования ТЭС и АЭС необходимо обеспе¬
чить условия, при которых должны отсут¬
ствовать процессы накипеобразования и
коррозии. Однако полностью ликвидиро¬
вать эти процессы не удается, и по мере
надобности производится очистка поверх¬
ностей нагрева от внутренних отложений.
Конструкции современных котлов и тур¬
бин настолько сложны, что удовлетвори-
279


Рис. 22.7. Технологическая схе¬
ма очистки сточных вод, со¬
держащих нефтепродукты:
1 — приемный бак; 2 — нефтело¬
вушка; 3 — промежуточные баки;
4 — флотатор; 5 — напорная ем¬
кость; 6 — эжектор; 7 — мазуто-
прнемннк с паровым подогревом;
8 — механический фильтр; 9 —
угольный фильтр; 10 — бак промы¬
вочной воды; 11 —• регулятор на¬
пора; 12 — компрессор; 13 — насо¬
сы; 14 — раствор коагулянта; 15 —
слив; 16 — поступление замазучен¬
ных вод; 77 — мазутный концент¬
рат на сжигание
I
тельно очистить поверхности от отложений
удается лишь при применении для этой
цели специальных реагентов, в числе ко¬
торых щелочи, органические и неорганиче¬
ские кислоты, моющие препараты, ингиби¬
торы коррозии и др. Общее количество
сбросных вод при химических промывках
зависит от типа котлов и принятой тех¬
нологии промывки и может достигать
20 тыс. т на одну промывку. В отработав¬
ших растворах после операции промывки
реагенты составляют 70—90% примесей,
в состав которых входит много токсичных
веществ.
В периоды останова и стоянок обору¬
дования принимаются меры для защиты
его от коррозии, для чего, например, кот¬
лы заполняются специальными растворами,
которые перед последующим пуском кот¬
лов в работу должны сбрасываться. «Зал¬
повый» характер сброса и резкоперемен¬
ная концентрация примесей в сточных во¬
дах чрезвычайно затрудняют организацию
ее очистки.
На ТЭС с замкнутой системой гидро¬
золоудаления (ГЗУ) возможен сброс про¬
мывочных и консервационных вод непо¬
средственно на золоотвалы,. если значение
pH этой воды не больше 8. В ином слу¬
чае промывочная вода предварительно ней-.
трализуется.
Практически на всех ТЭС, использую¬
щих твердое топливо, удаление золы и
шлака осуществляется водой. Для уда¬
ления 1 т золы требуется 20—40 т воды.
Зола отводится вместе с водой в виде
пульпы на золоотвалы (до 20 км), где
зола осаждается, а осветленная вода либо
280
сбрасывается в водоем (прямоточная си¬
стема), либо возвращается обратно на ТЭС
для повторного использования (оборотная
система). В первом случае в водоем сбра¬
сываются все примеси в растворенном виде
и часть грубодисперсных примесей, не ус¬
певших осесть на золоотвале. Валовой
сброс солей в водоем в этом случае очень
большой. В этих сбросах имеются крайне
токсичные вещества:	мышьяк, германий,
ванадий, фтор и др. В воду могут также
переходить и канцерогенные вещества, со¬
держащиеся в продуктах недожога топ¬
лива. Поэтому в настоящее время прямо¬
точные системы гидрозолоудаления на
ТЭС не проектируются и вновь строящие¬
ся ТЭС оборудуются оборотными систе¬
мами. Однако и в этом случае часть во¬
ды из оборотной системы приходится сбра¬
сывать в водоем и возмещать свежей, так
как в результате длительного контакта с
золой она насыщается и пересыщается
труднорастворимыми соединениями (СаСОз,
CaS04, Са(ОН)2), которые образуют от¬
ложения в системе гидрозолоудаления, за¬
трудняя этим ее нормальную работу. Сброс
составляет 1—3% расхода осветленной во¬
ды, но концентрации в ней токсичных ве¬
ществ велики, поэтому сбросы такой воды
в водоемы представляют серьезную опас¬
ность. Очистка сточных вод ГЗУ в пол¬
ном объеме слишком затруднительна из-за
больших расходов воды и высоких кон¬
центраций примесей (2000—8000 мг/кг).
Поэтому в применении к таким водам сле¬
дует говорить о их обезвреживании, т. е.
о снижении концентраций токсичных ве¬
ществ до приемлемых значений. Для этой


цели могут быть применены методы осаж¬
дения примесей, их сорбция на различных
сорбентах, в том числе и на самой золе.
Особенностью сточных вод АЭС яв¬
ляется их загрязнение радиоактивными
примесями. В процессе эксплуатации АЭС,
при ремонтах и дезактивации оборудова¬
ния образуются слабоактивные воды, ко¬
торые подлежат очистке от активных при¬
месей на специальных установках — спец-
водоочистках (СВО) [15].
На АЭС существует несколько типов
СВО, привязанных к определенным техно¬
логическим схемам и имеющие различное
целевое назначение: очистка продувочных
вод первого контура, воды бассейнов вы¬
держки и перегрузки кассет тепловыделя¬
ющих элементов, воды санпропускников и
специальных прачечных и др. Все эти во¬
ды очищаются и возвращаются обратно
в технологические схемы, к которым при¬
вязаны СВО.
Очистка сточных вод — дорогостоя¬
щее мероприятие. Кроме того, вследствие
недостаточной эффективности очистных со¬
оружений и большого валового расхода
сточных вод требуется очень много чистой
воды для разведения сточных вод до ПДК
в водоемах. Поэтому при решении этой
проблемы необходимо выполнить комплекс
мер — это совершенствование технологии
очистки сточных вод, включая извлечение
из них ценных веществ; коренное измене¬
ние технологических процессов с целью
уменьшения объемов сточных вод; (макси¬
мальное использование оборотных систем
и переход на сухие технологические си¬
стемы, практически не требующие воды.
Выполнение этого комплекса мероприятий
позволит в дальнейшем перейти на бес¬
сточную технологию производства.
22.4.	Защита
от ионизирующих излучений
и дозиметрический контроль
на АЭС
Физические процессы, происходящие в
активной зоне ядерного реактора, вызы-
вают два вида радиационной опасности:
ионизирующее излучение и радиационное
загрязнение.
Ионизирующее излучение воздействует
на организм человека в результате внеш¬
него облучения; радиационное загрязнение
вызывает внутреннее облучение радиоак¬
тивными веществами, поступающими в ор¬
ганизм человека при вдыхании загрязнен¬
ного воздуха. На атомных электростанциях
имеются три источника загрязнения возду¬
ха радиоактивными веществами [15]. Пер¬
вым источником являются осколки деления
ядер в активной зоне реактора. Вторым
источником загрязнения является воздей¬
ствие нейтронных потоков на окружаю¬
щий воздух. Наибольшей активации в со¬
ставе воздуха подвержен инертный газ —■
аргон-40, в результате чего из него
образуется радиоактивный изотоп — ар-
гон-41—с периодом полураспада 1,82 ч.
Источником загрязнения воздуха могут
оказаться радиоактивные протечки тепло¬
носителя первого контура в обслуживае¬
мое помещение, которые при испарении
вносят в воздух изотопы активных инерт¬
ных газов и аэрозоли. В связи с этим ком¬
поновка главного здания АЭС предусмат¬
ривает деление всех помещений на зоны с
разной степенью опасности радиоактивного
поражения.
К помещениям первой категории отно¬
сят зону строгого режима: необслужива¬
емые помещения, в которых находится
оборудование первого контура теплоноси¬
теля и относящиеся к нему трубопроводы,
арматура, парогенераторы, хранилища а
отработавшими твэламп и радиоактивны¬
ми отходами. При работающем реакторе
присутствие персонала в этой зоне не до¬
пускается.
Помещения второй категории — зона
ограниченного режима. Это полуобслужи-
ваемые помещения, в которых временно
может находиться эксплуатационный пер¬
сонал, поскольку дозы облучения и радио¬
активные загрязнения воздуха в них мень¬
ше предельно допустимых. Сюда входят
реакторный зал и помещения, где распо¬
лагается оборудование второго контура,
включая трубопроводы и арматуру. Про¬
ход в эту зону и выход из нее осуще¬
ствляются только через санпропускник.
Помещения третьей категории харак¬
теризуются зоной нормального режима. В
них постоянно работает эксплуатационный
персонал. Здесь доза облучения и радио¬
активность воздуха во много раз меньше
допустимых предельных значений. К ним
относятся помещения пультов управления,
мастерские и т. п.
В технологическом процессе АЭС об¬
разуются также отходы радиоактивных
жидкостей — продувочная и дренажная
вода, вода охлаждения системы регулиро¬
вания, аварийной защиты и других узлов,
вода, использованная при дезактивации
оборудования.
Загрязненную воду по условиям чрез¬
мерной радиоактивности нельзя выбрасы¬
вать со станции. Ее предварительно вы¬
паривают до небольшого объема (иногда
до сухого остатка), который затем под¬
вергают захоронению. на длительное вре¬
мя в подземных могильниках. Образую¬
щийся конденсат пара используют в си¬
стеме электростанции. Твердые отходы, за¬
грязненные долгоживущими радиоактив¬
ными веществами (одежду, обувь, мусор),
сжигают, а образовавшуюся золу, как и
несжигаемые твердые загрязненные радио¬
активностью детали технологического обо¬
рудования, инструмент и т. п., помещают
в могильники. Принципы очистки радиоак¬
тивных вод на АЭС рассмотрены в
§ 22.3.
281


Рис. 22.8. Принципиальная схема вентиля¬
ционной установки АЭС:
1 — газоохладитель; 2 — аэрозольный фильтр; 3 —
компрессор; 4 — газгольдер; 5 — дымовая (венти¬
ляционная) труба
Для очистки воздуха на атомной элек¬
тростанции предусмотрена обширная си¬
стема вентиляции. Ее назначение — под¬
держание санитарно-гигиенических норм в
воздухе производственных помещений по
температуре, влажности и запыленности.
Первой задачей этой вентиляции являет¬
ся поддержание в воздухе полуобслуживае-
мых помещений второй категории в про¬
цессе эксплуатации АЭС концентраций
всех радиоактивных примесей на уровне
ниже предельно допустимых, определяе¬
мых службой дозиметрии станции.
Второй задачей специальных вентиля¬
ционных установок является поддержа¬
ние 'температур воздуха в помещениях
первой категории не выше 70 °С и в по-
луобслуживаемых помещениях не выше
50 °С при обеспечении многократного воз¬
духообмена, особенно в периоды проведе¬
ния ремонтных работ.
Система технологической спецвентиля-
ции предусматривает удаление радиоак¬
тивных газов и пыли перед сбросом воз¬
духа в вентиляционную трубу электро¬
станции. Как правило, активированные га¬
зы имеют небольшой период полурас¬
пада.
Радиоактивные газы
Период
полураспада
Ксенон-133
Ксенон-135
Криптон-87
Криптон-88
5,27 сут
9,13 ч
1,34 ч
2,77 ч
Поэтому их достаточно выдержать не¬
сколько часов в газгольдерах.
282
Радиоактивные пыль и аэрозоли улав¬
ливаются фильтрами из тонковолокнистых
синтетических материалов (КПД улавли¬
вания не ниже 99%), а радиоактивные
йод-131 и йод-133 — в фильтрах-адсорбе¬
рах, в которых в качестве сорбента при¬
меняют активированный уголь.
Принципиальная схема вентиляционной
установки показана на рис. 22.8. Воздух
с газообразными радиоактивными газами
и пылью, отсосанный из помещений АЭС,
вначале поступает в газоохладители 7, в
которых происходит конденсация влаги и
радиоактивных паров из воздуха. После
охладителей воздух поступает в аэрозоль¬
ные фильтры 2, где задерживаются пыль
и мельчайшие твердые частички (аэрозо¬
ли). Затем компрессором 3 воздух нака¬
чивается в газгольдеры 4> в которых он
выдерживается в соответствии с наиболь¬
шим временем полураспада из числа име¬
ющихся в воздухе газов. Давление в газ¬
гольдере поднимается до 0,8—1,0 МПа.
После выдержки воздух вновь проходит
•через фильтры 2 и сбрасывается в вен¬
тиляционную трубу станции 5.
Из-за наличия в составе газов ато¬
марного водорода, образующегося в, по¬
мещениях первой категории в результа¬
те радиолиза водяных паров, в газгольдере
может получиться взрывоопасная смесь.
Поэтому отсос воздуха разбавляют азотом.
Для уменьшения объема вентиляционной
установки применяют дожигание водорода
в аппаратах-рекомбинаторах. Основная за¬
щита от излучения вокруг реакторов АЭС
выполняется из специального бетона. Этот
материал довольно хорошо поглощает ней¬
тронное излучение и энергию гамма-кван¬
тов, возникающих в металле конструкций
реактора под воздействием нейтронного
потока.
Для дозиметрического контроля на
АЭС устанавливают приборы преимуще¬
ственного стационарного типа, обеспечи¬
вающие дистанционный контроль за иони¬
зирующими излучениями. Кроме того, при¬
меняют переносные приборы и дозиметры
индивидуального контроля, систематически
берутся из помещений отборы проб воз¬
духа для радиационного анализа. Сигналь¬
но-измерительная аппаратура монтируется
в специально оборудованном помещении
АЭС, откуда ведется централизованный
контроль радиационной обстановки на
АЭС. Виды контроля включают в себя
контроль мощности дозы гамма-излучения,
контроль; концентрации в воздухе произ¬
водственных помещений радиоактивных
газов и аэрозолей, периодический контроль
интенсивности нейтронного потока в реак¬
торном зале, индивидуальный дозиметри¬
ческий контроль за облучением обслужи¬
вающего персонала, контроль загрязнения
тела, рук, одежды персонала и рабочих
поверхностей помещений. Специальный
технологический контроль обеспечивает
постоянное наблюдение за рабочей средой
в контурах АЭС, степенью ее загрязнен-


ности радиоактивными веществами, конт¬
роль за радиоактивными протечками из
контуров по наличию характеристик ве¬
ществ — излучателей в рабочей среде пер¬
вого контура.
Контрольные вопросы к гл. 22
1.	Перечислите вредные газообразные
выбросы ТЭС и АЭС. Какие из них отно¬
сятся к наиболее опасным?
2.	Что такое токсичная кратность ве¬
щества? Как пользуются этим показате¬
лем для определения степени опасности
загрязнения воздуха?


ности радиоактивными веществами, конт¬
роль за радиоактивными протечками из
контуров по наличию характеристик ве¬
ществ — излучателей в рабочей среде пер¬
вого контура.
Контрольные вопросы к гл. 22
1.	Перечислите вредные газообразные
выбросы ТЭС и АЭС. Какие из них отно¬
сятся к наиболее опасным?
2.	Что такое токсичная кратность ве¬
щества? Как пользуются этим показате¬
лем для определения степени опасности
загрязнения воздуха?


3.	Назовите способы очистки жидкого
топлива от сер'ы.
4.	Какие способы применяют для сни¬
жения образования окислов азота?
5.	Какую задачу решаю? дымовые
трубы ТЭС?
6.	В чем выражается вредное воздей¬
ствие сбросных вод ТЭС на водоемы?
7.	Какие способы очистки сточных вод
применяют на ТЭС?
8.	Как осуществляется очистка воздуха
в помещениях АЭС? Что предпринимает¬
ся для исключения загрязнения окружа¬
ющей среды?
9.	Почему необходим постоянный до¬
зиметрический контроль на АЭС?


3.	Назовите способы очистки жидкого
топлива от сер'ы.
4.	Какие способы применяют для сни¬
жения образования окислов азота?
5.	Какую задачу решаю? дымовые
трубы ТЭС?
6.	В чем выражается вредное воздей¬
ствие сбросных вод ТЭС на водоемы?
7.	Какие способы очистки сточных вод
применяют на ТЭС?
8.	Как осуществляется очистка воздуха
в помещениях АЭС? Что предпринимает¬
ся для исключения загрязнения окружа¬
ющей среды?
9.	Почему необходим постоянный до¬
зиметрический контроль на АЭС?


Список
рекомендуемой литературы
1.	Аэродинамический расчет котель¬
ных агрегатов (Нормативный метод)/Под
ред. С. И. Мочана. М.: Энергия, 1977.
2.	Гидравлический расчет котельных
агрегатов (Нормативный метод)/ Под ред.
В. А. Локшина, Д. Ф. Петерсона,
А. Л. Шварца. М.: Энергия, 1978.
3.	Госгортехнадзор СССР. Сборник
правил и руководящих материалов по
котлонадзору. М.: Недра, 1977.
4.	Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей. М.: Энер¬
гия, 1977.
5.	Тепловой расчет котельных агре¬
гатов (нормативный метод)/ Под ред.
Н. В. Кузнецова, В. В. Митора, И. Е. Ду-
бовского, Э. С. Карасиной. М.: Энергия,
1973.
6.	Антикайн П. А. Металл и расчет
на прочность котлов и трубопроводов. М.:
Энергия, 1980.
7.	Антонянц Г. Р. Топливно-транспорт¬
ное хозяйство тепловых электростанций.
М.: Энергия, 1977.


8.	Гаврилов А. Ф., Малкин Б. М. За¬
грязнение и очистка поверхностей нагрева
котельных установок. М.: Энергия, 1980.
9.	Котельные и турбинные установки
энергетических блоков. Опыт освоения/
Под ред. В. Е. Дорощука и В. Б. Рубина.
М.: Энергия, 1979.
10.	Маргулова Т. X., Мартынова О. И*
Водные режимы тепловых и атомных элек¬
тростанций. М.: Высшая школа, 1981.
11.	Мейкляр М. В. Современные ко¬
тельные агрегаты ТКЗ. — М.: Энергия, 1978.
12.	Рассохин Н. Г. Парогенераторные
установки атомных электростанций. М.:
Атомиздат, 1980.
13.	Резников М. И., Липов Ю. М. Па¬
ровые котлы тепловых электростанций. М.:
Энергоиздат, 1981.
14.	Справочник по пыле- и золоулав¬
ливанию/ М. И. Биргер, А. Ю. Вальдберг,.
Б. И. Мягков и др./ Под ред. А. А. Руса¬
нова. М.: Энергоатомиздат, 1983.
15.	Охрана водного и воздушного бас¬
сейнов от выбросов тепловых электростан¬
ций/ Л. А. Рихтер, Э. П. Волков, В. Н. Пок¬
ровский/ Под ред. П. С. Непорожнего. М.:
Энергоиздат, 1981.


ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
А
Абразивность топлив 44
Абразивный износ 199
Аккумулирующая способность котла 250
Арматура котла 250—253
Атомные электростанции 8
Б
Байпасирование газов 187
Балласт топлива 22
Барабанные котлы 257—259
Бункер пыли 53
~ топлива 54
В
Вагоноопрокидыватель .36
Вентилятор горячего дутья 58
—	дутьевой 234
—	мельничный 57
Взрываемость угольной пыли 45
Влажность топлива 27
Внутрибарабанные устройства 157
Водный режим котла 162
Водоуказательные приборы 252
Воздухоподогреватель двухступенчатый 189
—	регенеративный 194
—	трубчатый 193
Воздушные регистры 120
Впрыск собственного конденсата 183
Впрыскивающий пароохладитель 182
Высоконапорный котел 263
Г
Газовое регулирование перегрева пара 184
—	топливо 21
	 горение 67
Газовоздушный тракт 17
Газорегуляторный пункт 64
Гарнитура котла 229
Гидравлическая1 разверка 137
Гидравлические сопротивления 136
—	характеристики труб 141—145
Гидрозолоудаление 246—247
Горелки вихревые 103	'
—	газомазутные 121
прямоточные 105
—	— расположение на стенах 106
Д
Движущий напор циркуляции 146
Дробеочистка 241
Дробильное отделение 36, 38
Дроссельные шайбы 144, 168
Дымовые трубы 276
Дымососы 17, 234	.. ;
Е
Естественная циркуляция 10, 145—150
Ж
Жалюзийный сепаратор 157
Жидкое топливо 21
	 	 горение 73
3
Застой (опрокидывание) циркуляции 148
Зеркало испарения 153
Зерновая характеристика топлива 43
Золоуловители 243
Золошлакоудаление 245	,
Зольность топлива 26
Зона ухудшенного теплообмена 133
И
Ионизирующие излучения 281
Источники загрязнения питательной воды
150
К
Каркас котла 224
Кипящий слой 78
Классификация методов регулирования пе¬
регрева 181
—	органических топлив 20, 28
—	паровых котлов 10
Компенсатор тепловых расширений 192
Контур:
движущий и полезный напор 146
методика расчета 147
надежность режимов циркуляции 148
циркуляции 10, 145
Коррозия низкотемпературная 196
Коэффициент избытка воздуха 81, 85, 97
—	излучения топки и факела 205
—	размолоспособности топлива 44
—	тепловой эффективности экрана 203
—	теплопередачи 210
Л
Ленточные конвейеры 35
Летучие вещества топлива 28
М
Мазут 21
—	свойства и характеристики 30
Мазутные подогреватели 63
Массы топлива 22
Мельницы-вентиляторы 51
классификация 45
молотковые 48
среднеходные 49
шаровые барабанные 46
Мельничный вентилятор 57
285


н
Натрубная обмуровка 227
Номинальная нагрузка котла 249
Номинальные параметры пара 18
О
Области горения топлив 72
Обмуровка стен котла 226—229
Объемы газов и воздуха 81—85
Очистка поверхностей нагрева 239—242
—	сточных вод котла 278—281
П
Пароохладитель впрыскивающий 182
Паропаровой теплообменник 183
Пароперегреватель 15, 172
виды конструкций 172—175
компоновка 177
секционирование пакетов 176
Питатель пыли 53
—	топлива 54
Поверочный расчет котла 213
Ползучесть металла 215
Полупиковый и пиковый котлы 264—266
Потери теплоты в котле 89—96
Пояс жесткости 166
Предельно допустимая концентрация ве¬
ществ 273
Приведенные характеристики топлива 33
Приемно-разгрузочные устройства 37
Природный газ 22
—	— свойства и характеристики 32
Присосы воды в питательный тракт 150
—	холодного воздуха 84
Промывка пара 157
Прямоточный котел 12
		типы 259—262
Р
Разомкнутая сушка топлив 58
Располагаемая теплота топлива 87
Растворимость веществ в паре 154
Расчетный расход топлива 98
Режимная карта котла 249
Режимы течения в трубах 125—128
Рециркуляция газов 185
С
Секционирование поверхностей 165, 176
Сепараторы пыли 51
Сепарация капель влаги 156
Ситовой анализ топлива 42
Склады топлива 39
Скорость реакции горения 66
—	циркуляции 128
Собственные нужды котла 98
Сопротивление газовоздушного тракта 232
Ступенчатое испарение 158
Степень экранирования топки 204
Сыпучие отложения 198
Т
Твердое топливо 21
горение 69
-классификация 28—30
происхождение 21
свойства и характеристики 26—28
Температура стенки трубы 131—134
—	точки росы 197
Температура уходящих газов 91
	на выходе из топки 78, 206
	теоретическая (адиабатная) 78, 206
Тепловой баланс котла 88
Тепловые напряжения топки 101
—	электростанции 6
Типоразмеры паровых котлов 18
Топки вихревые 112—114
—	газомазутные 114—116
—	камерные 100—111
Топливно-воздушная струя вихревая 75
	прямоточная 74
Тягодутьевая установка 234
У
Угольная пыль 41
Унос влаги с паром 152
Условное топливо 26
Ф
Фестон 163
Форсунки мазутные 117—118
регулирование производительности 119
X
Характеристики двухфазного потока 128—
130
Химическая очистка поверхностей нагре¬
ва. 161
Ц
Цепные разветвленные реакции'68
Циклон внутрибарабанный 157
—	выносной 161
—	пылевой 52
Ч
Чистота пара 155
Ш
Ширмовый перегреватель 175
Шлакование топки 102
Шлакоудаление жидкое 103, 111
—	твердое 102
Э
Экономайзер 190—192
Экран топочной камеры 14, 165
двустветный 166
мембранный 164
прямоточных котлов 166—168
футерованный 109, 164
Элементный состав топлива 22
Энергетический блок 18	'
Энтальпии газов и воздуха 86
Я
Ядерное топливо 20
Ядро факела 76	1


ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .
Глава первая. Производство па¬
ра	на электрической	станции	5
1.1.	Виды электростанций .	5
1.2.	Классификация паровых кот¬
лов 	М
1.3.	Технологическая схема про¬
изводства пара .	.	.	13
1.4.	Основные характеристики
парового котла .	...	18
Глава вторая. Энергетическое
топливо и его характеристики	20
2.1.	Виды топлив	20
2.2.	Состав топлив ....	22
2.3.	Теплота сгорания топлива	24
2.4.	Технические характеристики
топлива	26
2.5.	Топливная база электростан¬
ций СССР	33
Глава третья. Топливно-транс¬
портное хозяйство и пылеприго-
товление на угольных электро¬
станциях 	35
3.1.	Технологическая схема топ-
ливоподачи и приемные
устройства	35
3.2.	Топливные склады и их ме¬
ханизация 	39
3.3.	Угольная пыль и ее харак¬
теристики .	....	40
3.4.	Оборудование систем пыле-
приготовления .	...	45
3.5.	Системы пылеприготовления	55
Глава ^ четвертая. Топливное
хозяйство газомазутных электро¬
станций 	60
4.1.	Приемные устройства мазута 60
4.2.	Технологическая схема под¬
готовки мазута к сжиганию	62
4.3.	Технологическая схема по¬
дачи газового топлива .	64
Глава пятая. Элементы теории
горения	65
' 5.1. Основы кинетики горения
топлива	65
5с2, Горение	натуральных	топлив	67
5.3.	Развитие и воспламенение
топливно-воздушной	струи	74
5.4.	Сжигание топлива в камер¬
ных топках
Глава шестая. Продукты сгора¬
ния топлива .
6.1.	Состав продуктов сгорания
6.2.	Объем продуктов сгорания
6.3.	Контроль за избытками воз¬
духа при эксплуатации паро¬
вого котла
6.4.	Энтальпия продуктов сгора¬
ния
Глава седьмая. Эффективность
использования топлива
76
80
80
82
84
80
87
7.1.	Общее уравнение теплового
баланса котла ....	87
7.2.	Характеристика потерь теп¬
лоты в котле .....	90
7.3.	Коэффициент полезного дей¬
ствия парового котла и ко¬
тельной установки ...	97
Глава восьмая. Сжигание твер¬
дого топлива в камерных топках 99*
8.1.	Виды камерных топок и их
характеристики ....	99*
8.2.	Образование и поведение
золы и шлака в камерной
топке .		102
8.3.	Горелочные устройства .	103-
8.4.	Камерные топки с удале¬
нием шлака в твердом со¬
стоянии 	107
8.5.	Камерные топки с жидким
удалением шлаков	.	109
8.6.	Вихревые топки .	.	112
Глава девятая. Сжигание жид¬
кого и газового топлива .	.	114’ .
9.1.	Газомазутные топки .	. ф 114
9.2.	Горелочные устройства для
сжигания мазута	117
9.3.	Организация сжигания при¬
родного газа. Комбиниро¬
ванные газомазутные горелки	12Г
Глава десятая. Основы тепло¬
гидравлического расчета паро¬
вых котлов	124
10.1.	Режимы и параметры те¬
чения пароводяной	смеси	124
10.2.	Температурный режим по¬
верхностей нагрева .	. .	130'
287


10.3.	Теплогидравлический рас¬
чет поверхностей с прину¬
дительным движением ра¬
бочей среды	.	.	136
10.4.	Основы гидравлического
расчета контура естествен¬
ной циркуляции ....	145
Глава одиннадцатая. Полу¬
чение пара заданных свойств н
обеспечение надежности работы
поверхностей нагрева	.	.	,	150
11.1.	Источники загрязнений пи¬
тательной воды и их влия¬
ние на работу оборудова¬
ния 	150
11.2.	Загрязнение пара .	.	152
11.3.	Методы получения чистого
пара		 155
11.4.	Методы вывода примесей
из цикла станции и водный
режим котлов .	.	.	.	161
Глава двенадцатая. Парооб¬
разующие поверхности нагрева 163
12.1.	Тепловосприятие поверхно¬
стей нагрева парового
котла	163
12.2.	Гладкотрубные топочные
экраны	164
12.3.	Газоплотные сварные эк¬
раны	.	.....	168
12.4.	Методы повышения надеж¬
ности газоплотных экранов 170
Глава тринадцатая. Паропе¬
регреватели. Регулирование тем¬
пературы перегретого пара .	.	172
13.1.	Конструкции пароперегре¬
вателей и их компоновка
13.2.	Регулирование температуры
перегретого пара .	.	.	179
Глава четырнадцатая. Низ¬
котемпературные поверхности
нагрева	188
14.1.	Компоновка низкотемпера¬
турных поверхностей на¬
грева 	188
14.2.	Экономайзеры ....	190
14.3.	Воздухоподогреватели .	.	192
14.4.	Условия работы низкотем¬
пературных поверхностей 196
1#.5. Методы повышения корро¬
зионной стойкости воздухо-
v подогревателей ....	200
Глава пятнадцатая. Тепловой
расчет парового котла .	.	.	202
15.1.	Задачи теплового расчета 202
15.2.	Теплообмен в топочной ка¬
мере 	202
15.3.	Лучистый теплообмен в га¬
зоходах котла ...	.	208
15.4.	Конвективный теплообмене
газоходах котла .	.	.	209
15.5.	Последовательность тепло¬
вого расчета котла .	.	212
Глава шестнадцатая. Металл
и расчет на прочность элементов
парового котла
16.1.	Работа металла при высо¬
кой температуре
16.2.	Основные материалы эле¬
ментов котла ....
16.3.	Расчет прочности основных
элементов парового котла
Глава семнадцатая. Компон-
новка, металлоконструкции и
тепловая изоляция парового кот¬
ла
17.1.	Компоновка паровых кот¬
лов .	.	.....
17.2.	Каркас парового котла .
17.3.	Обмуровка и тепловая изо¬
ляция .	.	....
Глава восемнадцатая.^ Газо¬
воздушный тракт котельной уста¬
новки и его оборудование .
18.1.	Основы аэродинамического
расчета газовоздушного
тракта
18.2.	Тягодутьевая установка
Глава девятнадцатая. Очи¬
стка поверхностей нагрева и
шлакозолоудаление на ТЭС .
19.1.	Очистка поверхностей на¬
грева от загрязнений .
19.2.	Золоулавливание
19.3.	Система золошлакоудаления
Глава двадцатая. Основы экс¬
плуатации паровых котлов .
20.1.	Режимы работы котла .
20.2.	Регулирующая и запорная
арматура котла ....
20.3.	Регулирование нагрузки и
тепловые защиты
Глава двадцать первая. Кон¬
струкции паровых котлов и па¬
рогенераторов
21.1.	Влияние единичной мощно¬
сти, параметров пара и ре¬
жима работы на конструк¬
цию парового котла
21.2.	Паровые котлы ТЭС
21.3.	Паровые котлы комбиниро¬
ванных энергоустановок
21.4.	Котлы для полупиковой и
пиковой нагрузки
21.5.	Парогенераторы АЭС .
Глава двадцать вторая. За¬
щита окружающей среды
22.1.	Выбросы ТЭС и их влия¬
ние на окружающую среду
22.2.	Сокращение вредных выб¬
росов в атмосферу и их
рассеивание .....
22.3.	Сокращение вредных выб¬
росов ТЭС в водоемы .
22.4.	Защита от ионизирующих
излучений и дозиметриче¬
ский контроль на АЭС .
Список рекомендуемой литературы
Предметный указатель .	. •.
215
215
218
219
222
222
224
226
233
231
239
239
239
242
245
248
248
250
253
255
255
257
263
264
267
269
269
273
277
281
284
285